“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收益就等于上網(wǎng)電量乘以固定電價,但是現(xiàn)在等號變成不等號了,無論是電力市場、上網(wǎng)電量還是固定電價的內(nèi)涵都變得比以前豐富多了,這給我們帶來了新的挑戰(zhàn)。”
CPIA(中國光伏行業(yè)協(xié)會)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年形勢展望研討會”上發(fā)表主旨報告時作出上述表示。他強(qiáng)調(diào),電力市場交易給光伏發(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,(很擔(dān)心)光伏行業(yè)收益率會爆降,不得不未雨綢繆。”
多位專家亦圍繞新能源進(jìn)入電力市場的現(xiàn)狀和前景,在研討會上分享了最新數(shù)據(jù)和觀點。
保障性收購量價齊降 電力市場化交易在即
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。這是因為新能源“看天吃飯”的先天屬性使其帶有間歇性、波動性的出力特征,而電網(wǎng)又要保持電源和負(fù)荷的實時平衡。
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數(shù)逐年降低,未來還將逐步推動新能源保障收購小時數(shù)以外電量全部進(jìn)入市場。
除了降量以外,各省的新能源保障性收購價格也在降低。張顯提供的數(shù)據(jù)顯示,2022年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)風(fēng)電保障性收購價格為0.361元/千瓦時,光伏保障性收購價格為0.355元/千瓦時,較2020年分別下降0.008元/千瓦時、0.001元/千瓦時。
與此同時,新能源市場化占比穩(wěn)步提升。2020年到2022年,新能源市場化交易電量分別為1317.80億千瓦時、2136.57億千瓦時、3464.94億千瓦時,分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時期,新能源市場化交易價格也逐年升高。近三年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)光伏市場化交易價格分別為0.141元/千瓦時、0.221元/千瓦時、0.235元/千瓦時。
除此以外,是否分?jǐn)傒o助服務(wù)費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)費用分?jǐn)傒^高,且度電分?jǐn)偹捷^高。這主要是因為系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力大。其中,黑龍江輔助服務(wù)分?jǐn)傎M用和度電分?jǐn)偹阶罡?,?.18元/千瓦時,這主要是因為新能源占比高,且常規(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)費用。
低電價或更頻繁 亟需完善市場機(jī)制
雖然新能源進(jìn)入電力市場消納是大勢所趨,但無論是從政策層面的市場機(jī)制設(shè)計,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設(shè)計及咨詢工作。他表示,基于此前風(fēng)場經(jīng)營經(jīng)驗來看,許多地區(qū)普遍存在新能源發(fā)電現(xiàn)貨交易價格低于燃煤電價的現(xiàn)象,以至于大部分風(fēng)場都難以達(dá)到過去標(biāo)桿價格結(jié)算收益。“不過,這種低價并不一定就意味著虧損,只能說相較于標(biāo)桿電價不那么賺錢了。”
而從去年多地零星披露的電力出清價格來看,現(xiàn)貨市場不僅使得部分時段的交易電價過低,甚至出現(xiàn)了“零元電價”“負(fù)電價”的窘境。
例如,2022年3月4日11時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)時全省發(fā)電出力的61.3%。當(dāng)天,山西電力現(xiàn)貨市場日前和日內(nèi)出清價格有17個小時左右處于0電價。
國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所主任工程師王彩霞認(rèn)為,短期來看,負(fù)電價對新能源企業(yè)、常規(guī)火電機(jī)組、購電用戶等市場主體影響均不大,有利于激勵系統(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,低電價現(xiàn)象會更加頻繁,長期低電價不利于傳統(tǒng)機(jī)組在電能量市場中可持續(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)化完善電力市場設(shè)計以適應(yīng)高比例新能源進(jìn)入電力市場,也是歐美等成熟電力市場建設(shè)面臨的主要問題。“電力市場是未來電力系統(tǒng)發(fā)展的關(guān)鍵因素,但當(dāng)前電力市場的核心設(shè)計始于十多年前,基于化石燃料發(fā)電為主的電源結(jié)構(gòu),需要對電力市場設(shè)計進(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)對全球各地常態(tài)化出現(xiàn)“負(fù)電價”現(xiàn)象,目前歐美主要國家新能源均通過“市場+政策”的模式進(jìn)入電力市場參與市場交易。例如,德國、西班牙、丹麥等基于固定溢價補(bǔ)貼政策,推動新能源參與中長期、現(xiàn)貨等各類市場;美國基于可再生能源配額制,對新能源項目給予一定的生產(chǎn)稅收和投資稅收減免,推動新能源參與市場。
盡管如此,由于國情不同,別國采取的電力市場制度并不能“拿來就用”,而在包括分布式能源如何參與市場在內(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面臨收益不甚理想時,談及綠電綠證交易機(jī)制,將其稱為凸顯綠色電力環(huán)境價值的有力方式。而現(xiàn)貨市場,則主要對應(yīng)的是電能量價值。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,而環(huán)境價值則依靠綠電綠證交易來獲得。
然而,對于新能源企業(yè)而言,目前的綠電綠證市場尚不足以支撐這一想象。
“想法很美好,現(xiàn)實很殘酷。”龔昭宇表示,很多新能源運營企業(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,對沖電力現(xiàn)貨交易帶來的收益風(fēng)險。但現(xiàn)實是,一方面,目前國內(nèi)沒有那么大的買方市場,畢竟買方要為此付出電能量價格之外的溢價 ,而綠證、綠電本身還未和碳排放權(quán)產(chǎn)生聯(lián)動,無法推動更多企業(yè)主動采購綠證或綠電。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)貨市場和綠電市場中二選一,對電站來說可能進(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)合會的公開數(shù)據(jù)顯示,2022年,全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量52543.4億千瓦時,同比增長39%,占全社會用電量比重為60.8%。省內(nèi)交易電量合計為42181.3億千瓦時,其中電力直接交易40141億千瓦時(含綠電交易227.8億千瓦時、電網(wǎng)代理購電8086.2億千瓦時)。對比可見,綠電交易規(guī)模在電力交易中占比仍然較小。
現(xiàn)貨市場電價不穩(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、能耗需求相對較低的地方,隨著新能源裝機(jī)擴(kuò)大,綠電價格也會隨之降低。“我們規(guī)劃的一批項目預(yù)計在2025年投產(chǎn),進(jìn)入電力市場套利階段。現(xiàn)在廣東新能源按照0.453元/千瓦時實行全額保障性收購,只有少量風(fēng)電、光伏進(jìn)入綠電市場,未來大家都進(jìn)入電力市場可能電價要降到兩毛多、三毛多。‘躺賺’的時代過去,我們必須要多種渠道開發(fā)光伏電力價值了。”
王勃華也表示,電力現(xiàn)貨市場交易與中長期長協(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)貨市場體系下,電價將隨時間和空間發(fā)生變化,光伏企業(yè)要打破固定電價銷售電量的盈利模式,探索光伏發(fā)電參與市場化電力交易的第二成長曲線。
原標(biāo)題:新能源進(jìn)電力市場告別“躺賺”?專家熱議得與失