中國儲能網(wǎng)訊：近年來，我國南方區(qū)域居民及農(nóng)業(yè)用電占全社會用電量比例約1/5，工商業(yè)用電占比約4/5。根據(jù)南方電網(wǎng)公司“十四五”規(guī)劃，預(yù)計“十四五”末風光發(fā)電量占比將達到15%?；诂F(xiàn)有政策條件，在預(yù)留一定規(guī)模的調(diào)節(jié)性電源匹配居民農(nóng)業(yè)用電需求之后，“十四五”期間風光等新能源發(fā)電進入市場是箭在弦上。其中，增量平價風光發(fā)電在2025年最大可交易電量將達到1600億千瓦時。
那么，新能源入市將給市場帶來什么變化？又會孕育何種商機？
現(xiàn)貨市場：新能源的一場“大考”
市場如考場，對新能源發(fā)電而言，現(xiàn)貨市場相當于素質(zhì)教育選拔，德智體美勞都要來一遍“大考”。現(xiàn)貨市場的嚴苛性體現(xiàn)在分時出清、分時定價上，而風光發(fā)電專注提高運維、保發(fā)電小時數(shù)的“刷題”策略，在新的市場環(huán)境下遇到了新的難題。
難題一，可再生能源發(fā)電的長周期間歇性已經(jīng)成為影響電力供應(yīng)的重要因素。以廣西壯族自治區(qū)730萬千瓦風電裝機為例，2021年7月出力低于20%容量的極小風期持續(xù)了一周，2022年9月上旬也持續(xù)處于極小風期；風電出力短期也有大幅波動，最大由700萬千瓦降至35 萬千瓦。水電方面，受2022年7月以來西北太平洋副熱帶高壓影響，云南、四川主要流域均出現(xiàn)了7月偏枯4成、8月偏枯5成的情況。上述情況說明，風、光、水等可再生能源發(fā)電超過一月的長周期間歇性對電力供應(yīng)影響非常大，火電、核電等調(diào)節(jié)性電源在電力供應(yīng)中不可或缺。規(guī)模不斷攀升的新能源發(fā)電需要更多的調(diào)節(jié)性電源來“扶上馬、送一程”。
難題二，新能源電能量價格將普遍低于調(diào)節(jié)性電源價格。我國目前各現(xiàn)貨市場試點中，甘肅和蒙西新能源按照報量報價方式進入現(xiàn)貨市場，其他各省區(qū)新能源發(fā)電采用“報量不報價”方式入市。由于陸上風電的反調(diào)峰特性，隨著發(fā)電比例提高、峰谷價差拉大，其收益會顯著小于調(diào)節(jié)性電源。根據(jù)典型的廣東陸上風電第四季度發(fā)電規(guī)律特性可知，高峰時段發(fā)電量占比23%，低谷時段發(fā)電量占比42%；同時期，海上風電高峰時段發(fā)電量占比27%，低谷時段發(fā)電量占比38%。而典型負荷曲線高峰電量占比35%，低谷電量占比21%。打個比方，一個半夜開足馬力的餐館，如果沒有做成預(yù)制菜來存儲，要賣給哪一類食客呢？以廣東2021年12月典型日場景為例，在新能源作為現(xiàn)貨價格接受者的情況下，煤電日均現(xiàn)貨電價0.772元/千瓦時，海上風電日均現(xiàn)貨電價0.71元/千瓦時，陸上風電日均現(xiàn)貨電價0.693元/千瓦時，風電現(xiàn)貨均價0.702元/千瓦時，比煤電低10%。
那么，新能源以“報量報價”的方式入市，收益是否會更加可觀？依據(jù)現(xiàn)有可再生能源保障消納政策、能源監(jiān)管要求以及發(fā)電集團對發(fā)電小時數(shù)的考核要求，“報量報價”與“報量不報價”可能不會有明顯差別。
難題三，通過現(xiàn)貨促進調(diào)峰的措施將進一步壓低新能源收益。目前部分現(xiàn)貨試點省區(qū)以現(xiàn)貨偏差結(jié)算代替調(diào)峰市場或調(diào)峰補償機制，為確保調(diào)節(jié)性電源獲得足夠的深度調(diào)峰收入，現(xiàn)貨下限價格要足夠低，至零價或負價，這會導(dǎo)致新能源發(fā)電在獲得消納空間的同時，發(fā)電收益被進一步壓低。隨著新能源并網(wǎng)比例的提高，新能源導(dǎo)致的零價小時數(shù)呈上升趨勢。歐洲市場在2019年、2020年的負電價小時數(shù)分別是925小時、1923小時?；诂F(xiàn)有氣候條件、發(fā)電機組投產(chǎn)增速、市場模式估計，廣東省2025年新能源導(dǎo)致的零電價可能達到77小時，2030年將達到144小時。新能源發(fā)電的現(xiàn)貨低價也會延伸到長協(xié)價格，從而出現(xiàn)5%現(xiàn)貨電價決定絕大部分電量電價的情況。
