中國儲能網(wǎng)訊：負(fù)價格的出現(xiàn)容易讓人聯(lián)想到“倒貼錢做買賣”，山東電力現(xiàn)貨市場“五一”期間出現(xiàn)的“負(fù)電價”也因此吸引了眾多目光。有聲音認(rèn)為“負(fù)電價”是市場失靈的表現(xiàn)，也有聲音認(rèn)為現(xiàn)貨市場不利于新能源的發(fā)展，還有觀點指出這是零售市場套利的好機會。
梳理眾多質(zhì)疑和論辯之后，eo發(fā)現(xiàn)“負(fù)電價”現(xiàn)象是電力進(jìn)入“看天吃飯”時代的標(biāo)志之一。新能源大發(fā)，節(jié)假日生產(chǎn)負(fù)荷下降，是山東出現(xiàn)“負(fù)電價”的直接原因，“好天氣”讓電力行業(yè)“幾家歡喜幾家愁”。國內(nèi)新能源的大規(guī)模發(fā)展，意味著電力系統(tǒng)的供需價格波動將日漸劇烈，靈活性資源需求愈發(fā)迫切。在成本可負(fù)擔(dān)性的約束下，電力市場設(shè)計仿佛“螺螄殼里做道場”，對精細(xì)程度的要求遠(yuǎn)超以往。時代變了，也正因如此，一些難以依靠電能量市場體現(xiàn)的商品價值，只能寄望于“場外”市場的不斷完善。
作為國內(nèi)首個允許采用“負(fù)電價”的省份，山東做出了容量補償機制、零售套餐分時價格機制等探索，但面對分布式光伏裝機的快速增長，仍然面臨許多挑戰(zhàn)。而歐美國家作為更早面對“負(fù)電價”的市場，至今仍走在“出現(xiàn)問題解決問題”的路上。在這個過程中，市場主體的風(fēng)險應(yīng)對能力也在不知不覺提升。
2023年5月1—2日，山東電力現(xiàn)貨實時市場連續(xù)出現(xiàn)21個小時“負(fù)電價”，引發(fā)行業(yè)普遍關(guān)注。
作為第一批電力現(xiàn)貨市場試點，山東是為數(shù)不多在規(guī)則上允許“負(fù)電價”出現(xiàn)的省份。在山東電力市場化改革設(shè)計者看來，“五一”假期實時市場的“負(fù)電價”并未對山東發(fā)電主體的實際收益造成明顯影響，是電力現(xiàn)貨市場“價格探針”作用體現(xiàn)的結(jié)果，同時還揭示了山東電力系統(tǒng)出現(xiàn)短期“新能源過剩”的問題，未來如何支撐大規(guī)模新能源發(fā)展被推至眼前，這也是許多其他省區(qū)正在或即將面臨的挑戰(zhàn)。
國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2023年4月底，我國風(fēng)電裝機容量3.8億千瓦，光伏發(fā)電裝機容量4.4億千瓦，風(fēng)電光伏發(fā)電總裝機容量突破8億千瓦，占全國發(fā)電裝機容量的30.9%，其中風(fēng)電占14.3%，光伏發(fā)電占16.6%。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，提出到2030年實現(xiàn)“新能源全面參與市場交易”的目標(biāo)。
良好的光照條件、政府規(guī)劃、“保量保價”收購政策讓山東的光伏投資熱情高漲，歷經(jīng)五年多發(fā)展，裝機容量躍升至全國第一。當(dāng)補貼退坡、電力市場來臨時，為充分激勵調(diào)節(jié)資源，山東在全國首先引入容量補償機制，保障發(fā)電容量成本回收，同時創(chuàng)建基于峰荷責(zé)任法的容量補償機制，引導(dǎo)用戶側(cè)削峰填谷，降低系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。在這期間，電力企業(yè)與市場產(chǎn)生了怎樣的“互動”？適應(yīng)新能源大規(guī)模發(fā)展的“最優(yōu)解”是什么？
01
“負(fù)電價”下的發(fā)電側(cè)收益
2023年“五一”假期，山東省內(nèi)負(fù)荷下降，直接導(dǎo)致“負(fù)電價”出現(xiàn)。這一現(xiàn)象也非山東獨有，每逢公眾假期，全社會用電量中第一、第二產(chǎn)業(yè)用電量占比較高的地區(qū)，往往會經(jīng)歷負(fù)荷下降。
公開數(shù)據(jù)顯示，第二產(chǎn)業(yè)用電量占山東全社會用電量近八成，居民用電僅占約一成。山東電力交易中心公開披露的數(shù)據(jù)顯示，2023年5月1日實際全網(wǎng)最高用電負(fù)荷為6492萬千瓦，5月2日實際日調(diào)度最高用電負(fù)荷為6688萬千瓦，整體用電負(fù)荷較工作日下降17%—19%。
用電負(fù)荷下降的同時，“好天氣”促成了“負(fù)電價”。
