中國儲能網(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，在沙漠、隔壁、荒漠國家大基地的推動下，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)下新能源裝機新紀(jì)錄，其中新疆2023年新能源新增裝機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)算電價的下調(diào)、配套儲能的思考，這其中既有老生常談的問題，也有新發(fā)展時期下的挑戰(zhàn)。
電價風(fēng)險
2023年8月新疆自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價有關(guān)事宜的通知》，將新疆新能源電站的結(jié)算電價進(jìn)一步拉進(jìn)了低谷的泥淖。
從時段可以看到的是，光伏受分時電價政策的影響非常大，其發(fā)電高峰期，至少6小時位于平時段或者低谷時段，并且在5-8月份還有2小時位于深谷時段，電價聊勝于無。
備注：電價數(shù)據(jù)根據(jù)新疆某實際運行電站情況匯總，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結(jié)算情況，從綜合結(jié)算電價來看，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。
但實際上，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之外，還需要分?jǐn)偝袚?dān)兩個細(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用支出，這對于本就已經(jīng)驟降的電價來說更是雪上加霜。
“從輔助服務(wù)費用來看，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)電一個月，然后還要給電網(wǎng)倒找錢”，光伏們了解到，輔助服務(wù)費是當(dāng)前新疆新能源電站支出費用的大頭。
“總體來看，兩個細(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，沒有辦法做到實時積分，加上電采暖的超低電費，新能源場站的電價預(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)算電價進(jìn)一步下降，其中光伏的結(jié)算電價大概在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)電交易價格機制：新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準(zhǔn)價格為燃煤基準(zhǔn)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(zhǔn)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。
依據(jù)《甘肅省發(fā)展和改革委關(guān)于進(jìn)一步完善我省分時電價機制的通知》（甘發(fā)改價格〔2021〕721號）明確的工商業(yè)用戶峰谷時段執(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中長期交易價格不得高于0.3078*0.5=0.1539元/千瓦時。從當(dāng)前運行情況來看，預(yù)測2024年甘肅綜合電價將在0.2元/度左右，光伏電力的現(xiàn)貨價格長期維持在4分/度，其中河西新投運的光伏電站綜合電價甚至僅有0.12元/度左右。
事實上，除了新疆、甘肅之外，寧夏、內(nèi)蒙的新能源電價亦并不樂觀，各地分時上網(wǎng)電價政策的陸續(xù)出臺，將新能源中長期交易電價進(jìn)一步拉至地板價，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行，往年限電基本在10-20%，今年有可能會達(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位置的差異，限電率的差異也會比較大”，上述人士補充道，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年新疆新能源裝機目標(biāo)28GW，隨著新項目陸續(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，其中河南部分項目甚至超過40%。
顯然，地方政府實際上部門已經(jīng)認(rèn)識到這一問題，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、波動性強的可再生能源發(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號機組投產(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：儲能的市場價值
在應(yīng)對當(dāng)前風(fēng)光裝機快速提升，消納受限等問題時，儲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%配比儲能。
當(dāng)前，配建儲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)被迫選擇配置儲能。而不斷提升的配儲比例導(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，還需要考慮配儲利用率、儲能電站運維等現(xiàn)實難題。
實際上，配儲不是最終的難題，配儲的利用率和其經(jīng)濟效益的轉(zhuǎn)化才是儲能發(fā)展的最后一公里。但隨著新疆分時電價政策的執(zhí)行，獨立儲能電站確實收獲了這一波電價差的“政策紅利”。
根據(jù)新疆發(fā)改委發(fā)布的一季度儲能運行情況，一季度新疆電網(wǎng)新增新型儲能電站18座，新增裝機規(guī)模146.95萬千瓦/529.4萬千瓦時，以新能源配儲為主，僅一家獨立儲能電站投運。一季度新型儲能平均等效充放電次數(shù)141次，基本可滿足單日“一充一放”，平均利用小時數(shù)達(dá)471小時，平均利用系數(shù)超80%。已投運的獨立新型儲能電站——哈密沃能獨立新型儲能電站充分利用市場化手段，實現(xiàn)單日“兩充兩放”運營，電站每日午、夜低谷時段充電，早、晚高峰時段放電，峰谷價差收益較好。
但是，更為關(guān)鍵的問題在于，“新能源按照100%配置儲能，主要也是考慮到發(fā)電高峰期的電價偏低并且限電較高的情況，希望能夠通過儲能來實現(xiàn)時段的轉(zhuǎn)移。如果能夠?qū)崿F(xiàn)兩充兩放，新疆的儲能是可以實現(xiàn)盈利的，但當(dāng)前儲能的充放調(diào)用主動權(quán)全在調(diào)度，隨著大規(guī)模儲能電站的上馬，這一市場的競爭將會像風(fēng)光一樣，另外值得思考的是，電價差的盈利模式是否可持續(xù)?！?
利用率低、建而不用，是當(dāng)前新能源電站配儲的普遍現(xiàn)象，但對于新疆的新能源電站來說，通過儲能尋找更優(yōu)的新能源上網(wǎng)、消納解決方案，顯然已經(jīng)迫在眉睫。
實上，考慮到西北省份得天獨厚的地理優(yōu)勢以及政策紅利，國央企在布局新能源板塊項目時，西北地區(qū)仍舊是其首選之地。據(jù)統(tǒng)計，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目、抽水蓄能電站項目、配套電網(wǎng)建設(shè)項目等，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西北省份近兩年新能源裝機暴漲的縮影，電價、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，是誰會死的最晚”。
