中國儲能網(wǎng)訊：電改時代的來臨，對于光伏電站而言，可能是一把“雙刃劍”。
綜觀此次電力體制改革，包括光伏在內(nèi)的新能源被提到了空前的高度，尤其是其中賦予新能源“優(yōu)先發(fā)電”、“優(yōu)先調度”的權利，無異于為在價格競爭中仍處于極大劣勢地位的新能源，爭取了特殊的市場發(fā)展空間。
與此同時，對于困擾行業(yè)已久的“棄光”問題，也給出了較為明確的解決思路，包括加大外送能力、解決調峰能力不足以及通過相應的經(jīng)濟補償，保證光伏電站的基本利用小時數(shù)。
不過，最值得注意的是，本次電改的一大主要目標是，還原電力的商品屬性。這也就意味著，電力行業(yè)將從原有的寡頭壟斷行業(yè)變?yōu)橐粋€市場化占主導的行業(yè)，與之相對應的潛臺詞是，行業(yè)的整體盈利水平也將回歸于正常。
在此次電改中，盡管新能源行業(yè)備受額外“關照”，但在整體行業(yè)逐漸脫去壟斷外衣的大背景以及從官方的措辭來看，包括光伏在內(nèi)的新能源也將逐步的市場化，尤其是在電站最為重要的收益率方面。
在此次對電改的解讀中，國家能源局新能源司負責人就表示，在存在新能源限電情況的地區(qū)，擬通過發(fā)電計劃方式優(yōu)先安排一部分新能源保障性發(fā)電量，保障新能源項目合理收益的基本利用小時數(shù)。其余超出保障性范圍的新能源發(fā)電量，鼓勵參與市場交易，通過市場競爭機制保障優(yōu)先上網(wǎng)。
這預示著，光伏發(fā)電極有可能會就此如同其他行業(yè)一樣，進入一個收益率相對穩(wěn)定的時代，尤其是在電力行業(yè)告別“壟斷”還原其商品屬性的大環(huán)境下。
對于光伏電站的經(jīng)營者而言，這可能是一個“微利”處于常態(tài)的時代，是一個靠“規(guī)模取勝”或者依靠發(fā)電、售電側等綜合收益來獲得生存發(fā)展的時代。
一、政府定價：光伏電站收益的命脈
近日，隨著若干配套文件的發(fā)布，備受矚目的電力體制改革，即將獲得更深層面的推進。
綜觀此次電力體制改革，包括光伏在內(nèi)的新能源被提到了空前的高度，尤其是其中賦予新能源“優(yōu)先發(fā)電”的權利，無異于為在價格競爭中仍處于極大劣勢地位的新能源，爭取到了特殊的市場發(fā)展空間。
從此次發(fā)布的電力體制改革的配套文件來看，在未來的電力市場中，將有兩種價格并存，一類仍然延續(xù)政府定價，另一類則通過公開的電力交易市場形成。
具體到光伏而言，從相關措辭來看，初期可能會允許光伏電站不參與電力市場交易，其全部電量均可以由政府定價來收購。但隨著時間的推移以及電力體制改革的不斷推進，光伏發(fā)電可能也將拿出部分的電量來參與市場交易。
基于此，不論是對光伏電站，還是整個電力體制改革而言，如何確定政府定價的電價標準，將成為關鍵。原因很簡單，如若大幅高于電力交易市場中的電價水平，肯定會很難吸引發(fā)電企業(yè)參與電力市場的交易，也就不利于電力交易市場的盡快形成以及電改的推進。
在就此次電力體制改革配套文件回答記者提問時，國家發(fā)改委以及國家能源局有關負責人的預期是，在電力體制改革后，輸配電價相對固定，發(fā)電價格的波動將直接傳導給售電價格。當前，在電力供需較為寬松、煤價降低的情況下，擁有選擇權的電力用戶通過與發(fā)電企業(yè)直接交易，可以降低用電成本，從而為電力用戶帶來改革紅利。
更直接的說，電改后，電價將會出現(xiàn)一定程度的下降。
優(yōu)先發(fā)電
對于電力體制而言，其大體包括以下幾個方面，發(fā)電、電力市場以及電力交易、輸配電、售電側。而對于發(fā)電企業(yè)而言，重要的則包括發(fā)電計劃的管理措施、電力交易以及售電測。
就在11月底，國家發(fā)改委以及國家能源局一口氣發(fā)布了有關電力體制改革的6個配套文件，基本上已經(jīng)涵蓋了此次改革的各個方面，這也意味著討論多時的電力體制改革終于要迎來全面推進時期。