截至2022年，山東全省風(fēng)電裝機容量2302.2萬千瓦，占比12.1%；太陽能發(fā)電裝機容量4269.9萬千瓦，占比22.5%。據(jù)一家電力交易服務(wù)商平臺披露，5月前兩天，山東新能源平均發(fā)電出力分別為1950萬千瓦、2030萬千瓦，較節(jié)前有較大增加，而省外受電規(guī)?；疚醋?。
“負(fù)電價”一石激起千層浪。相較于早已出現(xiàn)“負(fù)電價”的部分歐美國家電力批發(fā)市場，山東成為國內(nèi)首個采用“負(fù)電價”的市場。
據(jù)《關(guān)于公布山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行有關(guān)市場參數(shù)的通知（試行）》（魯能監(jiān)市場規(guī)〔2020〕71號），山東現(xiàn)貨市場申報價格下限為-80元/兆瓦時，出清價格下限為-100元/兆瓦時。
與歐美國家的典型電力市場類似，批發(fā)市場出現(xiàn)的實時負(fù)電價并不等于結(jié)算負(fù)電價，也并非發(fā)電方直接付費“請”用戶用電。
不過，與歐美大部分市場新能源全電量參與交易的模式不同，山東僅集中式新能源電站部分電量參與現(xiàn)貨市場交易，而占全省新能源裝機容量一半以上的分布式光伏尚未參加市場化交易。未參與市場化交易的集中式新能源則以394.9元/兆瓦時的價格“保量保價”被電網(wǎng)收購，且部分電量還享有政府度電補貼。
據(jù)山東電力交易中心平臺披露，5月1日和5月2日自主簽訂中長期合約、參與現(xiàn)貨市場交易的集中式新能源場站有17家。山東電力業(yè)內(nèi)人士告訴eo，5月1日和5月2日全電量參與現(xiàn)貨市場的集中式新能源電站裝機容量，約占全省集中式新能源電站裝機容量的4%。若考慮分布式新能源，比例僅約2%；若加上按實際出力10%現(xiàn)貨市場價格結(jié)算的新能源電站，大約占總發(fā)電裝機容量的7%。
根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（2022年試行版V1.0）》（以下簡稱《交易規(guī)則》），集中式新能源電站按自愿原則參與中長期交易，參與中長期交易的新能源電站全電量參與現(xiàn)貨市場；未參與中長期交易的新能源電站實際出力的10%按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。
山東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，在不含容量補償電價的情況下，5月1日日前市場發(fā)電側(cè)算術(shù)平均電價為136.92元/兆瓦時，實時市場算術(shù)平均電價為-13.02元/兆瓦時；5月2日日前市場發(fā)電側(cè)算術(shù)平均電價為49.53元/兆瓦時，實時市場算術(shù)平均電價為58.95元/兆瓦時。
參與市場的電站綜合市場交易電費收入包括中長期合約電費、日前市場偏差電費、實時市場偏差電費等。現(xiàn)貨市場之外，中長期市場合同穩(wěn)定了發(fā)電側(cè)的主要收入。
據(jù)山東省發(fā)改委、省能源局、山東能源監(jiān)管辦發(fā)布的《關(guān)于做好2023年全省電力中長期和零售合同簽訂工作的通知》（魯發(fā)改經(jīng)體〔2020〕958號），山東直接參與電力市場的用戶（含售電公司和批發(fā)用戶），2023年年度及以上中長期合同簽約電量應(yīng)高于前三年用電量平均值的80%；燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的80%。
中長期全年加權(quán)平均價格嚴(yán)格執(zhí)行《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價上下浮動范圍不超過20%。山東現(xiàn)行基準(zhǔn)價為394.9元/兆瓦時，上限為473.9元/兆瓦時，下限為315.9元/兆瓦時，燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的80%。
5月1日和5月2日中長期交易加權(quán)平均價均為347.77元/兆瓦時，中長期合同與日前市場結(jié)果做差價結(jié)算，無論是火電機組還是新能源機組，不存在出錢請用戶用電的情況。
前述電力業(yè)內(nèi)人士說，對火電機組來說，這兩日新能源大發(fā)，如果無法完成中長期簽約量，則需要在現(xiàn)貨市場中向新能源電站買電，而此時新能源現(xiàn)貨價格為負(fù)，火電不會虧錢。
具體到每個新能源電站的收益情況，山東能源業(yè)內(nèi)人士告訴eo，要看這兩日中長期合同量的多寡。若中長期量多，則可以提前鎖定一部分收益，如果量少，風(fēng)險相對更高?！笆找嫒绾?，考驗各主體的交易策略和出力預(yù)測水平?！?
