高利（化名）在山西持有了一座30MW的光伏電站，2022年1-5月，這座電站的上網(wǎng)電量電費(fèi)結(jié)算單顯示，五個月平均上網(wǎng)電價(jià)為0.1225元/度（包含輔助服務(wù)費(fèi)用在內(nèi)），單月綜合上網(wǎng)電價(jià)最低僅為0.06元/度，最高為0.16元/度。相比于山西燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.332元/度，降幅高達(dá)63.2%。
2022年3月31日，山西電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行滿一周年，這是全國第一個新能源連續(xù)參與電力市場的省份。然而，這一年，山西已經(jīng)并網(wǎng)的光伏、風(fēng)電業(yè)主日子過得愈發(fā)煎熬……
作為能源電力大省，山西作為我國能源革命綜合試點(diǎn)地區(qū)，同時(shí)也是我國確定的首批8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)省份之一，意在探索現(xiàn)貨市場在保障電力供應(yīng)、促進(jìn)新能源消納、提高電網(wǎng)效率、推動管理優(yōu)化等方面的重要作用。
確實(shí)，山西風(fēng)、光沒有出現(xiàn)限電情況。但是在這場涵蓋全部省調(diào)火電、風(fēng)電、光伏企業(yè)和售電公司的現(xiàn)貨試點(diǎn)探索中，大部分在補(bǔ)貼范圍內(nèi)的存量光伏發(fā)電企業(yè)卻開始在“生死線”上掙扎，無論是國有企業(yè)還是民營發(fā)電企業(yè)，現(xiàn)貨交易帶來的是綜合電價(jià)驟降的窘?jīng)r，項(xiàng)目進(jìn)入全面虧損狀態(tài)，甚至有電站去年虧損高達(dá)7000萬。
補(bǔ)貼內(nèi)光伏項(xiàng)目：電力交易后綜合電價(jià)降至6分/度
另外一座位于山西的光伏電站（以下簡稱SX電站）所遇到的境況比文章開頭的那個情況更為糟糕，該電站2022年1-5月的綜合上網(wǎng)電價(jià)僅為0.1元/度，從整個發(fā)電量占比可以看到，以0.332元/度燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算的電量占比范圍在20-35%之間，剩余65-80%的電量需要通過現(xiàn)貨市場或者中長期交易進(jìn)行報(bào)價(jià)結(jié)算。
從光伏們獲得的電費(fèi)清單可以看到，2020年及以前，山西上述光伏電站的綜合電價(jià)基本在0.3元/度及以上，基本接近山西的燃煤基準(zhǔn)價(jià)。但從2021年4月開始，山西現(xiàn)貨市場需要新能源電站長期的、穩(wěn)定的、連續(xù)性的參與其中，該光伏電站2021年的綜合電價(jià)降至0.24元/度，降幅明顯。
一家新能源企業(yè)的生產(chǎn)管理負(fù)責(zé)人韓語（化名）告訴光伏們，參與電力交易對于2019年的競價(jià)項(xiàng)目影響巨大，“以一個50MW的光伏項(xiàng)目為例，今年上半年參與電力交易綜合電價(jià)在0.15-0.16元/度，而電站運(yùn)營費(fèi)用大概400萬左右，甚至還不足以支付還本付息的部分，全年下來整座電站要倒賠約1000萬；高補(bǔ)貼的項(xiàng)目相對好一些，但現(xiàn)在由于國補(bǔ)不到位，結(jié)算電價(jià)很低極大了影響了項(xiàng)目公司的現(xiàn)金流，雖然財(cái)務(wù)報(bào)表顯示有利潤，但實(shí)際情況是甚至需要靠借貸來補(bǔ)充現(xiàn)金流”。
“直接參與電力交易帶來的電價(jià)損失在0.12-0.13元/度，調(diào)峰、市場運(yùn)營費(fèi)等度電分?jǐn)傄灿?.04-0.05元/度，這還沒算兩個細(xì)則考核”，韓語解釋道，2021年公司運(yùn)營的光伏電站在山西省電價(jià)約在0.25元/度左右，但2022年僅上半年就降到了約0.19元/度，這半年每100MW光伏電站項(xiàng)目的損失大約在1000萬以上，全年損失約2000萬元以上，項(xiàng)目年度財(cái)報(bào)肯定是大幅虧損的。
