中國儲能網(wǎng)訊：近年來，新疆新能源規(guī)模出現(xiàn)跨越式增長?！笆奈濉币詠恚瑖液妥灾螀^(qū)在新疆共批復(fù)10個批次內(nèi)用新能源項目，加上直流配套新能源，以及“十三五”兵團(tuán)與地方結(jié)轉(zhuǎn)的存量新能源項目，目前預(yù)計“十四五”期間新疆新增新能源規(guī)模將達(dá)到約1.8億千瓦，儲能約1500萬千瓦。
然而，隨著新疆新能源產(chǎn)業(yè)的蓬勃興起，新能源供應(yīng)與需求面臨時間和空間的嚴(yán)重錯配，新型電力系統(tǒng)構(gòu)建與電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的平衡機(jī)制面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。
隨著新疆電力市場建設(shè)進(jìn)程不斷推進(jìn)，新疆新能源快速發(fā)展帶來的困境，正以新能源利用率下降、電價水平不斷降低這些“可見的數(shù)字”的方式，不斷呈現(xiàn)出來，沖擊著以往穩(wěn)定的新能源投資收益模式。新疆新能源消納面臨怎樣的環(huán)境，電力市場建設(shè)進(jìn)程如何，以新能源收益將受到怎樣的沖擊，這些問題已經(jīng)成為新疆新能源從業(yè)者和投資者愈加關(guān)注的問題。
1.新疆電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況
1.1.電力市場供應(yīng)情況
截止2023年12月底，新疆電網(wǎng)總裝機(jī)容量14181萬千瓦，同比增長24%。2019年以來，新能源裝機(jī)呈現(xiàn)高速增長格局。截止2023年底，新疆風(fēng)電裝機(jī)容量3258萬千瓦，占總裝機(jī)容量的22.79%；光伏裝機(jī)容量2901萬千瓦，占總裝機(jī)容量的20.45%。風(fēng)電光伏裝機(jī)占比合計超43.24%。水電裝機(jī)容量969萬千瓦，占總裝機(jī)容量的6.83%；火電裝機(jī)容量6656萬千瓦，占總裝機(jī)容量的46.94%。其他裝機(jī)（儲能等）398萬千瓦。
火電仍是新疆主要電量來源，占比74%。截至2023年底，新疆電網(wǎng)電廠發(fā)電量4689億千瓦時；其中火電發(fā)電量3459億千瓦時；水電發(fā)電量338億千瓦時。風(fēng)電發(fā)電量643億千瓦時，占比14%；光伏發(fā)電量249億千瓦時，占比7%。
根據(jù)新疆地區(qū)風(fēng)電、太陽能發(fā)展規(guī)劃，預(yù)計到2025年，全疆風(fēng)電總裝機(jī)超過6400萬千瓦；太陽能發(fā)電總裝機(jī)超過7600萬千瓦，風(fēng)電、光伏等新能源裝機(jī)將達(dá)到總裝機(jī)容量的約56%。
1.2.電力市場需求情況
2023年全年，新疆統(tǒng)計局口徑全社會用電量3820億千瓦時。分產(chǎn)業(yè)看，第二產(chǎn)業(yè)仍是新疆主要用電產(chǎn)業(yè)。其中第一產(chǎn)業(yè)用電量78億千瓦時，第二產(chǎn)業(yè)用電量3084億千瓦時；第三產(chǎn)業(yè)用電量452億千瓦時；城鄉(xiāng)居民用電206億千瓦時。分區(qū)域看，北疆地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平較高，社會用電量高于南疆地區(qū)。烏魯木齊市（468.35億千瓦時），伊犁哈薩克自治州直屬縣市（387.49億千瓦時）、吐魯番市（277.93億千瓦時）、巴音郭楞蒙古自治州（169.86億千瓦時）、哈密市（162.86億千瓦時）處于全社會居民用電量前五位。
從消費(fèi)結(jié)構(gòu)看，新疆電力消費(fèi)外送占比正逐漸提升，外送電量中新能源占比也逐步提升。2023年新疆全社會用電量3820億千瓦時，外送電力1263億千瓦時，外送電力占比25%。外送電量中新能源電量占比超三成，達(dá)到35.72%，與去年同期相比提升2.72個百分點。
1.3.電網(wǎng)建設(shè)情況
新疆電網(wǎng)已形成“內(nèi)供四環(huán)網(wǎng)、外送四通道”的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。
