中國儲能網訊：電改的加速推進，正在深刻的影響新能源項目的收益預期！
近期，甘肅省提出“發(fā)電側”分時電價、山東省提出“用戶側”分時電價。然而，根據(jù)甘肅、山東現(xiàn)有的分時電價政策，光伏項目無疑將迎來上網電價的大幅降低！
隨著電力市場化交易程度的加深，
新能源項目原有的“固定燃煤基準價”，將逐漸被“交易電價”替代，原有的財務模型也將被顛覆。
一、新能源電價的四個階段
在電改的過程中，新能源項目的電價，逐漸經歷了四個階段：
第一階段：標桿電價階段
即“全部電量”以國家發(fā)改委核定的、不同資源區(qū)的“風電標桿電價”、“光伏標桿電價”收購，按照政策文件，原則上該上網電價20年不變。
由于補貼部分由財政部承擔，因此，各省電網以當?shù)氐摹叭济夯鶞蕛r”收購。
第二階段：“保障小時數(shù)”內保量保價階段
2016年5月，國家發(fā)改委出臺《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，提出各省風電、光伏項目的保障小時數(shù)。
2019年1月，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》，提出：優(yōu)先發(fā)電價格按照“保量保價”和“保量限價”相結合的方式形成，實行“保量保價”的優(yōu)先發(fā)電計劃電量由電網企業(yè)按照政府定價收購，實行“保量限價”的優(yōu)先發(fā)電計劃電量通過市場化方式形成價格。
因此，新能源項目，只有保障小時數(shù)以內，才能以“燃煤基準價”收購；保障小時數(shù)以外的，要參與市場化交易。
第三階段：“保障小時數(shù)”逐漸減少
隨著電力市場化交易的推進，各地對新能源以“燃煤基準價”收購的電量，并不是按照國家發(fā)改委2016年發(fā)布的保障小時數(shù)，而是在此基礎上逐漸減少。
在之前的文章《新能源保障小時數(shù)的尷尬：保不住量、保不住價，保不住的收益率！》就介紹過。例如，
2023年，廣西的新能源項目，以燃煤基準價收購的，風電、光伏項目分別為800小時、500小時。
第四階段：“市場化交易”電價為主階段
隨著保障小時數(shù)的逐漸降低，交易電量必然增加。
據(jù)介紹，2022年，全國新能源40%的電量參與市場化交易；2023年，前八個月為47%左右的新能源電量參與市場化交易；2024年預期，預期超過50%的新能源電量將參與市場化交易。
新增的新能源項目，將進入一個以“市場化交易電價”為主的新時代；
存量的新能源項目中，除了部分特殊項目（如光伏扶貧）之外，2030年之前，也將逐漸進市場。
因此，“固定燃煤基準價”將逐漸消失。
二、山東、甘肅分時上網電價
1、山東：以“分時電價”收購分布式光伏上網電量
11月13日，山東省能源局發(fā)布關于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知，對未來新能源項目、新型儲能參與電力市場做了明確的說明，并將進一步拉大用戶側峰谷電電價，提高儲能收益！
1）逐步提高存量新能源上網電量參與電力市場交易比例
以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，推動存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場交易；
2）探索分布式光伏分時上網電價機制
探索基于電力現(xiàn)貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網電價機制，支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應調度需求，參與市場交易，推動分布式儲能健康發(fā)展。
詳見《山東分布式光伏，探索分時上網電價機制！》
即分布式光伏項目的上網電量，不再以“燃煤基準價”收購，而是根據(jù)市場化交易價格，不同的時間，收購價格不同。
而按照山東當前的分時電價收購顯然對于光伏項目非常不利。在深谷時段，山東的代售電價格可能只有0.346元/kWh，山東的分時電價如下圖所示。
2、甘肅：以“分時電價”收購大型地面光伏電站
10月27日，甘肅省工信廳發(fā)布《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》，提到：
2.新能源發(fā)電交易價格機制：依據(jù)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)改委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）要求，
新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5），各段交易價格不超過交易基準價。電力用戶與新能源企業(yè)交易時均執(zhí)行國家明確的新能源發(fā)電價格形成機制。
從上文可以看到，
1）新能源項目：各段交易價格≤交易基準價
2）交易基準價 = 燃煤基準價格 * 峰谷分時系數(shù)
因此，甘肅省新能源項目，各階段電價交易的上限如下表所示。
表：工商業(yè)用戶峰谷時段劃分及新能源交易基準價
因此，光伏項目發(fā)的大部分電量，交易價格的上限將為0.1539元/度，如下圖所示。
三、全國十個省份，用戶側出現(xiàn)谷段電價
截止目前，全國已經有10個省份部分月份的銷售電價中午出現(xiàn)谷段電價，具體如下表所示。
表：2023年中午執(zhí)行谷段銷售電價的省份
除了上述10省之外，今年十一假期期間（9月29日-10月6日），江蘇省也執(zhí)行了谷段電價，如下圖所示。
當電網以“谷段電價”銷售給用戶時，必然以更低的價格收購上網電量。
綜上所述，目前多省出現(xiàn)中午谷段電價，因此光伏的上網電價降更低。
光伏中午出力高，當某地光伏裝機占比高時，中午發(fā)電量很容易供大于求，是執(zhí)行谷段電價的重要原因。根據(jù)國家電網數(shù)據(jù)，這些省份的光伏裝機占比如下圖所示。
因此，在未來的光伏項目投資中，尤其要注意項目所在地光伏項目的滲透率，未來的上網電價走勢。
