中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：進(jìn)入“十四五”之后，隨著西北地區(qū)外送通道的建設(shè)，限電率的緊箍咒得到緩解，與此同時(shí)，在沙漠、隔壁、荒漠國家大基地的推動(dòng)下，新能源投資熱度重回西北，電力央企紛紛下場，押注西北的新能源開發(fā)投資。
然而，“十四五”以來，尤其是2023年，新疆、甘肅、寧夏等多地創(chuàng)下新能源裝機(jī)新紀(jì)錄，其中新疆2023年新能源新增裝機(jī)22.51GW，超過去8年總和。到2023年底，除陜西外，其他四省新能源裝機(jī)均超過50%。
快速增長之下，西北地區(qū)的新能源投資正面臨新的挑戰(zhàn)——限電率的隱憂、結(jié)算電價(jià)的下調(diào)、配套儲(chǔ)能的思考，這其中既有老生常談的問題，也有新發(fā)展時(shí)期下的挑戰(zhàn)。
電價(jià)風(fēng)險(xiǎn)
2023年8月新疆自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)有關(guān)事宜的通知》，將新疆新能源電站的結(jié)算電價(jià)進(jìn)一步拉進(jìn)了低谷的泥淖。
從時(shí)段可以看到的是，光伏受分時(shí)電價(jià)政策的影響非常大，其發(fā)電高峰期，至少6小時(shí)位于平時(shí)段或者低谷時(shí)段，并且在5-8月份還有2小時(shí)位于深谷時(shí)段，電價(jià)聊勝于無。
備注：電價(jià)數(shù)據(jù)根據(jù)新疆某實(shí)際運(yùn)行電站情況匯總，僅供參考
上表是根據(jù)調(diào)研了解到的2024年新疆部分風(fēng)光場站的年度中長期電價(jià)結(jié)算情況，從綜合結(jié)算電價(jià)來看，新疆風(fēng)電、光伏分別可以達(dá)到0.232、0.165元/度左右，尤其是光伏電站，遠(yuǎn)低于0.25元/度的燃煤基準(zhǔn)價(jià)。
但實(shí)際上，新疆風(fēng)光電站需要承擔(dān)的還遠(yuǎn)不止于此，除了在交易市場中要承擔(dān)由于風(fēng)光出力特性等原因?qū)е碌牡蛢r(jià)之外，還需要分?jǐn)偝袚?dān)兩個(gè)細(xì)則考核、輔助服務(wù)、電采暖、清算以及偏差考核五大方面的費(fèi)用支出，這對于本就已經(jīng)驟降的電價(jià)來說更是雪上加霜。
“從輔助服務(wù)費(fèi)用來看，發(fā)一度電最多凈虧0.32元，相當(dāng)于一度電還要倒扣0.57元，辛辛苦苦發(fā)電一個(gè)月，然后還要給電網(wǎng)倒找錢”，光伏們了解到，輔助服務(wù)費(fèi)是當(dāng)前新疆新能源電站支出費(fèi)用的大頭。
“總體來看，兩個(gè)細(xì)則考核的比重逐年增加，現(xiàn)有輔助服務(wù)規(guī)則下，不管電站發(fā)不發(fā)電都要扣，沒有辦法做到實(shí)時(shí)積分，加上電采暖的超低電費(fèi)，新能源場站的電價(jià)預(yù)期非常悲觀”。光伏們了解到，今年以來，新疆風(fēng)電、光伏的結(jié)算電價(jià)進(jìn)一步下降，其中光伏的結(jié)算電價(jià)大概在0.11-0.12元/度，風(fēng)電相對高一些，維持在0.2元/度以上的水平。
與新疆類似的還有甘肅當(dāng)前的新能源電價(jià)政策，2023年10月27日，甘肅省工信廳發(fā)布《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》，明確新能源發(fā)電交易價(jià)格機(jī)制：新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準(zhǔn)價(jià)格為燃煤基準(zhǔn)價(jià)格乘以峰谷分時(shí)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(jià)格不超過交易基準(zhǔn)價(jià)。電力用戶與新能源企業(yè)交易時(shí)均執(zhí)行國家明確的新能源發(fā)電價(jià)格形成機(jī)制。
依據(jù)《甘肅省發(fā)展和改革委關(guān)于進(jìn)一步完善我省分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》（甘發(fā)改價(jià)格〔2021〕721號(hào)）明確的工商業(yè)用戶峰谷時(shí)段執(zhí)行：其中峰段為7:00至9:00、17:00至23:00；平段為23:00至24:00、0:00-7:00；谷段為9:00-17:00。
