中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：“當(dāng)前電力交易發(fā)生了很大變化。過去，我們新能源電站的電力市場(chǎng)收益就等于上網(wǎng)電量乘以固定電價(jià)，但是現(xiàn)在等號(hào)變成不等號(hào)了，無論是電力市場(chǎng)、上網(wǎng)電量還是固定電價(jià)的內(nèi)涵都變得比以前豐富多了，這給我們帶來了新的挑戰(zhàn)?！?/span>
CPIA（中國光伏行業(yè)協(xié)會(huì)）名譽(yù)理事長王勃華在2月16日舉行的“光伏行業(yè)2022年發(fā)展回顧與2023年形勢(shì)展望研討會(huì)”上發(fā)表主旨報(bào)告時(shí)作出上述表示。他強(qiáng)調(diào)，電力市場(chǎng)交易給光伏發(fā)電收益帶來不確定性，這是未來行業(yè)亟需面對(duì)的問題。
2022年，中國光伏行業(yè)交出了一份滿含“高光”的成績單。根據(jù)王勃華在會(huì)上公布的數(shù)據(jù)，2022年我國光伏制造端產(chǎn)值（不含逆變器）超過1.4萬億元，同比增長95%以上；新增裝機(jī)87.41GW，同比增長59.3%。然而，諸多變化也給行業(yè)的市場(chǎng)空間預(yù)期帶來影響。
一位在東部從事新能源投資人士直言：“按照現(xiàn)在的電網(wǎng)消納和輸送水平，如果進(jìn)入電力市場(chǎng)，（很擔(dān)心）光伏行業(yè)收益率會(huì)爆降，不得不未雨綢繆。”
多位專家亦圍繞新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)的現(xiàn)狀和前景，在研討會(huì)上分享了最新數(shù)據(jù)和觀點(diǎn)。
保障性收購量價(jià)齊降 電力市場(chǎng)化交易在即
發(fā)出的電能否得到消納，一直是新能源大規(guī)模發(fā)展面臨中的核心問題。這是因?yàn)樾履茉础翱刺斐燥垺钡南忍鞂傩允蛊鋷в虚g歇性、波動(dòng)性的出力特征，而電網(wǎng)又要保持電源和負(fù)荷的實(shí)時(shí)平衡。
北京電力交易中心新能源交易部主任張顯分享的數(shù)據(jù)顯示，近三年，我國新能源發(fā)電利用率一直保持在95%以上，2022年新能源發(fā)電利用率為97.28%。除了青海等少數(shù)省份由于新能源占比高、當(dāng)?shù)赜秒娦枨筝^低使得新能源發(fā)電利用率不達(dá)95%外，其余省份均處于較高水平。
而從消納方式來看，新能源發(fā)電又分為保障性收購和市場(chǎng)化交易兩種主要途徑。張顯透露，近三年，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)新能源保障收購小時(shí)數(shù)逐年降低，未來還將逐步推動(dòng)新能源保障收購小時(shí)數(shù)以外電量全部進(jìn)入市場(chǎng)。
除了降量以外，各省的新能源保障性收購價(jià)格也在降低。張顯提供的數(shù)據(jù)顯示，2022年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)風(fēng)電保障性收購價(jià)格為0.361元/千瓦時(shí)，光伏保障性收購價(jià)格為0.355元/千瓦時(shí)，較2020年分別下降0.008元/千瓦時(shí)、0.001元/千瓦時(shí)。
與此同時(shí)，新能源市場(chǎng)化占比穩(wěn)步提升。2020年到2022年，新能源市場(chǎng)化交易電量分別為1317.80億千瓦時(shí)、2136.57億千瓦時(shí)、3464.94億千瓦時(shí)，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時(shí)期，新能源市場(chǎng)化交易價(jià)格也逐年升高。近三年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)光伏市場(chǎng)化交易價(jià)格分別為0.141元/千瓦時(shí)、0.221元/千瓦時(shí)、0.235元/千瓦時(shí)。
除此以外，是否分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用也是影響新能源收益的重要因素。
