新能源進電力市場告別“躺賺”?專家熱議得與失
“當前電力交易發(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、上網電量還是固定電價的內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。他強調,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。
(相關資料圖)
2022年,中國光伏行業(yè)交出了一份滿含“高光”的成績單。根據王勃華在會上公布的數據,2022年我國光伏制造端產值(不含逆變器)超過1.4萬億元,同比增長95%以上;新增裝機87.41GW,同比增長59.3%。然而,諸多變化也給行業(yè)的市場空間預期帶來影響。
第一財經此前報道《新能源“走進”電力現(xiàn)貨市場,收益下行壓力何解》后,多位業(yè)界人士也向記者表達了類似擔憂。一位在東部從事新能源投資人士對記者直言,“按照現(xiàn)在的電網消納和輸送水平,如果進入電力市場,(很擔心)光伏行業(yè)收益率會爆降,不得不未雨綢繆?!?/p>
多位專家亦圍繞新能源進入電力市場的現(xiàn)狀和前景,在研討會上分享了最新數據和觀點。
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,而電網又要保持電源和負荷的實時平衡。
北京電力交易中心新能源交易部主任張顯分享的數據顯示,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%。除了青海等少數省份由于新能源占比高、當地用電需求較低使得新能源發(fā)電利用率不達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,國網經營區(qū)新能源保障收購小時數逐年降低,未來還將逐步推動新能源保障收購小時數以外電量全部進入市場。
除了降量以外,各省的新能源保障性收購價格也在降低。張顯提供的數據顯示,2022年國網經營區(qū)風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。近三年國網經營區(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,是否分攤輔助服務費用也是影響新能源收益的重要因素。
據張顯公布的統(tǒng)計數據,目前天津、山西、山東等16家單位新能源需分攤輔助服務有關費用,湖南、河南、遼寧、吉林、黑龍江、蒙東、寧夏7家單位的輔助服務費用分攤較高,且度電分攤水平較高。這主要是因為系統(tǒng)調節(jié)壓力大。其中,黑龍江輔助服務分攤費用和度電分攤水平最高,為0.18元/千瓦時,這主要是因為新能源占比高,且常規(guī)機組調節(jié)性能較差,疊加供熱期間供熱機組增出力,導致調峰壓力巨大。而北京、天津、上海等11個單位暫未分攤輔助服務費用。
低電價或更頻繁 亟需完善市場機制
雖然新能源進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制設計,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。
遠景智能電力交易專家龔昭宇長期從事電力市場設計及咨詢工作。他告訴記者,基于此前風場經營經驗來看,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,以至于大部分風場都難以達到過去標桿價格結算收益?!安贿^,這種低價并不一定就意味著虧損,只能說相較于標桿電價不那么賺錢了?!?/p>
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,達到2216萬千瓦,占當時全省發(fā)電出力的61.3%。當天,山西電力現(xiàn)貨市場日前和日內出清價格有17個小時左右處于0電價。
國網能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所主任工程師王彩霞認為,短期來看,負電價對新能源企業(yè)、常規(guī)火電機組、購電用戶等市場主體影響均不大,有利于激勵系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。長期來看,隨著新能源裝機持續(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制。
王彩霞表示,優(yōu)化完善電力市場設計以適應高比例新能源進入電力市場,也是歐美等成熟電力市場建設面臨的主要問題。“電力市場是未來電力系統(tǒng)發(fā)展的關鍵因素,但當前電力市場的核心設計始于十多年前,基于化石燃料發(fā)電為主的電源結構,需要對電力市場設計進行審視,確定其是否需要改革,能否滿足建設清潔、安全可負擔的電力系統(tǒng)的要求?!?/p>
據她介紹,為了應對全球各地常態(tài)化出現(xiàn)“負電價”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的細節(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,則主要對應的是電能量價值。在這層邏輯下,新能源電站理應承擔電量不穩(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?!饼徴延钤诮邮艿谝回斀浻浾卟稍L時表示,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險。但現(xiàn)實是,一方面,目前國內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產生聯(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度進行分解并物理執(zhí)行,這部分電量只能在現(xiàn)貨市場和綠電市場中二選一,對電站來說可能進一步擠壓現(xiàn)貨中的合約結算曲線 。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)合會的公開數據顯示,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對記者表示,他認為像廣東產業(yè)結構趨于高級、能耗需求相對較低的地方,隨著新能源裝機擴大,綠電價格也會隨之降低?!拔覀円?guī)劃的一批項目預計在2025年投產,進入電力市場套利階段?,F(xiàn)在廣東新能源按照0.453元/千瓦時實行全額保障性收購,只有少量風電、光伏進入綠電市場,未來大家都進入電力市場可能電價要降到兩毛多、三毛多?!少崱臅r代過去,我們必須要多種渠道開發(fā)光伏電力價值了?!?/p>
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。