中國儲能網訊：隨著電力市場的推進，參與市場交易已經成為當前新能源投資的關鍵邊界，新能源的投資價值被重構。受此影響，近期某大型發(fā)電央企決定收緊光伏項目投資。如何評估電力交易帶來的電價變化、投資測算的維度如何調整以及電力市場改革的推進將帶給新能源哪些機會與挑戰(zhàn)，行業(yè)正要求新能源投資進一步與電力市場融合發(fā)展。
本文作者曾任南方電網某省調度員和多省電力市場規(guī)則研究小組成員，深度參與廣東、蒙西等省電力現貨市場改革及多省市場技術支持系統(tǒng)建設。曾在清能、遠景等企業(yè)持續(xù)從事電力市場咨詢、電力交易及新能源投資等工作。
今年5月總書記在山東召開電力行業(yè)企業(yè)家座談會，進一步強調了電力市場改革和新型電力系統(tǒng)建設方向。隨著第一批現貨試點中的山西、廣東、山東陸續(xù)實現了現貨“轉正”，2024年也有更多省份開啟了現貨結算試運行，新能源的市場化交易趨勢已經成為行業(yè)共識。
關于新能源如何參與電力市場化以及將帶來哪些影響，正成為熱度高居不下的行業(yè)話題。在討論這一問題之前，行業(yè)需要進一步理解新能源大規(guī)模發(fā)展和電力市場改革之間的關系。
過去以傳統(tǒng)計劃的方式調度新能源和結算新能源電價，因保障公平性和電量計劃進度均衡的緣故，存在電網調度資源浪費、消納成本過高等問題。而電力現貨改革首要特點是在保障電網安全前提下實現經濟最優(yōu)出清，通過推動新能源參與市場，來提高消納效率和降低電費成本，即能以最低的社會改革成本實現長期且持續(xù)的新能源發(fā)展。
在此共識下，本文將從市場環(huán)境下的新能源投資和長期收益兩個角度來探討未來新能源的投資價值。
電力市場環(huán)境下的新能源投資變局
1、電力價值重新錨定帶來新能源資產價值變化
電力市場為電力商品賦予了時間價值和空間價值，不同時間的電力和不同空間的電力在價值上有了顯著差異，這也是市場背景下新能源資產價值差異化的根因。
從新能源經營角度，從過去純粹以發(fā)電量最大為目標變成了兼顧發(fā)電量和電價的交易收益最大化。新能源資產優(yōu)質與否的關鍵判斷也從發(fā)電小時數高低變成了在現貨高價時段發(fā)電能力的大?。〞r間價值），或者新能源是否在電網中處于一個供需相對緊張的區(qū)位（空間價值）。
2、新能源現貨試點中的價格實況
基于山東、廣東、山西、蒙西四個新能源現貨試點在2023年的全年結算價格來看，無論風電還是光伏，結算到手價格相較于標桿電價都有一定程度降低。
需要注意的是，由于蒙西政策特殊，上述結算均價統(tǒng)計時包含承接55.7元/MWh競價電量的存量補貼項目，平價項目結算均價通常在240~260元/MWh之間。
3、新能源參與現貨交易特性分析
一方面，新能源參與現貨的交易共性增加了收益難度，另一方面，上述省份新能源比例都相對較高，也更驅動了進現貨后的電價下行態(tài)勢。新能源電價下行主因分析如下：
（1）新能源自身交易特性。在高比例的新能源現貨市場中，現貨價格走勢和新能源出力波動截然相反，即新能源發(fā)電越多的時段，電價越低甚至為0或為負。反之新能源發(fā)電不足的時段電價高企，但此時，新能源又由于中長期交易和用戶鎖定價格和電量，被迫現貨高價買入發(fā)電不足的部分導致虧損。這是新能源參與現貨交易最大的風險，長期看新能源比例越高，這種特性越凸顯。
（2）新能源出力不確定性削弱了中長期交易的風險管控作用。首先，中長期交易窗口多為提前1個月或多個月，但新能源并不具備準確預測未來發(fā)電能力和供需情況的能力，所以此時的交易行為本身就有較高的風險和博弈成分。其次，當前月內分時段等場內集中交易品種的交易活躍度和成交量都不高，新能源難以通過中長期有效管理現貨價格風險。
（3）新能源缺乏主動定價權。當前的電源結構和邊際出清機制，決定了新能源無法有效決定電力市場價格，定價主導權仍掌握在火電端，新能源在中長期市場中的議價能力和現貨市場報價的影響能力遠不如火電。
如何在電力市場背景下評估新能源未來的長期收益
1、新能源電力市場收益的主要影響因素
如前所述，電力市場改革給電力商品重新核定了時間價值和空間價值，那么也應分別從這兩個角度去評估新能源電站的資源稟賦。
