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“當(dāng)前電力交易發(fā)生了很大變化。過(guò)去，我們新能源電站的電力市場(chǎng)收益就等于上網(wǎng)電量乘以固定電價(jià)，但是現(xiàn)在等號(hào)變成不等號(hào)了，無(wú)論是電力市場(chǎng)、上網(wǎng)電量還是固定電價(jià)的內(nèi)涵都變得比以前豐富多了，這給我們帶來(lái)了新的挑戰(zhàn)。”

CPIA（中國(guó)光伏行業(yè)協(xié)會(huì)）名譽(yù)理事長(zhǎng)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(shì)展望研討會(huì)”上發(fā)表主旨報(bào)告時(shí)作出上述表示。他強(qiáng)調(diào)，電力市場(chǎng)交易給光伏發(fā)電收益帶來(lái)不確定性，這是未來(lái)行業(yè)亟需面對(duì)的問(wèn)題。

2022年，中國(guó)光伏行業(yè)交出了一份滿含“高光”的成績(jī)單。根據(jù)王勃華在會(huì)上公布的數(shù)據(jù)，2022年我國(guó)光伏制造端產(chǎn)值（不含逆變器）超過(guò)1.4萬(wàn)億元，同比增長(zhǎng)95%以上；新增裝機(jī)87.41GW，同比增長(zhǎng)59.3%。然而，諸多變化也給行業(yè)的市場(chǎng)空間預(yù)期帶來(lái)影響。

一位在東部從事新能源投資人士直言：“按照現(xiàn)在的電網(wǎng)消納和輸送水平，如果進(jìn)入電力市場(chǎng)，（很擔(dān)心）光伏行業(yè)收益率會(huì)爆降，不得不未雨綢繆。”

多位專(zhuān)家亦圍繞新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)的現(xiàn)狀和前景，在研討會(huì)上分享了最新數(shù)據(jù)和觀點(diǎn)。

保障性收購(gòu)量?jī)r(jià)齊降 電力市場(chǎng)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(wèn)題。這是因?yàn)樾履茉?ldquo;看天吃飯”的先天屬性使其帶有間歇性、波動(dòng)性的出力特征，而電網(wǎng)又要保持電源和負(fù)荷的實(shí)時(shí)平衡。

北京電力交易中心新能源交易部主任張顯分享的數(shù)據(jù)顯示，近三年，我國(guó)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(shù)省份由于新能源占比高、當(dāng)?shù)赜秒娦枨筝^低使得新能源發(fā)電利用率不達(dá)95%外，其余省份均處于較高水平。

而從消納方式來(lái)看，新能源發(fā)電又分為保障性收購(gòu)和市場(chǎng)化交易兩種主要途徑。張顯透露，近三年，國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)新能源保障收購(gòu)小時(shí)數(shù)逐年降低，未來(lái)還將逐步推動(dòng)新能源保障收購(gòu)小時(shí)數(shù)以外電量全部進(jìn)入市場(chǎng)。

除了降量以外，各省的新能源保障性收購(gòu)價(jià)格也在降低。張顯提供的數(shù)據(jù)顯示，2022年國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)風(fēng)電保障性收購(gòu)價(jià)格為0.361元/千瓦時(shí)，光伏保障性收購(gòu)價(jià)格為0.355元/千瓦時(shí)，較2020年分別下降0.008元/千瓦時(shí)、0.001元/千瓦時(shí)。

與此同時(shí)，新能源市場(chǎng)化占比穩(wěn)步提升。2020年到2022年，新能源市場(chǎng)化交易電量分別為1317.80億千瓦時(shí)、2136.57億千瓦時(shí)、3464.94億千瓦時(shí)，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時(shí)期，新能源市場(chǎng)化交易價(jià)格也逐年升高。近三年國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)光伏市場(chǎng)化交易價(jià)格分別為0.141元/千瓦時(shí)、0.221元/千瓦時(shí)、0.235元/千瓦時(shí)。