據(jù)了解，17家新能源電站在這兩天的表現(xiàn)不盡相同。某新能源電站5月2日中長期占比110%（110%為中長期簽約比例上限），實時市場出現(xiàn)的負(fù)價對其影響不大。另一家新能源電站中長期電量占比為58%，最終電價為0.2元/千瓦時左右，確實被“負(fù)電價”拉低了總體收益。
另有新能源企業(yè)從業(yè)者透露，該企業(yè)5月1日全電量參與現(xiàn)貨的新能源電站結(jié)算價格為0.38元/千瓦時左右，比只有10%部分參與現(xiàn)貨市場的電站收益更好。
“這次‘負(fù)電價’遠(yuǎn)沒有到影響新能源電站生存的程度?！鼻笆錾綎|能源從業(yè)者說。
02
“幕后”的0.0991元
雖然“五一”假期實時市場出現(xiàn)的“負(fù)電價”不代表結(jié)算電價為負(fù)，但作為現(xiàn)貨市場釋放出來的價格信號，還是暴露出山東電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源不足的問題。
9分9厘1，這是eo記者在山東采訪時經(jīng)常聽到的一個數(shù)字。它指的是山東在容量市場運行前，給參與電力現(xiàn)貨市場發(fā)電機組的容量補償費用為0.0991元/千瓦時，這在全國也是首例。
根據(jù)山東電力交易中心公布的數(shù)據(jù)，截至2022年，山東火電裝機容量11752.8萬千瓦，占比62%，且呈逐年下降趨勢，儲能裝機容量155.0萬千瓦，占比0.8%。
隨著裝機比例提高，新能源大發(fā)時，火電出力空間被擠壓，雖然握有中長期合同，無須直面“負(fù)電價”的沖擊，但如果“負(fù)電價”頻次增加、程度加深，火電的總體收益難免受到影響，而容量補償機制此時就猶如“定海神針”。
在山東電力交易平臺發(fā)布的工作日報中，最后注釋都有一句話“所有價格數(shù)據(jù)均不包含我省容量補償電價99.1元/兆瓦時”。前述電力業(yè)內(nèi)人士指出，山東現(xiàn)貨市場設(shè)計中允許出現(xiàn)“負(fù)電價”，但其出清價格沒有疊加容量補償費用，疊加后的現(xiàn)貨價格下限與其他地方類似，只是接近零。
按照《交易規(guī)則》，發(fā)電企業(yè)綜合市場交易價格由容量補償費用、市場形成的電能量價格構(gòu)成，發(fā)電側(cè)按機組有效容量分?jǐn)傃a償進(jìn)行月度結(jié)算。地方電廠、自備電廠、新能源電站、獨立儲能電站有差異化容量補償規(guī)則。
具體來說，新能源電站按照月度市場化有效發(fā)電容量，即當(dāng)月該電站的平均市場化發(fā)電功率，參與發(fā)電容量補償費用分配；直調(diào)公用火電機組綜合考慮投產(chǎn)年限等因素，計算其可用容量；地方公用電廠和并網(wǎng)自備電廠將當(dāng)日負(fù)荷高峰時段電廠實際上網(wǎng)功率作為其日可用容量，求取月度算術(shù)平均值后作為月度可用容量。
多位山東電力行業(yè)從業(yè)者介紹，山東火電的年平均利用小時數(shù)逐年下降，2022年為4400小時左右，容量補償費用相當(dāng)于給了火電企業(yè)“一點壓箱底的錢”。
山東一位能源從業(yè)者說，火電的容量成本補償與其發(fā)電量無關(guān)，山東的容量補償機制是基于發(fā)電可用容量的容量成本補償，容量補償費用是在用戶側(cè)購電費中按照0.0991元/千瓦時預(yù)留出來的一部分費用，再根據(jù)發(fā)電可用容量對所有發(fā)電主體分配的容量成本補償?！叭萘垦a償機制讓市場中的容量成本一目了然。”
2022年11月16日，山東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布2023年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告》，探索設(shè)置可調(diào)節(jié)負(fù)荷分時零售套餐，基于峰荷責(zé)任法確定容量補償電價，并引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時段。以99.1元/兆瓦時為基數(shù)，在新能源發(fā)電高峰期、發(fā)電能力充裕的時段，容量補償電價為基數(shù)乘10%—30%的系數(shù)，在發(fā)電能力緊張的時候，容量補償電價為基數(shù)乘170%—200%的系數(shù)，以此削峰填谷，引導(dǎo)電力用戶錯峰用電，改善電網(wǎng)供需情況。