一家央企山西分公司的運(yùn)營數(shù)據(jù)顯示，2022年1-6月光伏平均電價(jià)為0.167元/度，風(fēng)電為0.21元/度。可以得出的結(jié)論是，在山西現(xiàn)貨市場運(yùn)行一年內(nèi)，電力交易正持續(xù)拉低光伏電站的收入，并且降幅巨大。“在參與電力市場之前，我們電站年度電費(fèi)收入大概在1200-1300萬，今年上半年電費(fèi)收入僅僅有240萬”，上述SX光伏電站運(yùn)維站長告訴光伏們。
保障性收購小時(shí)數(shù)與電價(jià)“雙降”
從規(guī)則上來看，山西新能源的結(jié)算電價(jià)主要分為兩部分，其中保障性收購電量部分，按山西燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算，剩余電量按現(xiàn)貨市場價(jià)格結(jié)算。但問題在于，保障性收購電量的比例并沒有明確的比例，而是通過分時(shí)“以用定發(fā)”模式來確定。
而鑒于新能源電站的出力特點(diǎn)，“以用定發(fā)”規(guī)則下，保障性收購的比例大幅下降。韓語解釋道，“在這種規(guī)則下，在光伏大發(fā)的時(shí)候，用電量很少，而在晚高峰用電量上來的時(shí)候，光伏卻沒法出力，基數(shù)電量（保障性收購電量部分）正逐步減少”。
以上述SX電站為例，最高僅有35%的保障性收購電量，按照1600小時(shí)年發(fā)電小時(shí)數(shù)計(jì)算，保障性收購小時(shí)數(shù)最高僅為560小時(shí)。而根據(jù)國家能源局相關(guān)文件，山西?、蝾愘Y源區(qū)的風(fēng)電、光伏發(fā)電保障性收購利用小時(shí)數(shù)分別為1900小時(shí)、1400小時(shí)。山西的現(xiàn)狀明顯與國家相關(guān)文件沖突。
保障性收購電量大比例減少是拉低綜合電價(jià)的關(guān)鍵之一，除此之外的市場交易電價(jià)更是慘不忍睹?！帮@然，在當(dāng)前規(guī)則下，新能源電站的報(bào)價(jià)仍處于劣勢，交易電價(jià)由供需決定，在中長期交易市場中，由于風(fēng)光發(fā)電的特性，像我們這種單體規(guī)模不大，并且在山西整體體量較小的電站，在中長期談判交易中并沒有優(yōu)勢，議價(jià)的主導(dǎo)權(quán)更多的掌握在用戶或者售電公司手里，所以部分電站就選擇不參與中長期交易”，SX電站站長解釋道，參與中長期交易，我們現(xiàn)在只能憑經(jīng)驗(yàn)探索，比如在迎峰度夏的7-8月，由于供需相對緊張，我們在中長期交易中能夠獲得較高一點(diǎn)的電價(jià)，這種情況下我們就盡量參與到中長期交易，但大部分時(shí)間電力交易中光伏的結(jié)算電價(jià)都要遠(yuǎn)低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)”。
“一般來說，7-8月份風(fēng)電幾乎不出力，市場上主要的電量來源就變成了光伏和火電，加上夏季用電量需求較大，光伏參與中長期交易的電價(jià)能達(dá)到0.35元/度左右，這是全年可以交易到的最高電價(jià)了”，韓語補(bǔ)充道，但是兩個月的高電價(jià)無法抵消其余10個月的超低電價(jià)，在1-2月大風(fēng)月的時(shí)候，尤其是在春節(jié)期間尤為嚴(yán)重，光伏0.14元 /度的電價(jià)甚至都賣不掉。
據(jù)錦宏能源數(shù)據(jù)顯示，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)貨市場日前和日內(nèi)出清價(jià)格有17個小時(shí)左右處于0電價(jià)。
錦宏能源分析，與廣東電力現(xiàn)貨價(jià)格由動力煤價(jià)格決定不同，山西電力現(xiàn)貨試點(diǎn)的市場出清價(jià)格基本由新能源出力大小決定。在新能源發(fā)電出力大量富余時(shí)段，出清電價(jià)基本持續(xù)維持在地板價(jià)；反之，在新能源發(fā)電出力小，需要火電頂峰運(yùn)行時(shí)段，往往會出現(xiàn)價(jià)格尖峰。在高比例新能源電力現(xiàn)貨市場中，新能源大發(fā)時(shí)出清電價(jià)為0幾乎毫不稀奇。而且如果沒有特殊干預(yù)，可以預(yù)見0電價(jià)持續(xù)時(shí)間將會越來越長，也會在更多省份上演。
