2023年5月1—2日，山東電力現(xiàn)貨實(shí)時(shí)市場(chǎng)連續(xù)出現(xiàn)21個(gè)小時(shí)“負(fù)電價(jià)”，引發(fā)行業(yè)普遍關(guān)注。

作為第一批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)，山東是為數(shù)不多在規(guī)則上允許“負(fù)電價(jià)”出現(xiàn)的省份。在山東電力市場(chǎng)化改革設(shè)計(jì)者看來，“五一”假期實(shí)時(shí)市場(chǎng)的“負(fù)電價(jià)”并未對(duì)山東發(fā)電主體的實(shí)際收益造成明顯影響，是電力現(xiàn)貨市場(chǎng)“價(jià)格探針”作用體現(xiàn)的結(jié)果，同時(shí)還揭示了山東電力系統(tǒng)出現(xiàn)短期“新能源過?！钡膯栴}，未來如何支撐大規(guī)模新能源發(fā)展被推至眼前，這也是許多其他省區(qū)正在或即將面臨的挑戰(zhàn)。

國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2023年4月底，我國風(fēng)電裝機(jī)容量3.8億千瓦，光伏發(fā)電裝機(jī)容量4.4億千瓦，風(fēng)電光伏發(fā)電總裝機(jī)容量突破8億千瓦，占全國發(fā)電裝機(jī)容量的30.9%，其中風(fēng)電占14.3%，光伏發(fā)電占16.6%。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》，提出到2030年實(shí)現(xiàn)“新能源全面參與市場(chǎng)交易”的目標(biāo)。

(資料圖)

良好的光照條件、政府規(guī)劃、“保量保價(jià)”收購政策讓山東的光伏投資熱情高漲，歷經(jīng)五年多發(fā)展，裝機(jī)容量躍升至全國第一。當(dāng)補(bǔ)貼退坡、電力市場(chǎng)來臨時(shí)，為充分激勵(lì)調(diào)節(jié)資源，山東在全國首先引入容量補(bǔ)償機(jī)制，保障發(fā)電容量成本回收，同時(shí)創(chuàng)建基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償機(jī)制，引導(dǎo)用戶側(cè)削峰填谷，降低系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。在這期間，電力企業(yè)與市場(chǎng)產(chǎn)生了怎樣的“互動(dòng)”？適應(yīng)新能源大規(guī)模發(fā)展的“最優(yōu)解”是什么？

“負(fù)電價(jià)”下的發(fā)電側(cè)收益

2023年“五一”假期，山東省內(nèi)負(fù)荷下降，直接導(dǎo)致“負(fù)電價(jià)”出現(xiàn)。這一現(xiàn)象也非山東獨(dú)有，每逢公眾假期，全社會(huì)用電量中第一、第二產(chǎn)業(yè)用電量占比較高的地區(qū)，往往會(huì)經(jīng)歷負(fù)荷下降。

公開數(shù)據(jù)顯示，第二產(chǎn)業(yè)用電量占山東全社會(huì)用電量近八成，居民用電僅占約一成。山東電力交易中心公開披露的數(shù)據(jù)顯示，2023年5月1日實(shí)際全網(wǎng)最高用電負(fù)荷為6492萬千瓦，5月2日實(shí)際日調(diào)度最高用電負(fù)荷為6688萬千瓦，整體用電負(fù)荷較工作日下降17%—19%。

用電負(fù)荷下降的同時(shí)，“好天氣”促成了“負(fù)電價(jià)”。

截至2022年，山東全省風(fēng)電裝機(jī)容量2302.2萬千瓦，占比12.1%；太陽能發(fā)電裝機(jī)容量4269.9萬千瓦，占比22.5%。據(jù)一家電力交易服務(wù)商平臺(tái)披露，5月前兩天，山東新能源平均發(fā)電出力分別為1950萬千瓦、2030萬千瓦，較節(jié)前有較大增加，而省外受電規(guī)?；疚醋?。