從時間角度看：新能源在現貨高價時段的發(fā)電能力很大程度上決定了收益稟賦。如下圖所示，折線為現貨典型電價曲線，柱形為分時發(fā)電量，容易看出在傍晚高價時段發(fā)電能力強的（1）號風場能吃到高價紅利，而（2）號風場發(fā)電不足帶來的不僅是少賺錢，往往會因為在對應時段還出售不少中長期電量而被迫去現貨市場高價買入電量做偏差結算而產生虧損。
由此可知，電力市場背景下，對于新能源這種不具備調節(jié)能力的電源來說，在不同時段的發(fā)電能力好壞天然決定了現貨交易稟賦，以當前國內各現貨中典型的白天低價特點來看，光伏參與現貨交易面臨著嚴峻的挑戰(zhàn)。
從空間角度看，電力現貨出清價格機制是節(jié)點電價，當前國內主要現貨市場都是以220kV母線作為節(jié)點，即220kV母線所覆蓋的區(qū)域內接入的電廠/用戶都是同一個電價。所以，新能源并網節(jié)點的電價高低必然會長期影響到現貨交易收益，其背后本質是各個節(jié)點間供需關系差異以及電網傳輸能力有限導致的電價差異，高負荷且送入受阻的區(qū)域會存在顯著的高電價特點，這對電源來說則是很好的投資選址信號。整體來看，其實選擇投資省份、投資地市乃至并網節(jié)點等都屬于考慮電力空間價值的范疇。
拋開上述新能源投資建設時的客觀條件外，新能源的中長期簽約和現貨申報等在內的綜合交易運營能力將持續(xù)影響新能源的后續(xù)收益，當然各省的現貨政策友好程度也決定了大家博弈競價的底色。
2、新能源投資收益評估結構
基于當前參與現貨的新能源結算結構來看，總結主要的收益結構如下：
首先，上表中的基數電量作為穩(wěn)固收益部分，長期看必然會逐步減少，不僅是新能源全電量市場化的目標，更多在于用戶側按照計劃電價結算的電量規(guī)模不會顯著增長，但并網新能源會持續(xù)增多，則意味著每年分給單個項目的保障性小時數難以同步增長。
其次，現貨偏差結算是當前新能源投資的最大風險之一，前述分析的新能源現貨交易特性決定了在當前市場中無法完全規(guī)避此類風險。并隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，并網新能源比例高的市場中，新能源發(fā)電越多，現貨價格越低，新能源發(fā)電越少，現貨價格越高，極大的不利于新能源實現穩(wěn)定收益。
最典型的是光伏電源，以山東為例，白天長時間的負電價，對平價光伏來說難以接受，所以當前山東并無光伏項目主動選擇全電量入市，暫時90%的電量的均按照標桿電價結算，但同樣山東政府也已明確以2030年為節(jié)點，新能源必然要全部電量參與現貨，屆時光伏的收益保障將成為頭號挑戰(zhàn)。
總結
1、第一批現貨中的新能源現貨試點在較短的時間內實現了新能源價格的市場化，并通過頻繁的迭代完善了很多規(guī)則漏洞，并且當前行業(yè)內外都清楚地認識到電力市場給新能源帶來的消納促進作用，電改的成果值得充分肯定。
但過去兩年里，也不可避免讓行業(yè)內外都看新能源參與現貨后的收益下行風險，短期的下行從全社會角度看能夠向下游市場化用戶釋放紅利，包括綠電交易的快速發(fā)展，能從供給端增強下游產品制造的對外競爭力。
從上游新能源投資看，一旦收益下行成為一種行業(yè)共識，那么必然會抑制新能源投資，尤其是對于以投資回報作為生死線的民營企業(yè)來說是個急需做出判斷的選擇題。
2、無論是上游新能源制造業(yè)技術改進或內卷式競爭，還是下游價格下行反推上游降本，目前看得到光伏組件、風機以及EPC成本的下行，這固然有利于新能源發(fā)展及對外競爭。
但從新能源投資和交易來看，雖然都是平價時代，先投建成功的新能源項目成本必然會高于后來者，但電力現貨競爭博弈必然是以后來者的承受能力作為市場價格邊際。對于前者而言，一方面沒有補貼，但和后者比較又有成本劣勢，或者說存在從電力市場所獲取的收益低于投資成本的問題，這種先投者的擱淺成本如何能在未來的市場發(fā)展中得到解決？
3、宏觀角度看，電力市場改革需要權衡下游用戶電價承受能力、電網安全、新能源投資激勵以及消納等各方面因素，市場發(fā)展初期不一定能兼顧周全，但以電力市場促進新能源大規(guī)模發(fā)展和電力系統(tǒng)變革的大趨勢不會再改變，所以我們也可以期待未來可能有政府政策或電力市場規(guī)則的調整來平衡上游投資激勵和市場化價格信號。
鑒于篇幅所限，本文的下篇將從政府及電網、市場改革層面以及市場主體角度來探討緩解電力市場浪潮下的新能源投資困境的方法。