就此次發(fā)布的配套文件的內(nèi)容來看，此次電改，可謂是將光伏在內(nèi)的新能源發(fā)展提到了一個較高的位置。
具體而言，在發(fā)電方面，《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》明確了建立優(yōu)先發(fā)電制度的要求，各地安排年度發(fā)電計劃時，要充分預留發(fā)電空間。其中，風電、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電、余熱余壓余氣發(fā)電按照資源條件全額安排發(fā)電。
而《關于推進電力市場建設的實施意見》則明確，電力市場建設的實施路徑是：有序放開發(fā)用電計劃、競爭性環(huán)節(jié)電價，不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規(guī)模，逐步建立市場化的跨省跨區(qū)電力交易機制。
此外，上述《實施意見》還要求，選擇具備條件地區(qū)開展試點，建成包括中長期和現(xiàn)貨市場等較為完整的電力市場；總結經(jīng)驗、完善機制、豐富品種，視情況擴大試點范圍；逐步建立符合國情的電力市場體系。其中特別規(guī)定，要形成可再生能源參與市場競爭的新機制，規(guī)劃內(nèi)的可再生能源優(yōu)先發(fā)電，優(yōu)先發(fā)電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，鼓勵跨省跨區(qū)消納可再生能源。
政府定價成關鍵
根據(jù)此次電力體制改革，在電力市場建設以及電力交易中，并不強制發(fā)電企業(yè)參與電力交易。僅表示，符合準入條件的用戶，選擇進入市場后，應全部電量參與市場交易，不再按政府定價購電。對于符合準入條件但未選擇參與直接交易或向售電企業(yè)購電的用戶，由所在地供電企業(yè)提供保底服務并按政府定價購電。用戶選擇進入市場后，在一定周期內(nèi)不可退出。
上述表述意味著，在今后的電力市場中，仍將存在兩類價格，政府定價以及市場交易價格。而根據(jù)官方的預測，當前，在電力供需較為寬松、煤價降低的情況下，擁有選擇權的電力用戶通過與發(fā)電企業(yè)直接交易，可以降低用電成本，從而為電力用戶帶來改革紅利。
換句話說，今后，電價將會出現(xiàn)下降。
發(fā)改委還表示，從已經(jīng)批復的我國第一個按照“準許成本加合理收益”原則測算的、能夠直接用于電力市場交易的省級電網(wǎng)獨立輸配電價的內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)首個監(jiān)管周期輸配電準許收入和電價水平來看，通過成本監(jiān)審核減不相關、不合理成本，電價出現(xiàn)了一定的下降，降價空間主要用于降低蒙西電網(wǎng)大工業(yè)電價每千瓦時2.65分錢，降價金額約26億元。
綜合國內(nèi)的經(jīng)濟形勢以及電力行業(yè)的特性，在以價格決定一切的直接電力交易中，電價仍有一定的下降空間。這也意味著，對于與其他常規(guī)能源相比，價格并不占優(yōu)勢的光伏而言，可能并不具備參與直接電力交易的基礎和條件。因此，對于光伏電站而言，其收益將取決于政府定價。
不過，也有業(yè)內(nèi)人士認為，結合中國發(fā)電主體基本處于幾家獨大的形勢以及電價并未完全反應外部環(huán)境成本的情況下，尤其是對于諸如一些火電外送大省而言，在電力逐漸市場化的情況下，其是否會將電力企業(yè)的外部環(huán)境成本顯性化，將成為決定今后電價走勢的關鍵。
而就此次發(fā)布的電力體制改革的配套文件的相關措辭來看，初期可能會允許光伏電站不需要參與電力市場交易，其全部電量均可以由政府定價來收購。但隨著時間的推移以及電力體制改革的不斷推進，光伏發(fā)電可能也將拿出部分電量來參與市場交易。
二、光伏電站的“綜合收益”時代來臨