“負(fù)電價(jià)”一石激起千層浪。相較于早已出現(xiàn)“負(fù)電價(jià)”的部分歐美國家電力批發(fā)市場(chǎng)，山東成為國內(nèi)首個(gè)采用“負(fù)電價(jià)”的市場(chǎng)。

據(jù)《關(guān)于公布山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行有關(guān)市場(chǎng)參數(shù)的通知（試行）》（魯能監(jiān)市場(chǎng)規(guī)〔2020〕71號(hào)），山東現(xiàn)貨市場(chǎng)申報(bào)價(jià)格下限為-80元/兆瓦時(shí)，出清價(jià)格下限為-100元/兆瓦時(shí)。

與歐美國家的典型電力市場(chǎng)類似，批發(fā)市場(chǎng)出現(xiàn)的實(shí)時(shí)負(fù)電價(jià)并不等于結(jié)算負(fù)電價(jià)，也并非發(fā)電方直接付費(fèi)“請(qǐng)”用戶用電。

不過，與歐美大部分市場(chǎng)新能源全電量參與交易的模式不同，山東僅集中式新能源電站部分電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，而占全省新能源裝機(jī)容量一半以上的分布式光伏尚未參加市場(chǎng)化交易。未參與市場(chǎng)化交易的集中式新能源則以394.9元/兆瓦時(shí)的價(jià)格“保量保價(jià)”被電網(wǎng)收購，且部分電量還享有政府度電補(bǔ)貼。

據(jù)山東電力交易中心平臺(tái)披露，5月1日和5月2日自主簽訂中長期合約、參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的集中式新能源場(chǎng)站有17家。山東電力業(yè)內(nèi)人士告訴eo，5月1日和5月2日全電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的集中式新能源電站裝機(jī)容量，約占全省集中式新能源電站裝機(jī)容量的4%。若考慮分布式新能源，比例僅約2%；若加上按實(shí)際出力10%現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算的新能源電站，大約占總發(fā)電裝機(jī)容量的7%。

根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則（2022年試行版V1.0）》（以下簡稱《交易規(guī)則》），集中式新能源電站按自愿原則參與中長期交易，參與中長期交易的新能源電站全電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)；未參與中長期交易的新能源電站實(shí)際出力的10%按照現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算。

山東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，在不含容量補(bǔ)償電價(jià)的情況下，5月1日日前市場(chǎng)發(fā)電側(cè)算術(shù)平均電價(jià)為136.92元/兆瓦時(shí)，實(shí)時(shí)市場(chǎng)算術(shù)平均電價(jià)為-13.02元/兆瓦時(shí)；5月2日日前市場(chǎng)發(fā)電側(cè)算術(shù)平均電價(jià)為49.53元/兆瓦時(shí)，實(shí)時(shí)市場(chǎng)算術(shù)平均電價(jià)為58.95元/兆瓦時(shí)。

參與市場(chǎng)的電站綜合市場(chǎng)交易電費(fèi)收入包括中長期合約電費(fèi)、日前市場(chǎng)偏差電費(fèi)、實(shí)時(shí)市場(chǎng)偏差電費(fèi)等?，F(xiàn)貨市場(chǎng)之外，中長期市場(chǎng)合同穩(wěn)定了發(fā)電側(cè)的主要收入。

據(jù)山東省發(fā)改委、省能源局、山東能源監(jiān)管辦發(fā)布的《關(guān)于做好2023年全省電力中長期和零售合同簽訂工作的通知》（魯發(fā)改經(jīng)體〔2020〕958號(hào)），山東直接參與電力市場(chǎng)的用戶（含售電公司和批發(fā)用戶），2023年年度及以上中長期合同簽約電量應(yīng)高于前三年用電量平均值的80%；燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實(shí)際發(fā)電量的80%。

中長期全年加權(quán)平均價(jià)格嚴(yán)格執(zhí)行《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號(hào)），燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上下浮動(dòng)范圍不超過20%。山東現(xiàn)行基準(zhǔn)價(jià)為394.9元/兆瓦時(shí)，上限為473.9元/兆瓦時(shí)，下限為315.9元/兆瓦時(shí)，燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實(shí)際發(fā)電量的80%。