不僅是0電價(jià)，在中長期交易中，山西光伏電站甚至出現(xiàn)了負(fù)電價(jià)，“光伏電站預(yù)測準(zhǔn)確性的問題非常嚴(yán)重，可能整體發(fā)電量的預(yù)測精度可以提高，但具體到某一個時(shí)間段的差異非常大，比如我們有一座電站位于山腳，每天固定時(shí)段會飄來一朵云，光伏電站的瞬時(shí)功率可以從200MW降到5MW，在發(fā)電量跟不上的時(shí)候，光伏電站還要去現(xiàn)貨市場上買電補(bǔ)上這部分電量，這部分電量有時(shí)候會比中長期簽約價(jià)還高，這樣在中長期交易中可能就會出現(xiàn)負(fù)電價(jià)”，韓語解釋道。
確實(shí)，山西在快速發(fā)展新能源的同時(shí)，沒有出現(xiàn)棄光棄風(fēng)的限電情況，這也得益于電力市場的實(shí)施。但為了不限電，而讓新能源電力的收益大打折扣，這無異與“逼”新能源發(fā)電企業(yè)飲鴆止渴。
困局：機(jī)制與市場的抉擇
2022年1月28日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》明確，到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進(jìn)一步優(yōu)化配置，電力交易已成大勢所趨。
“從電力系統(tǒng)的角度來看，市場本身沒有錯，客觀來說，山西現(xiàn)貨交易試點(diǎn)講電力、負(fù)荷的時(shí)間價(jià)值體現(xiàn)出來了，也在按照國外公開的市場規(guī)則推行，但對于光伏電站來說，在市場交易體制下，電力不匹配的問題非常嚴(yán)重”，韓語進(jìn)一步解釋道，光伏出力是典型的“饅頭曲線”，中午是出力高峰期，但是電價(jià)低谷段，發(fā)出來的電沒人用、不值錢，到了晚高峰負(fù)荷將近3000萬千瓦的時(shí)候，光伏又完全不能出力，這就需要火電的參與?；痣娨造`活性改造參與其中，進(jìn)一步提高了中午時(shí)段電力的飽和程度。
在談及建議時(shí)，韓語坦言，“如果想要從根本層面破局，技術(shù)手段仍然是關(guān)鍵，比如通過配置高比例的儲能，讓光伏發(fā)電曲線進(jìn)一步與負(fù)荷相匹配，但問題在于，以目前峰谷電價(jià)差，企業(yè)并沒有投資儲能的動力，目前的價(jià)差尚不足以支撐儲能投資。即使省間交易，光伏發(fā)電一樣面臨與負(fù)荷不匹配的問題，光伏發(fā)電的波動性會使外送通道在夜間面臨空運(yùn)的情況”。
面對當(dāng)前的電改情況，高利認(rèn)為，“改革應(yīng)該首先是建立在保持合同的延續(xù)性，保證合同主體的利益不受損失。按照目前的市場規(guī)則，新能源電和火電放在同一個交易平臺上，不是一個量級的，新能源只能被淘汰出局。要想讓新能源上市交易，必須出臺一些保護(hù)性政策，培育出一個適合新能源電力交易的市場”。
在建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的大浪潮中，客觀來說，新能源電站要做到的是緊跟趨勢，掌握更優(yōu)的報(bào)價(jià)策略，然而，高利的這一觀點(diǎn)卻深刻的反映了在現(xiàn)有山西現(xiàn)貨交易體系下，新能源發(fā)電企業(yè)的心聲。
“我們?nèi)⒓邮±锝M織的電力交易培訓(xùn)，領(lǐng)導(dǎo)說做電力交易要懂市場、懂經(jīng)濟(jì)、懂?dāng)?shù)學(xué)、懂統(tǒng)計(jì)，還要掌握報(bào)價(jià)策略與國際形勢。我們也希望電站可以多發(fā)電、多收益，但是真的太難了”，這位站長的感慨正是不少深陷于電力交易困境中企業(yè)與站長的“縮影”。
電力交易下的新能源投資困境
保障性收購比例低，現(xiàn)貨與中長期交易電價(jià)又遠(yuǎn)低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)，二者疊加的影響大大的拉低了山西新能源電站的綜合電價(jià)。“電力市場交易本質(zhì)上是促進(jìn)新能源的消納，但在現(xiàn)在情況下，基本不限電了但電價(jià)的大幅降低，使得企業(yè)全面虧損，新能源發(fā)電企業(yè)正犧牲電價(jià)換取發(fā)電權(quán)”，一位熟悉山西情況的行業(yè)人士補(bǔ)充道。