據(jù)張顯公布的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，目前天津、山西、山東等16家單位新能源需分?jǐn)傒o助服務(wù)有關(guān)費(fèi)用，湖南、河南、遼寧、吉林、黑龍江、蒙東、寧夏7家單位的輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)傒^高，且度電分?jǐn)偹捷^高。這主要是因?yàn)橄到y(tǒng)調(diào)節(jié)壓力大。其中，黑龍江輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用和度電分?jǐn)偹阶罡?，?.18元/千瓦時(shí)，這主要是因?yàn)樾履茉凑急雀?，且常?guī)機(jī)組調(diào)節(jié)性能較差，疊加供熱期間供熱機(jī)組增出力，導(dǎo)致調(diào)峰壓力巨大。而北京、天津、上海等11家單位暫未分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用。
低電價(jià)或更頻繁 亟需完善市場(chǎng)機(jī)制
雖然新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)消納是大勢(shì)所趨，但無論是從政策層面的市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)，還是企業(yè)層面的參與模式，目前都沒有形成一套完善的解決方案。
遠(yuǎn)景智能電力交易專家龔昭宇長期從事電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)及咨詢工作。他表示，基于此前風(fēng)場(chǎng)經(jīng)營經(jīng)驗(yàn)來看，許多地區(qū)普遍存在新能源發(fā)電現(xiàn)貨交易價(jià)格低于燃煤電價(jià)的現(xiàn)象，以至于大部分風(fēng)場(chǎng)都難以達(dá)到過去標(biāo)桿價(jià)格結(jié)算收益?！安贿^，這種低價(jià)并不一定就意味著虧損，只能說相較于標(biāo)桿電價(jià)不那么賺錢了?！?
而從去年多地零星披露的電力出清價(jià)格來看，現(xiàn)貨市場(chǎng)不僅使得部分時(shí)段的交易電價(jià)過低，甚至出現(xiàn)了“零元電價(jià)”“負(fù)電價(jià)”的窘境。
例如，2022年3月4日11時(shí)13分，山西新能源發(fā)電出力創(chuàng)歷史新高，達(dá)到2216萬千瓦，占當(dāng)時(shí)全省發(fā)電出力的61.3%。當(dāng)天，山西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)日前和日內(nèi)出清價(jià)格有17個(gè)小時(shí)左右處于0電價(jià)。
國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計(jì)研究所主任工程師王彩霞認(rèn)為，短期來看，負(fù)電價(jià)對(duì)新能源企業(yè)、常規(guī)火電機(jī)組、購電用戶等市場(chǎng)主體影響均不大，有利于激勵(lì)系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力。長期來看，隨著新能源裝機(jī)持續(xù)增加，低電價(jià)現(xiàn)象會(huì)更加頻繁，長期低電價(jià)不利于傳統(tǒng)機(jī)組在電能量市場(chǎng)中可持續(xù)發(fā)展，需盡快建立健全容量充裕保障機(jī)制。
王彩霞表示，優(yōu)化完善電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)以適應(yīng)高比例新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)，也是歐美等成熟電力市場(chǎng)建設(shè)面臨的主要問題?！半娏κ袌?chǎng)是未來電力系統(tǒng)發(fā)展的關(guān)鍵因素，但當(dāng)前電力市場(chǎng)的核心設(shè)計(jì)始于十多年前，基于化石燃料發(fā)電為主的電源結(jié)構(gòu)，需要對(duì)電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)進(jìn)行審視，確定其是否需要改革，能否滿足建設(shè)清潔、安全可負(fù)擔(dān)的電力系統(tǒng)的要求?！?