據(jù)了解，后續(xù)分時峰谷價格系數(shù)還將根據(jù)山東的現(xiàn)貨價格信號以年為單位進(jìn)行調(diào)整。
前述電力業(yè)內(nèi)人士解釋，盡管增加了系數(shù)，但從用戶側(cè)收取的容量補償總費用不變。用戶側(cè)并沒有因此漲價，只是相當(dāng)于原本的電費“蛋糕”進(jìn)行了“二次分配”?！凹僭O(shè)用戶側(cè)購電費用原本是度電0.4元，現(xiàn)在把容量補償費用先放在一邊，誰發(fā)一度電就先支付給他0.3元，到月底的時候再把容量補償費用分?jǐn)偟??！?
調(diào)節(jié)負(fù)荷的還有針對電網(wǎng)代購電用戶的分時電價，以及針對零售市場交易用戶的零售套餐分時價格約束機制。
山東最新的工商業(yè)分時電價政策引入尖峰和深谷，時段與容量補償機制基本對應(yīng)。而電力市場零售套餐分為分時價格類、市場費率類、混合類，售電公司約定用電曲線及相應(yīng)偏差處理機制，引導(dǎo)用戶削峰填谷。零售套餐分時價格約束機制參考了現(xiàn)貨電能量市場的分時電價信號，并結(jié)合容量補償電價執(zhí)行季節(jié)劃分標(biāo)準(zhǔn)設(shè)置了不同時段和價格。
前述能源從業(yè)者指出，現(xiàn)貨市場啟動后，為推動用戶側(cè)的分時電價與現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)的價格信號銜接，山東試行零售套餐分時價格機制加上容量補償機制，共同實現(xiàn)了引導(dǎo)用戶削峰填谷的目的。“山東分時信號明顯，不少粉末廠、鑄造廠已逐步把生產(chǎn)時段改到中午，成為低谷電用戶。”
截至目前，山東中午谷段統(tǒng)調(diào)平均負(fù)荷約增加了350萬千瓦，原來的晚高峰時段則下降了約200萬千瓦，其余下降部分被各時段分?jǐn)偂?
業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，實時“負(fù)電價”還會進(jìn)一步向下游傳導(dǎo)，一方面促使批發(fā)側(cè)用戶移峰填谷，另一方面通過售電公司引導(dǎo)零售用戶調(diào)整用電習(xí)慣。據(jù)eo了解，有當(dāng)?shù)厥垭姽驹凇拔逡弧薄柏?fù)電價”期間與用戶簽訂場外補充合同，引導(dǎo)用戶錯峰用電，實現(xiàn)售電公司和零售用戶的雙贏。
03
光伏大省是怎樣煉成的
相比西北地區(qū)，山東的光伏和風(fēng)電在2016年前尚未吸引眾多目光，也并非電力市場中的“主力”。而根據(jù)國家能源局官網(wǎng)的數(shù)據(jù)，到2022年山東光伏發(fā)電裝機容量已經(jīng)連續(xù)5年居全國第一。
截至2023年4月底，山東光伏累計裝機量達(dá)4663萬千瓦，分布式光伏累計裝機量達(dá)到3387萬千瓦。“全國五分之一的分布式光伏都在山東?！鄙綎|電力人士對eo說。
山東太陽能資源豐富，光照時間充足，據(jù)《大眾日報》報道，山東年均光照時數(shù)高達(dá)2099—2813小時，可開發(fā)利用總量折合標(biāo)準(zhǔn)煤達(dá)1000萬噸以上。同時山東也是電力消費大省，據(jù)國家電網(wǎng)公司披露的數(shù)據(jù)，2022年山東省全社會用電量達(dá)7559.19億千瓦時。
優(yōu)良的光照條件和負(fù)荷資源催生了山東的光伏投資熱，尤其是可以就地消納的分布式光伏。
多位山東能源從業(yè)者告訴eo，山東光伏、風(fēng)電沒有保障利用小時數(shù)，在集中式新能源電站至少要拿實際出力10%按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算之前，是“保量保價”全額收購，收購價是原脫硫煤電價0.3949元/千瓦時?！斑@個價格比許多省區(qū)要高，還不算補貼?！?