外送一直是新疆電力消納的重要方向之一。新疆地區(qū)能源資源富裕，且本地負(fù)荷水平較低，外送是電力重要消納方式，也是新疆保障國家能源安全、“西電東送”的戰(zhàn)略使命。
目前已先后建成新疆與西北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)750千伏第一、第二通道、昌吉～古泉±1100千伏特高壓直流輸電工程（吉泉直流）、哈密南～鄭州±800千伏特高壓直流輸電工程（天中直流）“兩交兩直”外送通道。
疆電外送能力達(dá)到2500萬千瓦，外送范圍覆蓋重慶、江蘇、四川、湖南等20個省市自治區(qū)。未來幾年，新疆還將開工建設(shè)±800千伏哈密北-重慶特高壓直流工程(以下簡稱“疆電入渝”工程)，推動實施哈密-敦煌第三回750千伏輸變電工程，形成“外送六通道”的主網(wǎng)架格局。疆電外送最大功率可由目前的2500萬千瓦提升至3300萬千瓦。
疆內(nèi)電網(wǎng)方面，近年來新疆持續(xù)完善核心骨干網(wǎng)架，基本實現(xiàn)了750千伏電網(wǎng)全疆全覆蓋。已建成750千伏變電站25座，變電容量7300多萬千伏安，750千伏輸電線路達(dá)到8700多千米，主網(wǎng)架貫通天山南北，220千伏及以下電網(wǎng)覆蓋全疆各地市，重點城市形成220千伏環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，全部工業(yè)園區(qū)實現(xiàn)110千伏及以上電壓等級供電，形成了以烏昌都市圈為中心、供電范圍覆蓋全疆各地區(qū)的全國最大省級電網(wǎng)，電網(wǎng)資源配置能力、供電保障能力、大電網(wǎng)駕馭能力顯著提升。
1.4.新能源消納情況
外送配套項目消納情況具有獨立性，主要依賴受端電網(wǎng)需求、電力交易機(jī)制和線路的調(diào)峰能力。總體上看，目前新疆外送線路容量仍有盈余，受端地區(qū)電力需求充足，這使得外送線路配套的新能源項目消納情況較好。以外送容量最大的吉泉直流為例，受端地區(qū)需求提供了充足的消納保障。吉泉直流起于新疆昌吉，止于安徽宣城古泉，是目前世界上電壓等級最高、輸送容量最大、輸送距離最遠(yuǎn)的特高壓直流工程。
2022年度外送電量632億kWh，相比2019年剛建成時，外送電量同比增長225%。消納方向上，吉泉直流送出電量由安徽、江蘇、浙江三省消納，從2024-2025年的情況來看，浙江、江蘇、安徽用電缺口持續(xù)存在，外來電量總需求預(yù)計為2106億kWh，給吉泉直流消納提供了可靠保障。但同時也應(yīng)看到外送項目消納同樣存在波動風(fēng)險。2024年上半年，由于受端河南境內(nèi)新能源限電率的直線上升，天中直流的配套電源被要求降冗運(yùn)行，往年限電在10-20%的項目，2024年有可能會達(dá)到20-30%。
省內(nèi)新能源消納方面面臨更大困難。需求上，新疆仍屬于高耗能產(chǎn)業(yè)集中區(qū)域，能源消費(fèi)總量在全國的比重呈逐年小幅上漲態(tài)勢。2014年至2022年，新疆能源消費(fèi)總量占全國能源消費(fèi)總量的比重呈現(xiàn)小幅增長，碳排放量隨著能源消費(fèi)量的增長穩(wěn)定增長，占全國碳排放總量的3%-4%左右。當(dāng)前，新疆六大高耗能行業(yè)能源消耗、碳排放量超全區(qū)的50%，GDP僅占全區(qū)的20%左右。特別是六大高耗能行業(yè)中的煤化工、石油化工、電解鋁、電力、鋼鐵等行業(yè)是主要的碳排放來源，是碳排放管控的重點。
但由于近年來大量新能源項目在新疆上馬，目前新疆新能源上網(wǎng)電價顯著下降，新能源限電率也不斷攀升。電價方面，根據(jù)2024年新疆部分風(fēng)光場站的年度中長期電價結(jié)算情況，新疆風(fēng)電、光伏分別為0.232、0.165元/度左右，此外還需要分?jǐn)偝袚?dān)兩個細(xì)則考核、輔助服務(wù)、電采暖、清算以及偏差考核五大方面的費(fèi)用支出，其中輔助服務(wù)費(fèi)是當(dāng)前新疆新能源電站支出費(fèi)用的大頭。