在新近出臺的電力體制改革的配套文件中，為一直困擾光伏電站的頑疾——“棄光”，給出了相應的解決思路。
根據(jù)《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》，在發(fā)電計劃和調度中將優(yōu)先安排可再生能源發(fā)電，并將加強可再生能源電力外送消納，提高跨省跨區(qū)送受電中可再生能源電量比例。
與此同時，還將建立適應可再生能源大規(guī)模發(fā)展、促進可再生能源消納的市場機制，鼓勵可再生能源參與電力市場，提高可再生能源消納能力。
而針對光伏發(fā)電的發(fā)電區(qū)與用電區(qū)分離的這一特征，則表示，將建立電力用戶參與的輔助服務分擔機制，積極開展跨省跨區(qū)輔助服務交易，提高可再生能源消納能力。
不過，盡管相關部門已經(jīng)明確給出了“限電”的解決思路，但從其相關措辭來看，對光伏發(fā)電的所有電量并非是照單全收、100%完全上網(wǎng)，而只是保證將光伏電站維持在某一個合理的收益率之內(nèi)的電量給予完全上網(wǎng)。
換句話說，對于光伏電站而言，極有可能會就此如同其他行業(yè)一樣，進入一個收益率相對穩(wěn)定的時代，也不排除是“微利”時代，尤其是在電力行業(yè)告別“壟斷”還原其商品屬性的這一大環(huán)境下。
“限電”是體制機制問題
對于近幾年的光伏電站而言，“限電”可謂是一個頗為頭疼的頑疾，這其中尤以地面電站發(fā)展迅速的西北幾個省份較為嚴重。
資料顯示，在最受關注的“限電”中，新疆以及甘肅的情況較為嚴重，占了全國全部棄光的93%，其中，甘肅省棄光電量17.6億千瓦時，棄光率28%，新疆（含兵團）棄光電量10.4億千瓦時，棄光率20%。
有業(yè)內(nèi)人士還透露，除了被國家能源局點名的新疆和甘肅外，近來風頭正勁的寧夏的情況同樣也很嚴重。
不過，在以往的就“限電”這一問題的成因上，大都歸咎于發(fā)展速度過快以及與電網(wǎng)建設不匹配、當?shù)氐南{能力不足、調峰問題等。
而在此次國家能源局新能源司負責人就電改推動可再生能源并網(wǎng)消納答記者問時則表示，近年來，并網(wǎng)消納問題始終是制約我國可再生能源發(fā)展的主要障礙。今年以來新能源消納形勢更加嚴峻，新能源與常規(guī)能源之間的運行矛盾不斷加劇。大量的棄風、棄光現(xiàn)象既造成了可再生能源資源的巨大浪費，削弱新能源行業(yè)發(fā)展動力和后勁，也嚴重影響國家加快生態(tài)文明建設戰(zhàn)略的實施和能源結構的調整步伐。在目前情況來看，除了技術因素外，出現(xiàn)并網(wǎng)消納問題更多是體制機制原因。
上述人士還表示，從一定程度上講，是否能夠有效解決棄風棄光棄水問題，將是考量本次電改成效的重要目標之一。近期出臺的6個電力體制改革配套文件也將落實可再生能源全額保障性收購放到了一個比較重要的位置，為從根本上解決棄風棄光棄水問題提供了政策基礎，是保障今后可再生能源產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的重要措施。
規(guī)模取勝
對于如何解決“限電”問題，官方此次也給出了相應的對錯，具體來看，主要涉及調度、跨區(qū)消納、調峰等。
在優(yōu)先發(fā)電和調度方面，則包括在發(fā)電計劃和調度中將優(yōu)先安排可再生能源發(fā)電，逐步放開常規(guī)火電等傳統(tǒng)化石能源的發(fā)電計劃，并將加強可再生能源電力外送消納，提高跨省跨區(qū)送受電中可再生能源電量比例。
而針對光伏發(fā)電的發(fā)電區(qū)與用電區(qū)分離的這一特征，則表示，將建立電力用戶參與的輔助服務分擔機制，積極開展跨省跨區(qū)輔助服務交易，提高可再生能源消納能力。
在電力交易方面，則提出“形成促進可再生能源利用的市場機制。規(guī)劃內(nèi)的可再生能源優(yōu)先發(fā)電，優(yōu)先發(fā)電合同可轉讓，鼓勵可再生能源參與電力市場，提高可再生能源消納能力?！?