據(jù)了解，山東光伏合理利用小時數(shù)為光伏三類資源區(qū)的年均1250小時以上，且據(jù)不完全統(tǒng)計，2013—2020年，光伏國家補貼下調(diào)6次，2021年開始實現(xiàn)“平價上網(wǎng)”。山東省級補貼于2022年退出，不再對新并網(wǎng)項目發(fā)放補貼。不過，多名山東光伏從業(yè)者透露，已有項目補貼發(fā)放一向及時。
補貼退坡并沒有影響市場主體投資分布式光伏的熱情。eo記者在山東省太陽能行業(yè)協(xié)會采訪時，到訪協(xié)會的各類太陽能從業(yè)者、光伏產(chǎn)業(yè)上下游從業(yè)人員絡(luò)繹不絕。業(yè)內(nèi)人士透露，2023年山東分布式光伏裝機仍在以月均100萬千瓦的速度增加。
2022年3月，山東省人民政府制訂了“十四五”可再生能源倍增行動計劃。力爭到2025年，全省可再生能源消費總量、裝機容量、電量均較2020年基本翻一番?？稍偕茉窗l(fā)電裝機容量達(dá)到9000萬千瓦以上，其中，風(fēng)電2500萬千瓦，光伏發(fā)電5700萬千瓦以上。到2025年，山東省內(nèi)可再生能源年發(fā)電量1200億千瓦時左右，省外來電中可再生能源電量達(dá)到450億千瓦時以上。
如今，山東光伏累計裝機量已達(dá)4550.9萬千瓦，正在迅速接近5700萬千瓦的目標(biāo)。
圍繞行動計劃，山東省重點布局了四大清潔能源基地，分別是山東半島千萬千瓦級海上風(fēng)電基地、魯北鹽堿灘涂地千萬千瓦級風(fēng)光儲輸一體化基地、魯西南采煤沉陷區(qū)光伏基地和外電入魯通道可再生能源基地。
山東省太陽能行業(yè)協(xié)會常務(wù)副會長張曉斌告訴eo，山東的可再生能源規(guī)劃主要針對集中式光伏和風(fēng)電，電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)方面對新能源發(fā)展幾乎沒有制約。作為主要投資主體的中央企業(yè)和地方國企落實規(guī)劃的執(zhí)行力也很強?！澳壳吧綎|發(fā)展集中式新能源的主要問題是用地。雖然規(guī)劃強調(diào)集中式電站投資，但每年大家對分布式光伏的熱情更高?！?