難題四，調(diào)節(jié)性電源發(fā)電小時數(shù)下降，需要更高現(xiàn)貨價格上限支撐發(fā)電收益，現(xiàn)貨價格波動將更加劇烈。結(jié)合新能源長周期間歇性問題，“單一電能量+高價格上限”的市場機制將會帶來較大的社會風險，2021年2月美國德州大停電、2022年6月澳洲電力市場暫停都說明了這一點。在單一電能量市場機制下，為了維持年度經(jīng)營回報，南方區(qū)域2025年煤電度電價格將上漲1/3。
以上案例說明，新能源入市將存在“三個不行”：單一投資新能源收益不行，即使不考慮輔助服務(wù)分攤、偏差考核等因素，“同網(wǎng)、同時、同質(zhì)、同價”仍然會拉開新能源發(fā)電與調(diào)節(jié)性電源的收益差距；以現(xiàn)貨低價促調(diào)峰不行，新能源發(fā)電雖然能保量，但要繼續(xù)降價；三是單一電能量電價機制不行，現(xiàn)貨價格波動劇烈，市場風險防控難度大。
因此，新能源投資收益測算不能再沿用中長期市場環(huán)境下的燃煤基準價或競爭性配置價格，需要全面考慮現(xiàn)貨、輔助服務(wù)在內(nèi)的全維度市場環(huán)境。
如何讓新能源走得更穩(wěn)更遠？
2021年第四季度，各地煤電價格普漲20%的局面下，新能源在中長期市場上成了“搶手貨”，環(huán)境溢價不斷提高。“同樣都是電能量，新能源比煤電更便宜”成了用戶的共識，新能源發(fā)電的成本優(yōu)勢也得到了充分體現(xiàn)。下一步，現(xiàn)貨市場的大幕已經(jīng)拉開，新能源路在何方？
總體來看，“十四五”期間電力供應(yīng)將持續(xù)偏緊，需要把握好市場建設(shè)的推進節(jié)奏。作為世界第一大能源生產(chǎn)國和消費國，我國能源生產(chǎn)消費體量大，煤炭等化石能源占比高，能源發(fā)展面臨著許多硬性約束。推進適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型的電力市場體系建設(shè)既是一場硬仗更是一場大考，新能源入市則是難題中的難題，需要群策群力，謀定而后動。
電力市場需要主動迎接新型電力系統(tǒng)的新變化，將電源規(guī)劃與電力市場規(guī)劃相結(jié)合，二者攜手并進。例如，動態(tài)關(guān)注各省區(qū)煤電發(fā)電小時數(shù)下降趨勢，結(jié)合盈虧平衡點適時啟動容量市場。通過引入核定成本信號防范新能源在現(xiàn)貨市場中的零價小時數(shù)增長，即“丟錢”問題。改變邊際電源類型，不將燃氣發(fā)電等對一次能源市場高度敏感的電源類型列入邊際定價機組，而是按照發(fā)電成本合理補償其收益。
以全國大市場為核心的大范圍資源優(yōu)化調(diào)配依然是抗風險最堅實的壓艙石。隨著新能源占比提升，局部性、季節(jié)性的供電能力波動將不可避免地加劇，有必要在國家層面進一步強化送受省區(qū)利益共享、責任共擔的送受電協(xié)調(diào)機制。
通過綠電市場增加新能源發(fā)電收益將成為關(guān)鍵機制。2021年12月召開的中央經(jīng)濟工作會上提出，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉(zhuǎn)變。下一步若消費綠電可以獲得碳配額、抵扣能耗“雙控”，重啟建設(shè)綠電項目獲得減排量的CCER 機制，以及允許綠證價格適度浮動，綠電的環(huán)境價值將進一步增長。新能源發(fā)電與調(diào)節(jié)性電源猶如田忌賽馬，“電能量價值、運營成本、環(huán)境溢價”三駟對決之中，新能源至少可以占得兩駟的優(yōu)勢。
（作者系資深電力從業(yè)者，本文僅代表個人觀點）