此外，在調峰方面，也給出了相應的安排，要求自備電廠參與提供調峰等輔助服務，并推動可再生能源替代燃煤自備電廠發(fā)電。
不過，盡管相關部門已經(jīng)明確給出了“限電”的解決思路，但從其相關措辭來看，對光伏發(fā)電的所有電量并非是照單全收、100%完全上網(wǎng)，而只是保證將光伏電站維持在某一個合理的收益率之內(nèi)的電量給予完全上網(wǎng)。
在此次答記者問中，前述國家能源局新能源司負責人就表示，在存在新能源限電情況的地區(qū)，擬通過發(fā)電計劃方式優(yōu)先安排一部分新能源保障性發(fā)電量，保障新能源項目合理收益的基本利用小時數(shù)。其余超出保障性范圍的新能源發(fā)電量鼓勵參與市場交易，通過市場競爭機制保障優(yōu)先上網(wǎng)。
該人士還表示，通過這種保障性發(fā)電量的方式，既保障了新能源項目的基本收益，也將促進新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展進步。
這也意味著，對于光伏電站而言，極有可能會就此如同其他行業(yè)一樣，進入一個收益率相對穩(wěn)定的時代，也不排除是“微利”時代，尤其是在電力行業(yè)告別“壟斷”還原其商品屬性的這一大環(huán)境下。而對于光伏電站的經(jīng)營者而言，這可能是一個“微利”處于常態(tài)的時代，是一個靠“規(guī)模取勝”或者依靠發(fā)電、售電側等綜合收益來獲得生存發(fā)展的時代。
三、電改下的電力外送爭奪戰(zhàn)
對于破解困擾光伏行業(yè)已久的“限電”問題而言，大規(guī)模外送，仍然是必不可少的措施之一。
不過，在電力體制改革不斷推進的大背景下，對于位于不同區(qū)域的光伏電站而言，所面臨的外送市場需求情況，可能也會出現(xiàn)一定的分化。因為按照電改給出的設計方案，對電網(wǎng)公司的角色定位類似于高速公路，對輸送的電力收取相應的傳輸費用。
根據(jù)發(fā)改委此前發(fā)布的《關于完善跨省跨區(qū)電能交易價格形成機制有關問題的通知》（以下簡稱“通知”），跨省跨區(qū)送電價格主要通過協(xié)商或市場化交易方式確定。而對于其中的電網(wǎng)部分的費用，發(fā)改委則表示，將組織對跨省跨區(qū)送電專項輸電工程進行成本監(jiān)審，并根據(jù)成本監(jiān)審結果重新核定輸電價格（含線損，下同）。輸電價格調整后，同樣按照“利益共享、風險共擔”的原則，將調整幅度在送電方、受電方之間按照1：1比例分攤。
可以預期的是，在電力供應日益寬松以及電價趨向由市場決定的大趨勢下，對于主要的電力外送地區(qū)尤其是西部的幾個光伏大省而言，在電力的外送方面的競爭也將日趨的激烈。而如何保證本地區(qū)能有更多的新能源電力外送，將成為這些地區(qū)的考驗之一。
國家電網(wǎng)公布的數(shù)據(jù)顯示，2014年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)跨區(qū)跨省交易電量共完成7252.16億千瓦時，同比增長12．03%。其中，風電、光伏等新能源跨區(qū)跨省外送電量全年達190億千瓦時，同比增長90%。
簡單計算可知，即便這190億千瓦時全部用來輸送光伏，其對應的裝機規(guī)模也僅在10多個吉瓦。
外送仍是必由之路
根據(jù)官方給出的破解新能源“棄光”、“棄風”這一問題的解決思路，可再生能源電力外送消納是其中的主要一條。