限電率方面，進(jìn)入2024年，西北地區(qū)實際限電率不斷上升。從2024年一季度的運(yùn)行情況來看，新疆境內(nèi)新能源電站的限電率跟負(fù)荷水平、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)密切相關(guān)。南疆地區(qū)由于負(fù)荷原因，限電率能達(dá)到50%左右，而烏魯木齊周邊的負(fù)荷消納水平較好，限電可以維持在10%以內(nèi)，但北疆偏北的阿勒泰、塔城等由于地處電網(wǎng)末端，消納情況也不容樂觀。
我們分析，未來新疆仍將以本地消納（引入高耗能產(chǎn)業(yè)）和外送（特高壓等）相結(jié)合的方式，提升新能源消納水平。一方面，預(yù)計在沙漠戈壁地區(qū)建設(shè)的大規(guī)模、高集中的綜合性清潔能源基地將主要通過特高壓直流外送。從建設(shè)成本上看，從新疆東部經(jīng)河西走廊至華中、華東地區(qū)地勢平坦，特高壓單位距離成本低于西南地區(qū)以及南北走向線路。另一方面，對于單位價值較高的高耗能產(chǎn)品，預(yù)計以引入新疆本地生產(chǎn)、產(chǎn)成品外運(yùn)為主。根據(jù)新疆“十四五”規(guī)劃，新疆“十四五”期間將著力建設(shè)包括高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)、能源化工產(chǎn)業(yè)、石油化工和裝備制造產(chǎn)業(yè)等在內(nèi)的產(chǎn)業(yè)集群，有望形成類似于“十三五”期間云南、廣西、內(nèi)蒙古等省區(qū)的高耗能產(chǎn)業(yè)遷移潮，帶來新疆本地用電量高速增長。
2.新疆電力市場發(fā)展概況
2.1.電能量市場交易情況
新疆電力市場目前已建立了較為完備的中長期交易市場，電力現(xiàn)貨市場也已完成多輪模擬試運(yùn)行。
中長期交易上，目前已形成了包括直接交易、合同交易為主，發(fā)電權(quán)交易、電采暖交易、新能源替代交易等多種交易品種為輔的新疆電力中長期市場。2023年，疆內(nèi)中長期交易首次實現(xiàn)了按工作日連續(xù)開市，中長期交易真正實現(xiàn)了高頻次短周期，滿足經(jīng)營主體靈活的調(diào)偏需求。截至2023年，新疆新能源市場化比例達(dá)46%，新能源利用率達(dá)96.1%，有效提高了新能源的消納水平。2024年，新疆中長期交易將進(jìn)一步細(xì)化交易時段，做好與現(xiàn)貨市場銜接準(zhǔn)備。將全天按單位小時劃分為24個交易時段，中長期交易按照24個交易時段組織實施，尖峰、峰、平、谷、深谷時段劃分按照自治區(qū)分時電價政策執(zhí)行。
省間交易總體較為平穩(wěn)。2023年，新疆電力外送整體呈現(xiàn)量價齊升局面，外送電量和交易電價均有所增長，顯示外送消納水平良好。2023年全年，累計結(jié)算外送電量1263億千瓦時，結(jié)算均價275.82元/兆瓦時，同比增長17.82元/兆瓦時。
省內(nèi)交易規(guī)模繼續(xù)擴(kuò)大，但價格不斷走低。從年度直接交易看，2023年，新疆年度直接交易成交660億千瓦時，成交均價255.24元/兆瓦時；而2024年，疆內(nèi)年度直接交易成交789.97億千瓦時，同比增長5.73%，均價234.94元/兆瓦時，同比降低20.03元/兆瓦時。從月度直接交易看，以2024年3月為例，月度直接交易成交64.4億千瓦時，同比增長342.55%，均價227.02元/兆瓦時，同比降低23.14元/兆瓦時。
從按電源類型細(xì)分的交易情況看，風(fēng)電、光伏交易電量在年度直接交易和月度直接交易中均大幅上升，且交易電價均已下滑至200元/兆瓦時以內(nèi)（表6）。
2.2.新疆電價政策情況
2.2.1.分時電價政策
目前新疆電力中長期交易實施分時電價政策，將全天按單位小時劃分為24個交易時段，中長期交易按照24個交易時段組織實施，尖峰、峰、平、谷、深谷時段劃分按照自治區(qū)分時電價政策執(zhí)行。峰谷浮動比例在平段電價基礎(chǔ)上，上下浮動幅度為75%。設(shè)置深谷電價，5、6、7、8月份14:00—16:00由低谷時段調(diào)整為深谷時段，深谷時段電價在平段電價基礎(chǔ)上下浮90%。尖峰時段為1、11、12月份19:00—21:00、7月份21:00—23:00，尖峰時段電價在平段電價基礎(chǔ)上上浮100%。
2.2.2.新能源電價支持政策