除此以外，是否分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用也是影響新能源收益的重要因素。

據(jù)張顯公布的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，目前天津、山西、山東等16家單位新能源需分?jǐn)傒o助服務(wù)有關(guān)費(fèi)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(wù)費(fèi)用分?jǐn)傒^高，且度電分?jǐn)偹捷^高。這主要是因?yàn)橄到y(tǒng)調(diào)節(jié)壓力大。其中，黑龍江輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用和度電分?jǐn)偹阶罡?，?.18元/千瓦時(shí)，這主要是因?yàn)樾履茉凑急雀?，且常?guī)機(jī)組調(diào)節(jié)性能較差，疊加供熱期間供熱機(jī)組增出力，導(dǎo)致調(diào)峰壓力巨大。而北京、天津、上海等11家單位暫未分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用。

低電價(jià)或更頻繁 亟需完善市場(chǎng)機(jī)制

雖然新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)消納是大勢(shì)所趨，但無(wú)論是從政策層面的市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)，還是企業(yè)層面的參與模式，目前都沒(méi)有形成一套完善的解決方案。

遠(yuǎn)景智能電力交易專(zhuān)家龔昭宇長(zhǎng)期從事電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)及咨詢工作。他表示，基于此前風(fēng)場(chǎng)經(jīng)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，許多地區(qū)普遍存在新能源發(fā)電現(xiàn)貨交易價(jià)格低于燃煤電價(jià)的現(xiàn)象，以至于大部分風(fēng)場(chǎng)都難以達(dá)到過(guò)去標(biāo)桿價(jià)格結(jié)算收益。“不過(guò)，這種低價(jià)并不一定就意味著虧損，只能說(shuō)相較于標(biāo)桿電價(jià)不那么賺錢(qián)了。”

而從去年多地零星披露的電力出清價(jià)格來(lái)看，現(xiàn)貨市場(chǎng)不僅使得部分時(shí)段的交易電價(jià)過(guò)低，甚至出現(xiàn)了“零元電價(jià)”“負(fù)電價(jià)”的窘境。

例如，2022年3月4日11時(shí)13分，山西新能源發(fā)電出力創(chuàng)歷史新高，達(dá)到2216萬(wàn)千瓦，占當(dāng)時(shí)全省發(fā)電出力的61.3%。當(dāng)天，山西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)日前和日內(nèi)出清價(jià)格有17個(gè)小時(shí)左右處于0電價(jià)。

國(guó)網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計(jì)研究所主任工程師王彩霞認(rèn)為，短期來(lái)看，負(fù)電價(jià)對(duì)新能源企業(yè)、常規(guī)火電機(jī)組、購(gòu)電用戶等市場(chǎng)主體影響均不大，有利于激勵(lì)系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力。長(zhǎng)期來(lái)看，隨著新能源裝機(jī)持續(xù)增加，低電價(jià)現(xiàn)象會(huì)更加頻繁，長(zhǎng)期低電價(jià)不利于傳統(tǒng)機(jī)組在電能量市場(chǎng)中可持續(xù)發(fā)展，需盡快建立健全容量充裕保障機(jī)制。

王彩霞表示，優(yōu)化完善電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)以適應(yīng)高比例新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)，也是歐美等成熟電力市場(chǎng)建設(shè)面臨的主要問(wèn)題。“電力市場(chǎng)是未來(lái)電力系統(tǒng)發(fā)展的關(guān)鍵因素，但當(dāng)前電力市場(chǎng)的核心設(shè)計(jì)始于十多年前，基于化石燃料發(fā)電為主的電源結(jié)構(gòu)，需要對(duì)電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)進(jìn)行審視，確定其是否需要改革，能否滿足建設(shè)清潔、安全可負(fù)擔(dān)的電力系統(tǒng)的要求。”

據(jù)她介紹，為了應(yīng)對(duì)全球各地常態(tài)化出現(xiàn)“負(fù)電價(jià)”現(xiàn)象，目前歐美主要國(guó)家新能源均通過(guò)“市場(chǎng)+政策”的模式進(jìn)入電力市場(chǎng)參與市場(chǎng)交易。例如，德國(guó)、西班牙、丹麥等基于固定溢價(jià)補(bǔ)貼政策，推動(dòng)新能源參與中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨等各類(lèi)市場(chǎng)；美國(guó)基于可再生能源配額制，對(duì)新能源項(xiàng)目給予一定的生產(chǎn)稅收和投資稅收減免，推動(dòng)新能源參與市場(chǎng)。