近日，在就電力體制改革如何推動可再生能源并網(wǎng)消納回答記者提問時，國家能源局新能源司負責人表示，在發(fā)電計劃和調度中將優(yōu)先安排可再生能源發(fā)電，逐步放開常規(guī)火電等傳統(tǒng)化石能源的發(fā)電計劃的同時，將加強可再生能源電力外送消納，提高跨省跨區(qū)送受電中可再生能源電量比例。
此外，在電力外送方面，還將建立電力用戶參與的輔助服務分擔機制，積極開展跨省跨區(qū)輔助服務交易，提高可再生能源消納能力。
數(shù)據(jù)顯示，2014年，全國跨省區(qū)送電量約為8000億千瓦時。而國家電網(wǎng)公布的數(shù)據(jù)顯示，2014年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)跨區(qū)跨省交易電量共完成7252.16億千瓦時，同比增長12．03%。其中，風電、光伏等新能源跨區(qū)跨省外送電量全年達190億千瓦時，同比增長90%。
盡管近幾年由于西部省份光伏電站高速發(fā)展而帶來的“棄光”、“棄風”問題一直伴有爭議，但有業(yè)內(nèi)人士認為，對于中國的光伏發(fā)電而言，在西部地區(qū)發(fā)展大型地面電站是保證其高速發(fā)展的前提。
在這種情況下，遠距離、大規(guī)模外送，將是制約中國新能源發(fā)展的主要瓶頸之一，但與此同時，也是必由之路。
地區(qū)競爭加?。?/strong>
根據(jù)此次電改給出的方案，對電網(wǎng)的定位將類似于高速公路的角色。這也意味著，在未來的電力市場競爭中，輸送距離將成為最終電價的一個主要組成部分。
在此前下發(fā)的通知中，發(fā)改委表示，跨省跨區(qū)送電電價，由送電、受電市場主體雙方在自愿平等基礎上，在貫徹落實國家能源戰(zhàn)略的前提下，按照“風險共擔、利益共享”原則協(xié)商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格，并建立相應的價格調整機制。而對于其中的電網(wǎng)部分的費用，發(fā)改委則表示，將組織對跨省跨區(qū)送電專項輸電工程進行成本監(jiān)審，并根據(jù)成本監(jiān)審結果重新核定輸電價格（含線損，下同）。輸電價格調整后，同樣按照“利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照1：1比例分攤。
對此，有業(yè)內(nèi)人士認為，可以預期的是，在電力供應日益寬松以及電價趨向由市場決定的大趨勢下，對于主要的電力外送地區(qū)尤其是西部的幾個光伏大省而言，在電力的外送方面的競爭也將日趨的激烈。而如何保證本地區(qū)能有更多的新能源電力外送，將成為這些地區(qū)的考驗之一。
“雖然，有些電網(wǎng)是專項線路，帶有自然壟斷的屬性，但這樣的線路畢竟是極少數(shù)，大部分電網(wǎng)是同時經(jīng)過好幾個省份的。這樣，如果在考慮輸送距離的情況下，不同省份所送出的電力的最終電價可能就會不一樣。當然，對于那些火電同樣發(fā)達的省份，其可以選擇打捆的方式，通過火電部分的讓利，來拉低綜合電價，也是可能的思路之一?！庇惺袌鋈耸勘硎?。
內(nèi)蒙古發(fā)布的一份數(shù)據(jù)則顯示，2014年，內(nèi)蒙古外送電裝機2600萬千瓦，外送電量1460億千瓦時，占全國跨省送電量的18.5%，連續(xù)10年居全國首位。
上述市場人士認為，與西部省份相比，未來，中部的一些省份可能更具有區(qū)位優(yōu)勢，畢竟這些省份距離電力的主要消納地——東部，更近。