這意味著，光伏大發(fā)的時(shí)段均為谷段，按照0.5谷段系數(shù)，從9:00-17:00中長期交易價(jià)格不得高于0.3078*0.5=0.1539元/千瓦時(shí)。從當(dāng)前運(yùn)行情況來看，預(yù)測2024年甘肅綜合電價(jià)將在0.2元/度左右，光伏電力的現(xiàn)貨價(jià)格長期維持在4分/度，其中河西新投運(yùn)的光伏電站綜合電價(jià)甚至僅有0.12元/度左右。
事實(shí)上，除了新疆、甘肅之外，寧夏、內(nèi)蒙的新能源電價(jià)亦并不樂觀，各地分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)政策的陸續(xù)出臺(tái)，將新能源中長期交易電價(jià)進(jìn)一步拉至地板價(jià)，而這將成為未來西北地區(qū)新投產(chǎn)新能源電站必須要面對的課題。
限電不期而遇
對于西北地區(qū)的風(fēng)光電站來說，限電率的升高幾乎是一個(gè)肯定的趨勢。全國新能源電力消納監(jiān)測預(yù)警中心數(shù)據(jù)顯示，除了青海之外，其他四省2023年風(fēng)電、光伏發(fā)電利用率都在95%以上，進(jìn)入2024年之后，1-3月的數(shù)據(jù)分別出現(xiàn)了不同程度的下降。
數(shù)據(jù)來源：全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心
但從各地電站的實(shí)際情況來看，限電率遠(yuǎn)超行業(yè)預(yù)期。從今年一季度的運(yùn)行情況來看，新疆境內(nèi)新能源電站的限電率跟負(fù)荷水平、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)密切相關(guān)。
“南疆地區(qū)由于負(fù)荷原因，限電率能達(dá)到50%左右，以烏魯木齊周邊的負(fù)荷消納水平較好，限電可以維持在10%以內(nèi)，但北疆偏北的阿勒泰、塔城等由于地處電網(wǎng)末端，消納情況也不容樂觀”，一位熟悉新疆新能源運(yùn)行情況的行業(yè)人士透露，“包括天中直流，由于受端河南境內(nèi)新能源限電率的直線上升，天中直流的配套電源被要求降冗運(yùn)行，往年限電基本在10-20%，今年有可能會(huì)達(dá)到20-30%。”
“新能源場站的具體限電率也要看接入的位置，相鄰的場站由于接入點(diǎn)位置的差異，限電率的差異也會(huì)比較大”，上述人士補(bǔ)充道，但像若羌地區(qū)，風(fēng)電基本處于‘無風(fēng)不發(fā)電，有風(fēng)就限電’的狀態(tài)，限電率甚至可以達(dá)到90%。
從上述數(shù)據(jù)可以看到，近兩年新疆集中式電站裝機(jī)規(guī)模的攀升正持續(xù)推升該地區(qū)的新能源限電比例。2024年新疆新能源裝機(jī)目標(biāo)28GW，隨著新項(xiàng)目陸續(xù)并網(wǎng)，或許將給新疆的限電帶來進(jìn)一步挑戰(zhàn)。
同樣的，今年以來，多省新能源限電率持續(xù)攀升。今年一季度，甘肅各地的限電率最高達(dá)到25%左右，最低17-18%；甚至像陜西、河南等省份也出現(xiàn)了大于5%的限電，其中河南部分項(xiàng)目甚至超過40%。
顯然，地方政府實(shí)際上部門已經(jīng)認(rèn)識(shí)到這一問題，3月27日新疆印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步發(fā)揮風(fēng)光資源優(yōu)勢促進(jìn)特色產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展政策措施的通知》，明確通過氫能、綠色算力、用能綠色替代、低碳產(chǎn)業(yè)園以及產(chǎn)業(yè)布局五大路徑配比一定規(guī)模的風(fēng)、光市場化指標(biāo)，發(fā)揮新疆風(fēng)光可再生能源的優(yōu)勢。
為解決間接性、波動(dòng)性強(qiáng)的可再生能源發(fā)電比例攀升的局勢，去年開始新疆也在為提供更靈活的消納空間做出了努力。根據(jù)數(shù)據(jù)，2023年煤電機(jī)組靈活性改造后新增調(diào)峰能力650萬千瓦以上，可支撐新增新能源規(guī)模約1000萬千瓦，提升新能源利用率1.5%以上；國家電網(wǎng)阜康抽水蓄能電站1、2號(hào)機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電，若羌抽水蓄能電站、和靜抽水蓄能電站也在穩(wěn)步推進(jìn)中。