盡管如此，由于國(guó)情不同，別國(guó)采取的電力市場(chǎng)制度并不能“拿來(lái)就用”，而在包括分布式能源如何參與市場(chǎng)在內(nèi)的細(xì)節(jié)問(wèn)題上，國(guó)際上仍無(wú)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(zhuān)家都在提及新能源參與電力市場(chǎng)面臨收益不甚理想時(shí)，談及綠電綠證交易機(jī)制，將其稱為凸顯綠色電力環(huán)境價(jià)值的有力方式。而現(xiàn)貨市場(chǎng)，則主要對(duì)應(yīng)的是電能量?jī)r(jià)值。在這層邏輯下，新能源電站理應(yīng)承擔(dān)電量不穩(wěn)定所帶來(lái)的代價(jià)，而環(huán)境價(jià)值則依靠綠電綠證交易來(lái)獲得。

然而，對(duì)于新能源企業(yè)而言，目前的綠電綠證市場(chǎng)尚不足以支撐這一想象。

“想法很美好，現(xiàn)實(shí)很殘酷。”龔昭宇表示，很多新能源運(yùn)營(yíng)企業(yè)都希望把電力通過(guò)綠電或綠證的方式把電賣(mài)出去，從而獲得穩(wěn)定收益，對(duì)沖電力現(xiàn)貨交易帶來(lái)的收益風(fēng)險(xiǎn)。但現(xiàn)實(shí)是，一方面，目前國(guó)內(nèi)沒(méi)有那么大的買(mǎi)方市場(chǎng)，畢竟買(mǎi)方要為此付出電能量?jī)r(jià)格之外的溢價(jià) ，而綠證、綠電本身還未和碳排放權(quán)產(chǎn)生聯(lián)動(dòng)，無(wú)法推動(dòng)更多企業(yè)主動(dòng)采購(gòu)綠證或綠電。另一方面，當(dāng)企業(yè)把一部分電量以綠電的形式銷(xiāo)售出去以后，證電合一的特性使得這部分電量必須由調(diào)度進(jìn)行分解并物理執(zhí)行，這部分電量只能在現(xiàn)貨市場(chǎng)和綠電市場(chǎng)中二選一，對(duì)電站來(lái)說(shuō)可能進(jìn)一步擠壓現(xiàn)貨中的合約結(jié)算曲線。因此，如何參與綠電綠證交易、綜合來(lái)看怎樣最優(yōu)，新能源企業(yè)還需要全盤(pán)考慮。

中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)的公開(kāi)數(shù)據(jù)顯示，2022年，全國(guó)各電力交易中心累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量52543.4億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)39%，占全社會(huì)用電量比重為60.8%。省內(nèi)交易電量合計(jì)為42181.3億千瓦時(shí)，其中電力直接交易40141億千瓦時(shí)（含綠電交易227.8億千瓦時(shí)、電網(wǎng)代理購(gòu)電8086.2億千瓦時(shí)）。對(duì)比可見(jiàn)，綠電交易規(guī)模在電力交易中占比仍然較小。

現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)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表示，他認(rèn)為像廣東產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)趨于高級(jí)、能耗需求相對(duì)較低的地方，隨著新能源裝機(jī)擴(kuò)大，綠電價(jià)格也會(huì)隨之降低。“我們規(guī)劃的一批項(xiàng)目預(yù)計(jì)在2025年投產(chǎn)，進(jìn)入電力市場(chǎng)套利階段?，F(xiàn)在廣東新能源按照0.453元/千瓦時(shí)實(shí)行全額保障性收購(gòu)，只有少量風(fēng)電、光伏進(jìn)入綠電市場(chǎng)，未來(lái)大家都進(jìn)入電力市場(chǎng)可能電價(jià)要降到兩毛多、三毛多。‘躺賺’的時(shí)代過(guò)去，我們必須要多種渠道開(kāi)發(fā)光伏電力價(jià)值了。”

王勃華也表示，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易與中長(zhǎng)期長(zhǎng)協(xié)交易有較大的不同，顛覆了以往的商業(yè)模式。未來(lái)在現(xiàn)貨市場(chǎng)體系下，電價(jià)將隨時(shí)間和空間發(fā)生變化，光伏企業(yè)要打破固定電價(jià)銷(xiāo)售電量的盈利模式，探索光伏發(fā)電參與市場(chǎng)化電力交易的第二成長(zhǎng)曲線。

原標(biāo)題：新能源進(jìn)電力市場(chǎng)告別“躺賺”？專(zhuān)家熱議得與失