盡管推動更高比例的新能源參與電力市場是全國統(tǒng)一趨勢，但在市場化轉(zhuǎn)型過程中，大部分地區(qū)還是對優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)以外的部分電量，通過政府授權(quán)合約機(jī)制或價格補(bǔ)貼機(jī)制，給與新能源項目一定支持。新疆2022年出臺了《完善我區(qū)新能源價格機(jī)制的方案》，明確新能源目標(biāo)上網(wǎng)電價0.262元/千瓦時，對新建項目疆內(nèi)實際交易電價低于市場均價(按年度直接交易均價，下同)，按照市場均價與0.262元/千瓦時的價差給予電價支持，實質(zhì)上為新能源項目確定了0.262元/千瓦時的最低結(jié)算電價。
2.3.新疆電力現(xiàn)貨市場建設(shè)情況
盡管不在第一批試點省份之列，但新疆電力現(xiàn)貨市場推進(jìn)并未落后。新疆已于2023年5月、7月、8月組織開展了三輪現(xiàn)貨模擬試運(yùn)行，2023年12月組織了首次結(jié)算試運(yùn)行（不執(zhí)行）；2024年一季度組織了兩次模擬試運(yùn)行，預(yù)計2024年底新疆電力現(xiàn)貨市場有望實現(xiàn)正式運(yùn)行。
現(xiàn)階段，新疆電力現(xiàn)貨市場包括日前市場和實時市場。日前市場集中優(yōu)化出清，形成日前出清結(jié)果。實時市場沿用市場主體日前申報信息，在機(jī)組組合基本確定的基礎(chǔ)上，考慮電網(wǎng)實際運(yùn)行狀態(tài)和物理約束，滿足超短期負(fù)荷預(yù)測和備用需求，以社會福利最大為目標(biāo)，進(jìn)行實時市場出清，形成實時市場出清結(jié)果。實時市場以15分鐘為間隔滾動出清未來15分鐘至2小時的價格和出力曲線。疆內(nèi)中長期合約作為結(jié)算依據(jù)管理市場風(fēng)險，市場主體的中長期交易曲線結(jié)果及分解曲線均不作為調(diào)度執(zhí)行依據(jù)，中長期曲線最終確定在現(xiàn)貨市場試運(yùn)行日的日前市場開市前完成。
市場主體方面，公用火電企業(yè)、新能源企業(yè)以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場。用戶側(cè)的售電公司、批發(fā)用戶、代理購電用戶以“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場。兵團(tuán)、增量配電網(wǎng)等區(qū)域用戶根據(jù)現(xiàn)貨市場建設(shè)情況逐步參與現(xiàn)貨市場。符合準(zhǔn)入條件的新型獨立儲能自主申報充、放電曲線作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場。
市場銜接方面，省間中長期交易形成的省間聯(lián)絡(luò)線交易曲線物理執(zhí)行，作為疆內(nèi)現(xiàn)貨市場交易的邊界條件。省間交易賣出成交結(jié)果作為送端關(guān)口負(fù)荷增量，買入成交結(jié)果作為受端關(guān)口電源參與省內(nèi)出清。
3.新疆新能源項目投資策略
3.1.新疆典型光伏項目投資電價和收益測算
盡管目前新能源市場化交易電量實質(zhì)上仍然會獲得目標(biāo)上網(wǎng)電價0.262元/千瓦時的電價支持，但隨著新疆電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的不斷推進(jìn)，無論是新建還是存量的平價新能源項目，上網(wǎng)電價都必然逐步與未來現(xiàn)貨市場價格接軌。
因此，在新疆新能源項目的經(jīng)濟(jì)性測算中，應(yīng)采用符合新能源全面市場化條件的上網(wǎng)電價，從而更加合理地評估新能源項目的可行性。目前新疆電力現(xiàn)貨市場仍處于模擬試運(yùn)行階段，尚無公開可查的節(jié)點邊際電價情況。
新疆電力市場中長期交易已采用分時電價機(jī)制，基本能夠體現(xiàn)現(xiàn)貨市場實施后的總體價格趨勢。因此，可根據(jù)新能源各月內(nèi)的典型日內(nèi)出力曲線、日內(nèi)分時電價變化趨勢、新能源各月度出力曲線，以及新疆分時電價執(zhí)行情況，推測未來新能源項目平均上網(wǎng)電價。