據(jù)她介紹，為了應(yīng)對(duì)全球各地常態(tài)化出現(xiàn)“負(fù)電價(jià)”現(xiàn)象，目前歐美主要國家新能源均通過“市場(chǎng)+政策”的模式進(jìn)入電力市場(chǎng)參與市場(chǎng)交易。例如，德國、西班牙、丹麥等基于固定溢價(jià)補(bǔ)貼政策，推動(dòng)新能源參與中長期、現(xiàn)貨等各類市場(chǎng)；美國基于可再生能源配額制，對(duì)新能源項(xiàng)目給予一定的生產(chǎn)稅收和投資稅收減免，推動(dòng)新能源參與市場(chǎng)。
盡管如此，由于國情不同，別國采取的電力市場(chǎng)制度并不能“拿來就用”，而在包括分布式能源如何參與市場(chǎng)在內(nèi)的細(xì)節(jié)問題上，國際上仍無成熟模式可借鑒。
綠電將成“全村的希望”？
值得注意的是，多位專家都在提及新能源參與電力市場(chǎng)面臨收益不甚理想時(shí)，談及綠電綠證交易機(jī)制，將其稱為凸顯綠色電力環(huán)境價(jià)值的有力方式。而現(xiàn)貨市場(chǎng)，則主要對(duì)應(yīng)的是電能量價(jià)值。在這層邏輯下，新能源電站理應(yīng)承擔(dān)電量不穩(wěn)定所帶來的代價(jià)，而環(huán)境價(jià)值則依靠綠電綠證交易來獲得。
然而，對(duì)于新能源企業(yè)而言，目前的綠電綠證市場(chǎng)尚不足以支撐這一想象。
“想法很美好，現(xiàn)實(shí)很殘酷。”龔昭宇表示，很多新能源運(yùn)營企業(yè)都希望把電力通過綠電或綠證的方式把電賣出去，從而獲得穩(wěn)定收益，對(duì)沖電力現(xiàn)貨交易帶來的收益風(fēng)險(xiǎn)。但現(xiàn)實(shí)是，一方面，目前國內(nèi)沒有那么大的買方市場(chǎng)，畢竟買方要為此付出電能量價(jià)格之外的溢價(jià) ，而綠證、綠電本身還未和碳排放權(quán)產(chǎn)生聯(lián)動(dòng)，無法推動(dòng)更多企業(yè)主動(dòng)采購綠證或綠電。另一方面，當(dāng)企業(yè)把一部分電量以綠電的形式銷售出去以后，證電合一的特性使得這部分電量必須由調(diào)度進(jìn)行分解并物理執(zhí)行，這部分電量只能在現(xiàn)貨市場(chǎng)和綠電市場(chǎng)中二選一，對(duì)電站來說可能進(jìn)一步擠壓現(xiàn)貨中的合約結(jié)算曲線。因此，如何參與綠電綠證交易、綜合來看怎樣最優(yōu)，新能源企業(yè)還需要全盤考慮。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)的公開數(shù)據(jù)顯示，2022年，全國各電力交易中心累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量52543.4億千瓦時(shí)，同比增長39%，占全社會(huì)用電量比重為60.8%。省內(nèi)交易電量合計(jì)為42181.3億千瓦時(shí)，其中電力直接交易40141億千瓦時(shí)（含綠電交易227.8億千瓦時(shí)、電網(wǎng)代理購電8086.2億千瓦時(shí)）。對(duì)比可見，綠電交易規(guī)模在電力交易中占比仍然較小。
現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)不穩(wěn)、綠電交易規(guī)模不大的現(xiàn)況，也在一定程度上影響了投資者的決策。
一位在廣東從事新能源投資人士表示，他認(rèn)為像廣東產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)趨于高級(jí)、能耗需求相對(duì)較低的地方，隨著新能源裝機(jī)擴(kuò)大，綠電價(jià)格也會(huì)隨之降低?！拔覀円?guī)劃的一批項(xiàng)目預(yù)計(jì)在2025年投產(chǎn)，進(jìn)入電力市場(chǎng)套利階段?，F(xiàn)在廣東新能源按照0.453元/千瓦時(shí)實(shí)行全額保障性收購，只有少量風(fēng)電、光伏進(jìn)入綠電市場(chǎng)，未來大家都進(jìn)入電力市場(chǎng)可能電價(jià)要降到兩毛多、三毛多?！少崱臅r(shí)代過去，我們必須要多種渠道開發(fā)光伏電力價(jià)值了?！?
王勃華也表示，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易與中長期長協(xié)交易有較大的不同，顛覆了以往的商業(yè)模式。未來在現(xiàn)貨市場(chǎng)體系下，電價(jià)將隨時(shí)間和空間發(fā)生變化，光伏企業(yè)要打破固定電價(jià)銷售電量的盈利模式，探索光伏發(fā)電參與市場(chǎng)化電力交易的第二成長曲線。
