中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：3月13日，山東發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格上下限規(guī)制有關(guān)事項(xiàng)的通知（征求意見稿）》，擬對(duì)市場(chǎng)電能量出清設(shè)置價(jià)格上限和下限，其中上限為每千瓦時(shí)1.50元，下限為每千瓦時(shí)-0.10元。負(fù)電價(jià)的出現(xiàn)再次將山東這一新能源大省送上了行業(yè)“熱搜”。盡管這一電價(jià)政策對(duì)于山東的新能源電站來說并不是新規(guī)，但從山東整體電力市場(chǎng)的趨勢(shì)來看，對(duì)于新能源并不“友好”。
一方面，現(xiàn)貨交易規(guī)則下，新能源上網(wǎng)電價(jià)被拉低，地面電站的收益模型面臨改變；另一方面，峰谷電價(jià)政策調(diào)整，用戶電價(jià)逐步走低，導(dǎo)致工商業(yè)分布式光伏電站收益率驟降。
在經(jīng)歷了三年快速發(fā)展之后，山東已然躍居全國第一光伏大省的位置。截至2022年，山東光伏累計(jì)裝機(jī)規(guī)模超42.7GW，成為第一個(gè)突破40GW大關(guān)的省份。與此同時(shí)，在“十四五”規(guī)劃中，新能源發(fā)展依然是山東省能源轉(zhuǎn)型的重中之重，其中大基地項(xiàng)目超過40GW，包含海上光伏、風(fēng)電基地，魯北鹽堿灘風(fēng)光基地以及西南采煤沉陷區(qū)光伏基地等。
然而，隨著新能源滲透率的快速提升，山東的電力市場(chǎng)規(guī)則也在發(fā)生變化，配置儲(chǔ)能的壓力也在逐步放大。對(duì)于新能源投資企業(yè)來說，山東是兵家必爭之地，但背后的電站運(yùn)行壓力亦不言而喻。所有規(guī)則背后直指新能源配置儲(chǔ)能，但是當(dāng)前的行業(yè)形勢(shì)下，新能源盈利壓力寄希望配置儲(chǔ)能，顯然為時(shí)尚早。
電價(jià)“困境”凸顯
2021年12月，山東啟動(dòng)了電力現(xiàn)貨市場(chǎng)不間斷結(jié)算試運(yùn)行，是我國首批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)省份之一。據(jù)山東某風(fēng)電場(chǎng)業(yè)主介紹，目前山東要求新能源電站至少10%發(fā)電量參與市場(chǎng)交易，2022年參與交易以及各種扣款之后，該風(fēng)電場(chǎng)的上網(wǎng)電價(jià)約為0.34-0.35元/度，相比于基準(zhǔn)電價(jià)降幅約為13%。如果疊加部分綠電交易，可以獲得1.9-2分/度的溢價(jià)。
事實(shí)上，從山東電力交易中心公布的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算數(shù)據(jù)來看，今年3月以來，在不包含容量補(bǔ)償電價(jià)的情況下，發(fā)電側(cè)小時(shí)級(jí)電價(jià)屢次出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，最低達(dá)到-0.08元/kWh，而負(fù)電價(jià)的主要時(shí)間段則為下午13時(shí)左右，個(gè)別日期11~15時(shí)均為負(fù)電價(jià)時(shí)間段，即便不是負(fù)電價(jià)也是全天電價(jià)最低的時(shí)段，而此時(shí)正是光伏的發(fā)電高峰期。
縱觀山東電力現(xiàn)貨交易全年數(shù)據(jù)，光伏發(fā)電高峰時(shí)段，即10-15時(shí)僅在每年的7~9月為發(fā)電側(cè)小時(shí)級(jí)高電價(jià)，其余月份幾乎均為電力現(xiàn)貨交易的最低電價(jià)。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，自2022年2月初到2023年1月底，上午10時(shí)到下午15時(shí)，最低電價(jià)出現(xiàn)530頻次，最高電價(jià)僅為17頻次。而負(fù)電價(jià)則出現(xiàn)了176次，其中135次為-0.08元/kWh的“地板價(jià)”。
參與現(xiàn)貨交易，對(duì)于集中式光伏電站的考驗(yàn)，才剛剛開始。從現(xiàn)貨交易到中長期交易，再到綠電綠證交易，新能源電力營銷正成為后服務(wù)市場(chǎng)最為重要的環(huán)節(jié)。
除地面電站受發(fā)電側(cè)電價(jià)影響之外，山東自發(fā)自用、余電上網(wǎng)的工商業(yè)分布式光伏電價(jià)也受困于峰谷系數(shù)調(diào)整政策面臨投資糾紛等風(fēng)險(xiǎn)。去年11月，國網(wǎng)山東電力公司會(huì)同山東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布2023年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》。在2023年1月整月執(zhí)行完該政策之后，山東谷段用電側(cè)價(jià)格降至0.3元/度左右，而大部分的能源合同管理簽署價(jià)格在0.6元/度以上。目前，有行業(yè)人士告訴光伏們，目前已經(jīng)出現(xiàn)業(yè)主違約的情況了，“現(xiàn)在的價(jià)格意味著業(yè)主用光伏電站一度電就要虧0.3元/度”，也有不少第三方投資的工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目進(jìn)行了解約處理，這意味著大量投資的浪費(fèi)。
更有行業(yè)人士稱，該政策執(zhí)行之后，相比于2022年，2023年山東工商業(yè)分布式光伏投資商的收益率下降了近40%。近日，有分布式投資商告訴光伏們，“今年1月，用電企業(yè)的電價(jià)顯著下降，因此要求與我們重新簽訂分布式能源合同管理，降低固定電價(jià)?，F(xiàn)在山東分布式光伏投資商面臨的一個(gè)境況是，由于用電企業(yè)白天用電平均價(jià)很低，部分投資商已經(jīng)暫緩了在山東地區(qū)的安裝計(jì)劃，正在安裝的也轉(zhuǎn)向了全額上網(wǎng)模式?！?