據(jù)韓語介紹，目前山西的平價(jià)光伏電站項(xiàng)目尚未參與電力交易，“山西已經(jīng)建成并網(wǎng)的光伏平價(jià)項(xiàng)目很少，第一批批復(fù)的平價(jià)示范項(xiàng)目由于各種原因目前僅并網(wǎng)了3-4個項(xiàng)目，但去年山西下發(fā)了超過10GW的保障性平價(jià)項(xiàng)目。雖然平價(jià)項(xiàng)目是否參會與交易尚沒有明確文件，但這么大體量的項(xiàng)目并網(wǎng)之后，參與交易大概率是無法避免的。電力交易下的電價(jià)水平基本是給山西的光伏項(xiàng)目宣布了“死刑”，這也將極大的削減山西新能源電站的投資積極性”。
據(jù)了解，目前山西在2019-2020年國家平價(jià)示范項(xiàng)目中的風(fēng)光項(xiàng)目保障性收購小時(shí)數(shù)尚能夠保障。但在行業(yè)全面進(jìn)入平價(jià)之后，電力交易的范圍正越來越廣泛。6月23日，山西省能源局下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步加快推進(jìn)風(fēng)電光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)的通知》指出，為圓滿完成國家下達(dá)我省的非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，今年新能源裝機(jī)規(guī)模新增1000萬千瓦。
眼下，投資企業(yè)面臨的問題是這10GW已經(jīng)全面進(jìn)入平價(jià)時(shí)期的新能源電站上網(wǎng)電價(jià)應(yīng)該按多少測算？
進(jìn)入“十四五”，電力交易正成為新能源電站面臨的大趨勢之一，趨勢不可擋，但目前面臨的問題是，以山西的交易規(guī)則，將新能源全盤推向市場化交易必然會導(dǎo)致綜合電價(jià)降低。不管如何，山西電力市場發(fā)展的“陣痛”，對國家層面以及其他各省電力市場改革，也提供了一個參考、分析以及宏觀政策制定參考的非常好的樣本。
風(fēng)光行業(yè)也在以市場主體的身份竭盡全力參與市場，但在當(dāng)前，在新能源電力的環(huán)境價(jià)值尚未體現(xiàn)出來的前提下，配置儲能、調(diào)峰調(diào)頻、市場交易甚至補(bǔ)貼核查都一股腦的壓到投資商身上，新能源電站投資反而成了諸多發(fā)電集團(tuán)最弱勢的業(yè)務(wù)板塊，勢必將削弱新能源電站投資的動力與積極性。
一位熟悉山西電力交易情況的資深行業(yè)人士告訴光伏們，近幾年新能源裝機(jī)規(guī)模以年均20-30%的速度增長，對原有電力系統(tǒng)的沖擊愈發(fā)明顯?！鞍l(fā)電不可控是新能源的典型特征，尤其是短期或者超短期的偏差比較大，在參與電力市場中，實(shí)際偏差越大，意味著發(fā)電企業(yè)付出的代價(jià)越大。新能源參與電力市場，樂觀來看會提高新能源場站功率預(yù)測的準(zhǔn)確性，也提高發(fā)電企業(yè)的重視程度，對于新能源擾動電網(wǎng)等提供積極的價(jià)值。但另一方面，這一問題是一個全球的行業(yè)難題，短期內(nèi)并不能通過付出一定代價(jià)取得質(zhì)的突破，這就會挫傷新能源投資的積極性”。
“但同時(shí)，從電力系統(tǒng)運(yùn)行來看，在以火電為主的結(jié)構(gòu)下，發(fā)電側(cè)負(fù)荷可控可調(diào)節(jié)性強(qiáng)，用戶側(cè)可以根據(jù)自己的需求用電，典型特征是發(fā)電側(cè)適應(yīng)用戶側(cè)。但隨著新能源裝機(jī)的增加以及火電的減少，降低了響應(yīng)負(fù)荷側(cè)的靈活度。目前電力系統(tǒng)也處于一個新舊交替的時(shí)期，電網(wǎng)也在通過電力系統(tǒng)運(yùn)行規(guī)劃、虛擬電廠、可控負(fù)荷等儲能等方式探索適應(yīng)新時(shí)代電力系統(tǒng)的方式”。
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