5月1日和5月2日中長期交易加權(quán)平均價(jià)均為347.77元/兆瓦時(shí)，中長期合同與日前市場(chǎng)結(jié)果做差價(jià)結(jié)算，無論是火電機(jī)組還是新能源機(jī)組，不存在出錢請(qǐng)用戶用電的情況。

前述電力業(yè)內(nèi)人士說，對(duì)火電機(jī)組來說，這兩日新能源大發(fā)，如果無法完成中長期簽約量，則需要在現(xiàn)貨市場(chǎng)中向新能源電站買電，而此時(shí)新能源現(xiàn)貨價(jià)格為負(fù)，火電不會(huì)虧錢。

具體到每個(gè)新能源電站的收益情況，山東能源業(yè)內(nèi)人士告訴eo，要看這兩日中長期合同量的多寡。若中長期量多，則可以提前鎖定一部分收益，如果量少，風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)更高?！笆找嫒绾危简?yàn)各主體的交易策略和出力預(yù)測(cè)水平。”

據(jù)了解，17家新能源電站在這兩天的表現(xiàn)不盡相同。某新能源電站5月2日中長期占比110%（110%為中長期簽約比例上限），實(shí)時(shí)市場(chǎng)出現(xiàn)的負(fù)價(jià)對(duì)其影響不大。另一家新能源電站中長期電量占比為58%，最終電價(jià)為0.2元/千瓦時(shí)左右，確實(shí)被“負(fù)電價(jià)”拉低了總體收益。

另有新能源企業(yè)從業(yè)者透露，該企業(yè)5月1日全電量參與現(xiàn)貨的新能源電站結(jié)算價(jià)格為0.38元/千瓦時(shí)左右，比只有10%部分參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的電站收益更好。

“這次‘負(fù)電價(jià)’遠(yuǎn)沒有到影響新能源電站生存的程度?！鼻笆錾綎|能源從業(yè)者說。

“幕后”的0.0991元

雖然“五一”假期實(shí)時(shí)市場(chǎng)出現(xiàn)的“負(fù)電價(jià)”不代表結(jié)算電價(jià)為負(fù)，但作為現(xiàn)貨市場(chǎng)釋放出來的價(jià)格信號(hào)，還是暴露出山東電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源不足的問題。

9分9厘1，這是eo記者在山東采訪時(shí)經(jīng)常聽到的一個(gè)數(shù)字。它指的是山東在容量市場(chǎng)運(yùn)行前，給參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)電機(jī)組的容量補(bǔ)償費(fèi)用為0.0991元/千瓦時(shí)，這在全國也是首例。

根據(jù)山東電力交易中心公布的數(shù)據(jù)，截至2022年，山東火電裝機(jī)容量11752.8萬千瓦，占比62%，且呈逐年下降趨勢(shì)，儲(chǔ)能裝機(jī)容量155.0萬千瓦，占比0.8%。

隨著裝機(jī)比例提高，新能源大發(fā)時(shí)，火電出力空間被擠壓，雖然握有中長期合同，無須直面“負(fù)電價(jià)”的沖擊，但如果“負(fù)電價(jià)”頻次增加、程度加深，火電的總體收益難免受到影響，而容量補(bǔ)償機(jī)制此時(shí)就猶如“定海神針”。

在山東電力交易平臺(tái)發(fā)布的工作日?qǐng)?bào)中，最后注釋都有一句話“所有價(jià)格數(shù)據(jù)均不包含我省容量補(bǔ)償電價(jià)99.1元/兆瓦時(shí)”。前述電力業(yè)內(nèi)人士指出，山東現(xiàn)貨市場(chǎng)設(shè)計(jì)中允許出現(xiàn)“負(fù)電價(jià)”，但其出清價(jià)格沒有疊加容量補(bǔ)償費(fèi)用，疊加后的現(xiàn)貨價(jià)格下限與其他地方類似，只是接近零。