04
集中式電站“試水”電力市場
雖然投資熱情高漲，但電力市場就像懸在山東新能源企業(yè)頭上的一把達(dá)摩克利斯之劍。
張曉斌分析，對于山東集中式光伏和風(fēng)電來說，收入模式主要分為三個階段。第一階段是2021年以前，電站收入是原脫硫煤上網(wǎng)電價加上國家及地方補貼，第二階段是無補貼階段，為按0.3949元/千瓦時價格“保量保價”收購，第三階段則是2022年1月《交易規(guī)則》發(fā)布之后，大部分集中式新能源電站拿出10%的電量按照現(xiàn)貨規(guī)則結(jié)算，剩下90%電量需承擔(dān)偏差考核費用、輔助服務(wù)費用等，即便不是全電量進(jìn)入市場，總體收入相較第二階段的模式稍低。
根據(jù)《交易規(guī)則》，目前參與市場的山東集中式新能源電站總電費收入由優(yōu)先發(fā)電電費收入與綜合市場交易電費收入構(gòu)成，綜合市場交易電費收入包括中長期合約電費、日前市場偏差電費、實時市場偏差電費、中長期合約交易環(huán)節(jié)結(jié)算盈虧、補償費用、考核費用、分?jǐn)傎M用、返還費用。
不過，目前山東存量帶補貼新能源進(jìn)入電力市場并不影響原有的補貼收益。
有集中式新能源從業(yè)人員說，目前如果新能源選擇參與中長期交易，全電量參與現(xiàn)貨市場，會享受優(yōu)先消納，反而可以先拿到補貼，因此在做交易策略時不必考慮補貼問題，只需集中精力研究如何讓新能源在現(xiàn)貨市場中獲得更好的收益?！爸灰茴A(yù)期電價情況，就可以做出相應(yīng)的策略調(diào)整。”
除了需要直面“負(fù)電價刺激”外，集中式新能源還要分?jǐn)傒o助服務(wù)費用，同時，機組并網(wǎng)必須配置裝機容量一定比例的儲能，外加調(diào)峰時的棄電成本。上述企業(yè)透露，整套機制下來，集中式新能源電站2023年第一季度收入平均減少了0.05元/千瓦時左右。
上述從業(yè)者提出，集中式風(fēng)電和光伏“入市”要分別分析。其所在的企業(yè)做過測算，若風(fēng)電全電量入現(xiàn)貨，在有經(jīng)驗的交易員的操盤下，收益所受影響較小，因為山東的風(fēng)電發(fā)電曲線和用電負(fù)荷曲線相較光伏來說匹配度更高。
據(jù)其透露，光伏發(fā)電曲線在現(xiàn)貨市場中的“價值”遠(yuǎn)不及風(fēng)電，中長期交易也難以簽下“較好”的價格來保障收益。
一位大型發(fā)電央企新能源從業(yè)者說，其所在的集團在一兩年前曾規(guī)定，在現(xiàn)貨試點省份測算投資回報率時，風(fēng)電按照低于燃煤基準(zhǔn)價0.02元/千瓦時標(biāo)準(zhǔn)測算，光伏則按照低于燃煤基準(zhǔn)價0.03元/千瓦時標(biāo)準(zhǔn)測算，需為新能源進(jìn)入現(xiàn)貨留有裕度。但具體到每個省，情況又有不同，就山東而言，集中式光伏電價低于0.35元/千瓦時就很難實現(xiàn)盈利。
而海上光伏、鹽堿灘涂地光伏等還面臨實際成本比設(shè)計測算時高等問題，以海上光伏為例，其極限收益率僅有3%—4%。
05
分布式光伏將結(jié)束“野蠻生長”？
相比集中式新能源，許多分布式光伏企業(yè)認(rèn)為“負(fù)電價”對其影響更大。多位業(yè)內(nèi)人士解釋，這是源于分布式光伏投資者對市場的恐慌。不過，隨著分布式光伏規(guī)模增加，其與電力系統(tǒng)的“經(jīng)濟互動”也更加深入。
“五一”假期出現(xiàn)“負(fù)電價”時，由于一部分包括分布式光伏在內(nèi)的發(fā)電方按照0.3949元/千瓦時的價格優(yōu)先賣電，該部分為“保量保價”收購的“計劃”電，而此時恰好“大發(fā)”，在省外來電不變的情況下，與平日相比更加擠占了“市場”電的發(fā)電空間，用戶側(cè)則用-0.08元/千瓦時加上輸配電價等費用后約0.2元/千瓦時買入，在農(nóng)業(yè)和居民用電電價不變的情況下，增加了系統(tǒng)的不平衡資金。
據(jù)山東電力從業(yè)者解釋，目前由于有新能源消納責(zé)任權(quán)重考核，即使是平日，山東居民和農(nóng)業(yè)用電也已消納不了這么多分布式新能源，需要通過政府授權(quán)合約將部分新能源賣給市場化用戶?！柏?fù)電價”加重了“計劃”與“市場”的不平衡程度。
山東分布式光伏累計裝機容量是山東集中式光伏容量的三倍左右。多位市場內(nèi)部人士告訴eo，部分單個分布式光伏電站裝機容量比集中式光伏裝機容量還大。
山東分布式光伏分為工商業(yè)和戶用兩類，工商業(yè)“自發(fā)自用，余量上網(wǎng)”，戶用大多全額上網(wǎng)，工商業(yè)余量上網(wǎng)和戶用上網(wǎng)的電價均為燃煤基準(zhǔn)價，即0.3949元/千瓦時，且不承擔(dān)偏差考核、輔助服務(wù)和不平衡資金等費用。
有分布式光伏企業(yè)認(rèn)為，山東的分時容量補償機制和分時電價零售套餐動了他們的“蛋糕”，因為在某些季節(jié)形成白天谷價、中午深谷的電價曲線，這讓分布式光伏“很難生存”。
在前述機制形成的深谷價格之前，工商業(yè)分布式光伏“自發(fā)自用”的價格與工商業(yè)用戶電價存在一定價差空間。在執(zhí)行前述規(guī)定后，工商業(yè)用戶對分布式光伏“自發(fā)自用”電量價格預(yù)期有所下降，對分布式光伏預(yù)期收益率造成了一定影響。
此外，2023年春節(jié)期間，山東已按照先工商業(yè)后戶用的順序，要求分布式光伏參與遠(yuǎn)程調(diào)峰，也使其損失了部分收益。
但上述人士介紹，雖然現(xiàn)在分布式光伏的單瓦利潤確實降低了，但仍然盈利?！霸瓉硗耆园l(fā)自用’的工商業(yè)分布式光伏投資回報周期通常是三年半，現(xiàn)在投資回報周期會適當(dāng)拉長?！?