根據(jù)山東省光伏電站累計(jì)裝機(jī)數(shù)據(jù)來看，分布式光伏規(guī)模高達(dá)30.2GW，占比超70%，分布式光伏進(jìn)入電力市場(chǎng)交易或已僅是時(shí)間問題。在去年10月山東省能源局印發(fā)《關(guān)于征求2023年全省電力市場(chǎng)交易有關(guān)工作意見的通知》已明確指出按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，有序推動(dòng)分布式新能源參與市場(chǎng)費(fèi)用分?jǐn)偂?
電力現(xiàn)貨交易不斷推進(jìn)之下，新能源正深陷電價(jià)“困境”，而所有的政策引導(dǎo)與電價(jià)導(dǎo)向都在將儲(chǔ)能指向解決新能源現(xiàn)有發(fā)展困境的矛頭，但究竟是救命稻草還是鏡花水月卻仍未可知。
儲(chǔ)能能否“破局”？
在以光伏為代表的新能源裝機(jī)比例不斷攀升之下，山東多項(xiàng)政策以及電力市場(chǎng)規(guī)則都在引導(dǎo)新能源配置儲(chǔ)能的趨勢(shì)，由此新能源配儲(chǔ)無論是比例還是時(shí)長正在逐漸升高，其配儲(chǔ)的范圍也漸漸擴(kuò)大到了分布式光伏領(lǐng)域。
日前，山東省能監(jiān)辦發(fā)布了《山東能源監(jiān)管辦關(guān)于征求《山東省電力并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則(2023年修訂版)》，要求新能源電站應(yīng)嚴(yán)格按照項(xiàng)目接入批復(fù)方案的要求配建或租賃儲(chǔ)能裝置。場(chǎng)站實(shí)際配建或租賃儲(chǔ)能容量不足的，按照未完成儲(chǔ)能容量對(duì)應(yīng)新能源容量規(guī)模的2倍停運(yùn)其并網(wǎng)發(fā)電容量，直至滿足接入批復(fù)方案要求為止，被行業(yè)成為“最嚴(yán)”配儲(chǔ)要求。
而在去年8月山東省能源印發(fā)的《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見(試行)》的通知中，明確指出整縣分布式光伏項(xiàng)目根據(jù)各市、縣(市、區(qū))規(guī)劃要求因地制宜配置或租賃儲(chǔ)能設(shè)施，保障并網(wǎng)。
此外，從近兩年山東市場(chǎng)化光伏項(xiàng)目的配儲(chǔ)要求來看，2021年，市場(chǎng)化光伏項(xiàng)目要求配儲(chǔ)比例為10%、2h；2022年，市場(chǎng)化光伏項(xiàng)目配儲(chǔ)比例幾乎均在38%以上，個(gè)別較高的達(dá)到42%。
儲(chǔ)能幾乎已經(jīng)成為山東光伏電站的標(biāo)配，而山東也明確表示將儲(chǔ)能容量配置比例作為風(fēng)光項(xiàng)目并網(wǎng)的最優(yōu)先條件，按照統(tǒng)一的排序規(guī)則依次保障并網(wǎng)。
然而，儲(chǔ)能配比不斷增加背后其盈利能力似乎并不樂觀。上述分布式投資商表示，“盡管受國網(wǎng)山東文件影響，分布式光伏收益率顯著下滑，但相比單獨(dú)增加儲(chǔ)能的成本而言，兩者核算的收益率完全不在一個(gè)水平。目前儲(chǔ)能的成本還是太貴了，暫時(shí)沒有第三方投資商愿意考慮配置儲(chǔ)能。”
有儲(chǔ)能專業(yè)人士表示，儲(chǔ)能收益主要來自峰谷價(jià)差的套現(xiàn)，參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)占比較小。而峰谷價(jià)差的盈利能力又取決于峰谷價(jià)差空間與充放電次數(shù)。即便峰谷價(jià)差空間在一定條件下達(dá)到收益標(biāo)準(zhǔn)，但同時(shí)也要考慮到儲(chǔ)能在參與電力市場(chǎng)交易中的其他雜項(xiàng)費(fèi)用，綜合來看，光伏配儲(chǔ)當(dāng)下的收益率測(cè)仍然較低。
此前，“儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)”曾對(duì)3月用戶側(cè)配儲(chǔ)進(jìn)行了相關(guān)分析，在考慮到峰谷價(jià)差、循環(huán)充放電價(jià)差后，全國僅有9個(gè)區(qū)域全投資收益率超過6%。與此同時(shí)，在疊加儲(chǔ)能成本之后，光伏電站將盈利寄希望于儲(chǔ)能，仍然為時(shí)尚早。
當(dāng)前山東新能源發(fā)展面臨的困境，是在新能源滲透率快速提高之后面臨的新問題。在全國范圍內(nèi)限電率5%的規(guī)則下，山東通過電力市場(chǎng)的運(yùn)行規(guī)則收縮了新能源的盈利空間。但同時(shí)，這也是未來新能源大規(guī)模發(fā)展之后勢(shì)必要面臨的問題，參與電力市場(chǎng)、與其他能源形式同臺(tái)競(jìng)爭亦是不可避免的課題。從平價(jià)上網(wǎng)到平價(jià)應(yīng)用，新能源還有很長的路要走。
