随着电力市场化改革的不断推进和新能源的大规模发展,风、光等新能源进入电力市场成为必然趋势。但新能源进入电力市场面临诸多风险与挑战。由于新能源“靠天吃饭”,而电力市场价格随行就市,新能源在电力市场中收益下行压力加大。近期,多地将中午光伏大发时段的售电价格调整为谷电价格,对于光伏电站的收益形成了较大冲击。

电价危局初现


(资料图片仅供参考)

2022年底,多个省份对用户销售电价进行调整,主要调整了峰、平、谷时段,拉大了峰谷价差。根据各省(区)发布的电网代理购电价格显示,至少有8省(区)在中午光伏出力高峰期执行谷段电价,具体见表1。

以上省(区)均为光伏装机较高的省(区),新疆在14:00~16:00电价低至0.1634元/千瓦时,这样的低价很难覆盖光伏发电建设成本。此外,根据公开信息,笔者查询了个别省份现货市场电价,其中山东省现货日前电价出现了中午超低价甚至达到-80元/兆瓦时的下限价格,见图1和表2。

据笔者了解,将中午时段作为谷段来定价的省份早年已有案例,不过近年来这样的情况增加了不少。

单纯从用电负荷来看,中午虽然不是全天负荷最高的时段,但也不是全天负荷最低的,属于全天负荷较高时段。图2为某省春季某日全省用电负荷。

过去,中午时段大多是作为峰期或平期来定价,对于分布式光伏而言,在用户电价基础上打折后,发电收益仍然较为可观。如今,中午时段改为谷时段甚至深谷时段,分布式光伏收益大幅减少,可能连成本都没法回收。集中式光伏参与市场交易,受批发市场价格影响,也存在一定的不确定性。由于光伏集中在中午时段出力,中午时段的电价调整,给光伏投资带来严重的收益危机,对光伏行业可持续发展形成冲击。

以山东的分布式光伏为例,2022年12月,10千伏两部制工商业用电代理购电价格中,9:00~11:00为高峰时段,冬季(12月)10:00~11:00为尖峰时段,11:00~12:00为平时段,12:00~14:00为低谷时段,14:00~15:00为平时段。调整之后,冬季(1月)低谷时段为10:00~16:00,其中12:00~14:00为深谷时段。在光伏出力集中的10:00~16:00时间段,电价调整后相比电价调整前,光伏出力时段收益下降了约52.64%。

电价为何调整

既然对光伏行业带来如此影响,为什么还要对电价进行这样的调整呢?这岂非不利于光伏行业的发展和绿色转型的实现?笔者认为这种用电价格调整是不得已为之,而且也将是未来的必然趋势,主要原因如下:

其一,电力系统具有特殊的物理特性,即电力暂时无法大规模储存,而且由于电力系统需要生产消费即时平衡,对电压、频率等物理参数稳定性要求非常高。这些是电力系统和电力技术目前无法突破的约束条件,短时间内很难改变;

其二,遵循商品市场的经济规律。商品在不同供需关系下的价值是不同的,即“物以稀为贵”。如果食品行业也存在无法大规模储存,生产消费即时平衡的特点,而人们吃饭的时间不那么集中,相对分散。如果某一时段生产集中的食物过多,而吃饭的人有限,过多的食品即使是免费赠送可能人们也吃不下了,这时候这些食品的价值就是非常低的。对于电力而言,在不同时间空间尺度上,供需关系也是变化的,如果供应远过于需求,那么这个时段的电力价值也是非常低的;

其三,价格信号影响生产和需求。低电价确实会抑制生产供给,但同时也会促进消费,促进新能源消纳。目前,部分区域的午间时段,新能源消纳压力已经很大,午间电价不得不进行调整。毕竟新能源建设的最终目的是实现能源消费的绿色转型,所以为了激励光伏消纳,必须给予低电价信号。实际上,了解到改变午间电价后,很多省份电力用户都在一定程度上根据电价信号调整了生产时间,午间用电量显著提升,光伏消纳压力有所缓解;

其四,新能源高波动特性需要高波动的价格信号。新能源发电有高波动、不确定等特点,出力起伏较大,不确定因素较多。如果出力是高波动的,但价格信号是低波动甚至稳定的,将难以调动调节性资源对高波动的出力进行调节,因为稳定的价格信号对于调节资源是不利的,电价信号应该随供需关系进行波动。这也是近年来推行电力市场尤其是电力现货市场建设的原因。仅靠新能源发电,没有适应新能源特点的市场机制和调节资源,电力系统的绿色转型将难以实现。

如何疏导成本

如果午间时段用电价格降低是必然趋势,而光伏行业发展也不能就此止步,那么如何疏导光伏投资的成本,继续鼓励光伏投资建设呢?

从资金来源来看,笔者认为有以下三种疏导方式:

其他主体的电费疏导

由电力用户来分摊该项费用:类似于目前的基金附加方式,核算需要分摊的费用规模,按照用电量的多少,由电力用户按度电来分摊。这种分摊方式一方面需要核算各类新能源项目的成本差额,新能源项目成本差异很大,投资主体也非常分散,实施难度很大;另一方面,电力用户对于绿色转型的需求也不尽相同,有的出口类企业对于环保责任需求较高,有的国内服务业可能暂时没有这方面需求,统一分摊的方式并不合理;

由其他发电主体来分摊该项费用:近几年火力发电大幅亏损,发电小时数呈持续下降趋势,其他电源主体经营形势较为严峻。同时,这一方式同样存在核算成本差额困难、投资主体分散等问题,同样不可行。

财政支持成本疏导

我国新能源发电的发展壮大,得益于政府的财政补贴,但产业的补贴政策也存在一定的局限性,在新能源提速发展的过程中,财政补贴造成了混乱而无序的市场竞争,以及资源配置的扭曲和浪费。当前,新能源发电已全面进入平价和竞价时代,通过财政支持来疏导成本的方式即重回财政补贴道路,同时补贴资金规模大,可行性低。

建设绿证市场,扩大碳市场核查范畴,打通碳排放-绿证关联

从本质上来看,大力推广建设新能源的意义在于其具有环保属性。新能源发电的电能量价值与环保价值应该分开评估定价。电力价值由电力市场发现,新能源发电可以充分发挥其低边际成本的优势,实现最大程度的消纳。环保价值通过绿证市场及碳市场关联发现,扩大碳排放市场主体范围,扩展碳排放市场核查范畴,核查使用电力、热力等间接产生的碳排放,同时建设全国统一绿证市场,通过购买绿证核减碳排放。让绿色电力的环境价值通过市场机制充分发挥,鼓励社会购买绿证,补充新能源发电投资收益。建设完善的市场机制,激励新能源电力生产和消纳,从而更好地融入全球绿色发展格局。

化解光伏电价危机的建议

首先,推动全国统一绿证市场建设,制定绿色电力证书交易相关政策,扩大碳排放市场核查范畴,打通碳-绿证市场关联,通过市场机制发现新能源发电的环保价值,从而传导新能源建设成本。

其次,进一步完善电力市场建设,通过更开放更灵敏的电力市场发现电力时间空间价格信号,激励调节性资源配置,实现高比例新能源情况下,电力系统安全稳定运行。

当前,新能源的发展仍处于初期阶段,无论从装机规模还是电量占比来看,较之“双碳”目标的要求仍存在一定的距离。目前,新能源消纳及电力系统调节平衡的压力初显,在问题和矛盾处于初期阶段时,建议通过科学规划市场建设,完善相关市场品类,推动市场健康运行发展,从而为更进一步的新型电力系统转型打好基础。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年02期,作者单位:求实能源技术(深圳)有限公司

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