成本危機(jī)：儲(chǔ)能的市場價(jià)值
在應(yīng)對當(dāng)前風(fēng)光裝機(jī)快速提升，消納受限等問題時(shí)，儲(chǔ)能毫無疑問是各地繞不開的路徑。據(jù)了解，目前新疆風(fēng)光電站的配儲(chǔ)規(guī)模最低為10%·2h，但鑒于持續(xù)升高的限電率，已經(jīng)有部分新能源場站選擇了按照25%·4h來進(jìn)行配套，相當(dāng)于新能源100%配比儲(chǔ)能。
當(dāng)前，配建儲(chǔ)能的成本仍舊主要由發(fā)電側(cè)承擔(dān)，面對并網(wǎng)容量逐步上升的情況，為解決電站消納，降低棄電比率，發(fā)電側(cè)被迫選擇配置儲(chǔ)能。而不斷提升的配儲(chǔ)比例導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)肩上的擔(dān)子愈發(fā)加重，除了最直接影響投資成本外，還需要考慮配儲(chǔ)利用率、儲(chǔ)能電站運(yùn)維等現(xiàn)實(shí)難題。
實(shí)際上，配儲(chǔ)不是最終的難題，配儲(chǔ)的利用率和其經(jīng)濟(jì)效益的轉(zhuǎn)化才是儲(chǔ)能發(fā)展的最后一公里。但隨著新疆分時(shí)電價(jià)政策的執(zhí)行，獨(dú)立儲(chǔ)能電站確實(shí)收獲了這一波電價(jià)差的“政策紅利”。
根據(jù)新疆發(fā)改委發(fā)布的一季度儲(chǔ)能運(yùn)行情況，一季度新疆電網(wǎng)新增新型儲(chǔ)能電站18座，新增裝機(jī)規(guī)模146.95萬千瓦/529.4萬千瓦時(shí)，以新能源配儲(chǔ)為主，僅一家獨(dú)立儲(chǔ)能電站投運(yùn)。一季度新型儲(chǔ)能平均等效充放電次數(shù)141次，基本可滿足單日“一充一放”，平均利用小時(shí)數(shù)達(dá)471小時(shí)，平均利用系數(shù)超80%。已投運(yùn)的獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站——哈密沃能獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站充分利用市場化手段，實(shí)現(xiàn)單日“兩充兩放”運(yùn)營，電站每日午、夜低谷時(shí)段充電，早、晚高峰時(shí)段放電，峰谷價(jià)差收益較好。
但是，更為關(guān)鍵的問題在于，“新能源按照100%配置儲(chǔ)能，主要也是考慮到發(fā)電高峰期的電價(jià)偏低并且限電較高的情況，希望能夠通過儲(chǔ)能來實(shí)現(xiàn)時(shí)段的轉(zhuǎn)移。如果能夠?qū)崿F(xiàn)兩充兩放，新疆的儲(chǔ)能是可以實(shí)現(xiàn)盈利的，但當(dāng)前儲(chǔ)能的充放調(diào)用主動(dòng)權(quán)全在調(diào)度，隨著大規(guī)模儲(chǔ)能電站的上馬，這一市場的競爭將會(huì)像風(fēng)光一樣，另外值得思考的是，電價(jià)差的盈利模式是否可持續(xù)。”
利用率低、建而不用，是當(dāng)前新能源電站配儲(chǔ)的普遍現(xiàn)象，但對于新疆的新能源電站來說，通過儲(chǔ)能尋找更優(yōu)的新能源上網(wǎng)、消納解決方案，顯然已經(jīng)迫在眉睫。
實(shí)上，考慮到西北省份得天獨(dú)厚的地理優(yōu)勢以及政策紅利，國央企在布局新能源板塊項(xiàng)目時(shí)，西北地區(qū)仍舊是其首選之地。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2022年以來，國家電網(wǎng)、中國華電、國家能源集團(tuán)、國家電投等企業(yè)聚焦新能源大基地項(xiàng)目、抽水蓄能電站項(xiàng)目、配套電網(wǎng)建設(shè)項(xiàng)目等，完成投資1800億元。
進(jìn)入2024年，已經(jīng)有投資企業(yè)逐步認(rèn)識(shí)到西北省份新能源電站投資面臨的窘境，但當(dāng)前并沒有更好的解決路徑。對于當(dāng)?shù)匕l(fā)電企業(yè)來說，在當(dāng)前情況下，唯一的選擇是將投資向風(fēng)電傾斜一下——畢竟，在電力市場，風(fēng)電的表現(xiàn)優(yōu)于光伏。
當(dāng)然，新疆的情況只是我國多個(gè)西北省份近兩年新能源裝機(jī)暴漲的縮影，電價(jià)、限電、用電負(fù)荷等等多重問題相繼涌現(xiàn)。面對這些問題，甚至有從業(yè)者稱，“發(fā)電企業(yè)都在煎熬中，可能現(xiàn)在要比拼的，是誰會(huì)死的最晚”。