按照《交易規(guī)則》，發(fā)電企業(yè)綜合市場(chǎng)交易價(jià)格由容量補(bǔ)償費(fèi)用、市場(chǎng)形成的電能量價(jià)格構(gòu)成，發(fā)電側(cè)按機(jī)組有效容量分?jǐn)傃a(bǔ)償進(jìn)行月度結(jié)算。地方電廠、自備電廠、新能源電站、獨(dú)立儲(chǔ)能電站有差異化容量補(bǔ)償規(guī)則。

具體來說，新能源電站按照月度市場(chǎng)化有效發(fā)電容量，即當(dāng)月該電站的平均市場(chǎng)化發(fā)電功率，參與發(fā)電容量補(bǔ)償費(fèi)用分配；直調(diào)公用火電機(jī)組綜合考慮投產(chǎn)年限等因素，計(jì)算其可用容量；地方公用電廠和并網(wǎng)自備電廠將當(dāng)日負(fù)荷高峰時(shí)段電廠實(shí)際上網(wǎng)功率作為其日可用容量，求取月度算術(shù)平均值后作為月度可用容量。

多位山東電力行業(yè)從業(yè)者介紹，山東火電的年平均利用小時(shí)數(shù)逐年下降，2022年為4400小時(shí)左右，容量補(bǔ)償費(fèi)用相當(dāng)于給了火電企業(yè)“一點(diǎn)壓箱底的錢”。

山東一位能源從業(yè)者說，火電的容量成本補(bǔ)償與其發(fā)電量無關(guān)，山東的容量補(bǔ)償機(jī)制是基于發(fā)電可用容量的容量成本補(bǔ)償，容量補(bǔ)償費(fèi)用是在用戶側(cè)購電費(fèi)中按照0.0991元/千瓦時(shí)預(yù)留出來的一部分費(fèi)用，再根據(jù)發(fā)電可用容量對(duì)所有發(fā)電主體分配的容量成本補(bǔ)償?！叭萘垦a(bǔ)償機(jī)制讓市場(chǎng)中的容量成本一目了然?！?/p>

2022年11月16日，山東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布2023年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》，探索設(shè)置可調(diào)節(jié)負(fù)荷分時(shí)零售套餐，基于峰荷責(zé)任法確定容量補(bǔ)償電價(jià)，并引入深谷和尖峰系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段。以99.1元/兆瓦時(shí)為基數(shù)，在新能源發(fā)電高峰期、發(fā)電能力充裕的時(shí)段，容量補(bǔ)償電價(jià)為基數(shù)乘10%—30%的系數(shù)，在發(fā)電能力緊張的時(shí)候，容量補(bǔ)償電價(jià)為基數(shù)乘170%—200%的系數(shù)，以此削峰填谷，引導(dǎo)電力用戶錯(cuò)峰用電，改善電網(wǎng)供需情況。

據(jù)了解，后續(xù)分時(shí)峰谷價(jià)格系數(shù)還將根據(jù)山東的現(xiàn)貨價(jià)格信號(hào)以年為單位進(jìn)行調(diào)整。

前述電力業(yè)內(nèi)人士解釋，盡管增加了系數(shù)，但從用戶側(cè)收取的容量補(bǔ)償總費(fèi)用不變。用戶側(cè)并沒有因此漲價(jià)，只是相當(dāng)于原本的電費(fèi)“蛋糕”進(jìn)行了“二次分配”?！凹僭O(shè)用戶側(cè)購電費(fèi)用原本是度電0.4元，現(xiàn)在把容量補(bǔ)償費(fèi)用先放在一邊，誰發(fā)一度電就先支付給他0.3元，到月底的時(shí)候再把容量補(bǔ)償費(fèi)用分?jǐn)偟?。?/p>

調(diào)節(jié)負(fù)荷的還有針對(duì)電網(wǎng)代購電用戶的分時(shí)電價(jià)，以及針對(duì)零售市場(chǎng)交易用戶的零售套餐分時(shí)價(jià)格約束機(jī)制。