張曉斌介紹，現(xiàn)在很多山東分布式光伏投資者的心態(tài)是薄利多銷，用利潤換空間，在電費收入降低的背景下，2023年一季度分布式光伏的裝機量比2022年一季度還要多。
有主要投資運營集中式光伏電站的從業(yè)者對eo說，目前山東分布式光伏不用承擔(dān)進(jìn)入市場的風(fēng)險，可以全部消納，不用承擔(dān)市場費用分?jǐn)?，不用強制配儲能，不到迫不得已也不用參加調(diào)峰?！巴瑯佣际枪夥瑸槭裁捶植际奖燃惺礁哔F呢？”
另有知情人士透露，雖然山東的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)堅強，但是配電變壓器晴天反送電網(wǎng)已接近配網(wǎng)可承受的極限。他認(rèn)為，所有并網(wǎng)電源都應(yīng)該承擔(dān)系統(tǒng)平衡責(zé)任，包括系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本、輔助服務(wù)費用和市場偏差費用等。
2022年6月，山東能源監(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局組織起草《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的補充通知（征求意見稿）》，明確提出秉持“誰受益、誰承擔(dān)”原則，分布式光伏將逐步納入市場偏差費用分?jǐn)偡秶?，并逐步將分布式新能源納入市場主體范圍。但該征求意見稿尚未正式發(fā)布。
張曉斌指出，2023年國家層面可能出臺新的分布式電站管理辦法，分布式光伏企業(yè)應(yīng)該意識到2023年面臨一次利潤再分配。山東分布式光伏增長規(guī)模連續(xù)三年遠(yuǎn)超集中式，“現(xiàn)在已經(jīng)成為新能源主力，就要去承擔(dān)相關(guān)責(zé)任”。
目前，山東新能源市場上有一些關(guān)于分布式光伏特別是工商業(yè)分布式光伏下一步是否入市的討論。
中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎認(rèn)為，投資分布式光伏的業(yè)主大部分體量較小，“入市”直接參與批發(fā)市場的交易成本很高。而且分布式光伏不進(jìn)入批發(fā)市場在國際上也是通用做法，部分分布式光伏“自發(fā)自用”電量電價已算是進(jìn)入市場了。
有山東電力市場人士指出，由于分布式光伏的巨大體量，無論分布式光伏是否“入市”，不平衡資金都應(yīng)按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，分清楚類別和來源，公平公正分配，才能實現(xiàn)能源健康發(fā)展。
06
新能源“入市”下一步
補貼退坡、規(guī)?；l(fā)展后，新能源踏入市場的腳步將越來越快。
據(jù)eo了解，除山東外，我國第一批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點甘肅、蒙西、山西、廣東等省區(qū)已在適應(yīng)新能源的市場建設(shè)方面做出不少探索，還有越來越多的省區(qū)允許新能源以各種形式參與電力市場，交易規(guī)則“邊運行、邊完善”。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會規(guī)劃發(fā)展部副主任韓放在2023年2月的電力市場春季論壇上透露，當(dāng)前全國新能源電量平均市場化率約為30%。
韓放指出，新能源參與現(xiàn)貨市場后，市場價格普遍較低，此外還需承擔(dān)輔助服務(wù)費用、負(fù)荷預(yù)測偏差等考核費用，進(jìn)一步拉低了市場化收益，影響了新能源企業(yè)參與市場的積極性。另外，新能源發(fā)電的波動性正在對現(xiàn)貨出清價格產(chǎn)生越來越大的影響，“地板價”“天花板價”出現(xiàn)比例變高。
華北電力大學(xué)國家能源發(fā)展戰(zhàn)略研究執(zhí)行院長王鵬在南方區(qū)域電力市場建設(shè)圓桌論壇上指出，可再生能源全額保障性收購，本質(zhì)上是一種產(chǎn)業(yè)政策，而將可再生能源引入電力現(xiàn)貨市場，本質(zhì)上是一種競爭策略。“可以考慮適合中國國情，對外部發(fā)展復(fù)雜變數(shù)保持一定彈性的‘以收定支+照付不議’的政府授權(quán)差價合約?！?