根據(jù)2024年8月新疆最新一次月內(nèi)合同交易模擬測試交易規(guī)則，電價申報限額為：平段申報電價范圍為250*（1±20%）元/兆瓦時（即200-300元/兆瓦時）；高峰時段申報電價范圍為250*（1±20%）*（1+75%）元/兆瓦時（即最高525元/兆瓦時）；低谷時段申報電價范圍為250*（1±20%）*（1-75%）元/兆瓦時（即最低50元/兆瓦時）；深谷時段申報電價范圍為250*（1±20%）*（1-90%）元/兆瓦時（即最低20元/兆瓦時）。
根據(jù)分時電價申報限額情況，可初步預(yù)測新能源在現(xiàn)貨市場不同時段下的交易電價。各時段新能源上網(wǎng)電價的假設(shè)為：
平段時段價格為申報區(qū)間平均價格250元/兆瓦時；
高峰時段取申報價格上限，即525元/兆瓦時；
低谷時段取申報價格下限，即50元/兆瓦時；
深谷時段取申報價格下限，即20元/兆瓦時。
新疆光伏項目各月典型日內(nèi)各時段電量占比曲線如圖所示。新疆地區(qū)考慮北京時間8:00前和23:00后無出力。
根據(jù)各月典型日內(nèi)分時電價，和各月典型日光伏出力曲線，可得到各月的典型日平均電價。再根據(jù)季節(jié)天氣變化因素，考慮年內(nèi)各月電量占比，可計算得到考慮了分時電價因素的新能源上網(wǎng)價格為164.95元/兆瓦時（表7）。
如前文表7所展示，2024年新疆電力市場中長期交易結(jié)果中，光伏年度交易價格已達(dá)199.28元/兆瓦時，月度交易價格達(dá)到了171.45元/兆瓦時，已十分接近164.95元/兆瓦時的預(yù)測值，說明該預(yù)測具備合理性。此外，根據(jù)調(diào)研了解到的2024年新疆部分風(fēng)光場站的年度中長期電價結(jié)算情況，從綜合結(jié)算電價來看，新疆光伏項目已達(dá)到0.165元/度左右。
根據(jù)目前新疆光伏項目的造價計算，當(dāng)平均電價為0.16495元/kWh時，項目投資稅前財務(wù)內(nèi)部收益率僅為1%左右，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于項目投資的必要收益水平。
3.2.新疆新能源投資策略分析
從上述分析可以看出，對于近兩年新并網(wǎng)的平價光伏項目，全電量參與電力市場化交易，平均結(jié)算電價將遠(yuǎn)低于標(biāo)桿電價（0.262元/千瓦時），相較2023年幾乎腰斬，且未來有進(jìn)一步下行的趨勢。雖然目前存量平價項目仍將市場化結(jié)算與0.262元的偏差通過向用戶側(cè)收取或返還，但下一階段的新增新能源項目入市后十分有可能全電量（部分電量）按交易價結(jié)算。即使對于存量含補(bǔ)貼項目，在新疆光伏裝機(jī)倍增，且本地消納能力和出疆通道無相應(yīng)明顯增加的情況下，全疆含補(bǔ)貼項目發(fā)電小時數(shù)也會持續(xù)下降，且補(bǔ)貼拖欠情況嚴(yán)重，未進(jìn)入合規(guī)目錄的項目未來存在無法收到補(bǔ)貼的風(fēng)險。配建儲能雖然一定程度上能夠改善新能源的出力，有助于未來的經(jīng)營，但在新疆尚無電力現(xiàn)貨市場的情況下，短期內(nèi)對于收益不樂觀。儲能能夠發(fā)揮的作用與其容量相關(guān)，大容量配建長時儲能直接拉高項目投資，對收益率影響可能是負(fù)面的。
當(dāng)然，新能源項目的收益率與投資和收入端均相關(guān)，在收益端不利因素較多的情況下，投資端的成本也在不斷下降，因此光伏的投資決策應(yīng)對收益的邊際變化保持關(guān)注。從新能源投資看，風(fēng)電在收益端收到電價下行壓力更小，相比光伏項目得到的投資人的關(guān)注更多。其次是關(guān)注配建在跨省通道附近，發(fā)電量可高比例外送的新能源項目。
宏觀角度看，新能源電價下行從全社會角度看能夠向下游用戶釋放紅利，但也客觀上抑制了新能源投資的積極性，延緩了新能源裝機(jī)規(guī)模的提升。電力市場改革需要權(quán)衡下游用戶電價承受能力、電網(wǎng)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(jìn)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(diào)整來平衡上游投資激勵和市場化價格信號。