山東最新的工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策引入尖峰和深谷，時(shí)段與容量補(bǔ)償機(jī)制基本對(duì)應(yīng)。而電力市場(chǎng)零售套餐分為分時(shí)價(jià)格類、市場(chǎng)費(fèi)率類、混合類，售電公司約定用電曲線及相應(yīng)偏差處理機(jī)制，引導(dǎo)用戶削峰填谷。零售套餐分時(shí)價(jià)格約束機(jī)制參考了現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)的分時(shí)電價(jià)信號(hào)，并結(jié)合容量補(bǔ)償電價(jià)執(zhí)行季節(jié)劃分標(biāo)準(zhǔn)設(shè)置了不同時(shí)段和價(jià)格。

前述能源從業(yè)者指出，現(xiàn)貨市場(chǎng)啟動(dòng)后，為推動(dòng)用戶側(cè)的分時(shí)電價(jià)與現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)的價(jià)格信號(hào)銜接，山東試行零售套餐分時(shí)價(jià)格機(jī)制加上容量補(bǔ)償機(jī)制，共同實(shí)現(xiàn)了引導(dǎo)用戶削峰填谷的目的?！吧綎|分時(shí)信號(hào)明顯，不少粉末廠、鑄造廠已逐步把生產(chǎn)時(shí)段改到中午，成為低谷電用戶?！?/p>

截至目前，山東中午谷段統(tǒng)調(diào)平均負(fù)荷約增加了350萬千瓦，原來的晚高峰時(shí)段則下降了約200萬千瓦，其余下降部分被各時(shí)段分?jǐn)偂?/p>

業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，實(shí)時(shí)“負(fù)電價(jià)”還會(huì)進(jìn)一步向下游傳導(dǎo)，一方面促使批發(fā)側(cè)用戶移峰填谷，另一方面通過售電公司引導(dǎo)零售用戶調(diào)整用電習(xí)慣。據(jù)eo了解，有當(dāng)?shù)厥垭姽驹凇拔逡弧薄柏?fù)電價(jià)”期間與用戶簽訂場(chǎng)外補(bǔ)充合同，引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電，實(shí)現(xiàn)售電公司和零售用戶的雙贏。

光伏大省是怎樣煉成的

相比西北地區(qū)，山東的光伏和風(fēng)電在2016年前尚未吸引眾多目光，也并非電力市場(chǎng)中的“主力”。而根據(jù)國家能源局官網(wǎng)的數(shù)據(jù)，到2022年山東光伏發(fā)電裝機(jī)容量已經(jīng)連續(xù)5年居全國第一。

截至2023年4月底，山東光伏累計(jì)裝機(jī)量達(dá)4663萬千瓦，分布式光伏累計(jì)裝機(jī)量達(dá)到3387萬千瓦?！叭珖宸种坏姆植际焦夥荚谏綎|?！鄙綎|電力人士對(duì)eo說。

山東太陽能資源豐富，光照時(shí)間充足，據(jù)《大眾日?qǐng)?bào)》報(bào)道，山東年均光照時(shí)數(shù)高達(dá)2099—2813小時(shí)，可開發(fā)利用總量折合標(biāo)準(zhǔn)煤達(dá)1000萬噸以上。同時(shí)山東也是電力消費(fèi)大省，據(jù)國家電網(wǎng)公司披露的數(shù)據(jù)，2022年山東省全社會(huì)用電量達(dá)7559.19億千瓦時(shí)。

優(yōu)良的光照條件和負(fù)荷資源催生了山東的光伏投資熱，尤其是可以就地消納的分布式光伏。

多位山東能源從業(yè)者告訴eo，山東光伏、風(fēng)電沒有保障利用小時(shí)數(shù)，在集中式新能源電站至少要拿實(shí)際出力10%按照現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算之前，是“保量保價(jià)”全額收購，收購價(jià)是原脫硫煤電價(jià)0.3949元/千瓦時(shí)?！斑@個(gè)價(jià)格比許多省區(qū)要高，還不算補(bǔ)貼?！?/p>