清華大學(xué)電機系教授夏清在電力市場春季論壇上建議，將新能源與靈活性資源的市場解耦，通過用戶的選擇實現(xiàn)不同市場之間的平衡。用新能源分時容量電價機制度量各種靈活性資源的價值，按激勵相容的思路實現(xiàn)“誰創(chuàng)造的價值誰分享，誰造成的成本誰分?jǐn)偂薄?
中國人民大學(xué)應(yīng)用經(jīng)濟學(xué)院能源經(jīng)濟系主任宋楓在上述圓桌論壇中指出，隨著可變可再生能源滲透率的提升，原有的市場設(shè)計無法應(yīng)對新的挑戰(zhàn)，首先要建立價格信號引導(dǎo)資源配置的信心，相信價格波動是資源稀缺性的反映，在發(fā)電和售電環(huán)節(jié)健全市場體系與市場化價格形成機制。其次要認(rèn)識到，電力是一個復(fù)雜的系統(tǒng)產(chǎn)品，電力市場是一個體系，包括電能量市場、輔助服務(wù)市場、容量補償機制、輸配電容量分配機制等，各個市場相互影響，需要協(xié)同發(fā)展。
一位能源從業(yè)者認(rèn)為，現(xiàn)貨市場是講效率、講收益的地方，新能源在電力市場上無法獲得環(huán)境屬性的效益，需要在綠電、綠證市場上得到彌補。
然而，現(xiàn)階段綠電、綠證市場尚不完善。綠電市場作為中長期市場里的專場交易，和現(xiàn)貨市場如何銜接依然存在規(guī)則空白；在可再生能源消納責(zé)任權(quán)重沒有落實到企業(yè)，電—碳市場交易沒有有效銜接的情況下，綠證購買動力有限。
韓放認(rèn)為，需加強我國綠色電力消費與認(rèn)證體系頂層設(shè)計，進(jìn)一步統(tǒng)籌銜接綠電綠證與碳市場等政策機制，激勵和培育用戶側(cè)綠色消費意識。
此外，有多位電力行業(yè)研究者建議，包括PPA（發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)長期購電協(xié)議）在內(nèi)的長周期電力合約也是新能源企業(yè)獲得穩(wěn)定收益的一劑解藥，可以降低短期市場影響，增強收益穩(wěn)定性。
有山東發(fā)電企業(yè)相關(guān)負(fù)責(zé)人認(rèn)為，新能源企業(yè)不應(yīng)把眼光局限在電力市場，要看到鋰電池價格已進(jìn)入下降通道，儲能成本降低，是研究如何降低氫、氨、醇等延伸產(chǎn)品成本，打造源網(wǎng)荷儲一體化微電網(wǎng)等新型商業(yè)模式的好時機。
具體到山東，上述負(fù)責(zé)人認(rèn)為，由于與整體負(fù)荷曲線的匹配度不高，加上未來預(yù)期可能要分擔(dān)不斷增加的電力系統(tǒng)成本，光伏進(jìn)入市場的總體經(jīng)濟性會繼續(xù)下降。光伏企業(yè)可考慮減少電站與大電網(wǎng)的電能量交互，形成包括新能源在內(nèi)的源網(wǎng)荷儲半離網(wǎng)狀態(tài)，將大電網(wǎng)作為備用支撐。
不過，他也提到，核心問題是電力系統(tǒng)為其提供的服務(wù)費用如何計算，“應(yīng)設(shè)計出合理的機制，讓新能源應(yīng)該買單、愿意買單”。