據(jù)了解，山東光伏合理利用小時(shí)數(shù)為光伏三類資源區(qū)的年均1250小時(shí)以上，且據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2013—2020年，光伏國家補(bǔ)貼下調(diào)6次，2021年開始實(shí)現(xiàn)“平價(jià)上網(wǎng)”。山東省級(jí)補(bǔ)貼于2022年退出，不再對(duì)新并網(wǎng)項(xiàng)目發(fā)放補(bǔ)貼。不過，多名山東光伏從業(yè)者透露，已有項(xiàng)目補(bǔ)貼發(fā)放一向及時(shí)。

補(bǔ)貼退坡并沒有影響市場(chǎng)主體投資分布式光伏的熱情。eo記者在山東省太陽能行業(yè)協(xié)會(huì)采訪時(shí)，到訪協(xié)會(huì)的各類太陽能從業(yè)者、光伏產(chǎn)業(yè)上下游從業(yè)人員絡(luò)繹不絕。業(yè)內(nèi)人士透露，2023年山東分布式光伏裝機(jī)仍在以月均100萬千瓦的速度增加。

2022年3月，山東省人民政府制訂了“十四五”可再生能源倍增行動(dòng)計(jì)劃。力爭到2025年，全省可再生能源消費(fèi)總量、裝機(jī)容量、電量均較2020年基本翻一番?？稍偕茉窗l(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到9000萬千瓦以上，其中，風(fēng)電2500萬千瓦，光伏發(fā)電5700萬千瓦以上。到2025年，山東省內(nèi)可再生能源年發(fā)電量1200億千瓦時(shí)左右，省外來電中可再生能源電量達(dá)到450億千瓦時(shí)以上。

如今，山東光伏累計(jì)裝機(jī)量已達(dá)4550.9萬千瓦，正在迅速接近5700萬千瓦的目標(biāo)。

圍繞行動(dòng)計(jì)劃，山東省重點(diǎn)布局了四大清潔能源基地，分別是山東半島千萬千瓦級(jí)海上風(fēng)電基地、魯北鹽堿灘涂地千萬千瓦級(jí)風(fēng)光儲(chǔ)輸一體化基地、魯西南采煤沉陷區(qū)光伏基地和外電入魯通道可再生能源基地。

山東省太陽能行業(yè)協(xié)會(huì)常務(wù)副會(huì)長張曉斌告訴eo，山東的可再生能源規(guī)劃主要針對(duì)集中式光伏和風(fēng)電，電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)方面對(duì)新能源發(fā)展幾乎沒有制約。作為主要投資主體的中央企業(yè)和地方國企落實(shí)規(guī)劃的執(zhí)行力也很強(qiáng)?！澳壳吧綎|發(fā)展集中式新能源的主要問題是用地。雖然規(guī)劃強(qiáng)調(diào)集中式電站投資，但每年大家對(duì)分布式光伏的熱情更高?！?/p>

集中式電站“試水”電力市場(chǎng)

雖然投資熱情高漲，但電力市場(chǎng)就像懸在山東新能源企業(yè)頭上的一把達(dá)摩克利斯之劍。

張曉斌分析，對(duì)于山東集中式光伏和風(fēng)電來說，收入模式主要分為三個(gè)階段。第一階段是2021年以前，電站收入是原脫硫煤上網(wǎng)電價(jià)加上國家及地方補(bǔ)貼，第二階段是無補(bǔ)貼階段，為按0.3949元/千瓦時(shí)價(jià)格“保量保價(jià)”收購，第三階段則是2022年1月《交易規(guī)則》發(fā)布之后，大部分集中式新能源電站拿出10%的電量按照現(xiàn)貨規(guī)則結(jié)算，剩下90%電量需承擔(dān)偏差考核費(fèi)用、輔助服務(wù)費(fèi)用等，即便不是全電量進(jìn)入市場(chǎng)，總體收入相較第二階段的模式稍低。

根據(jù)《交易規(guī)則》，目前參與市場(chǎng)的山東集中式新能源電站總電費(fèi)收入由優(yōu)先發(fā)電電費(fèi)收入與綜合市場(chǎng)交易電費(fèi)收入構(gòu)成，綜合市場(chǎng)交易電費(fèi)收入包括中長期合約電費(fèi)、日前市場(chǎng)偏差電費(fèi)、實(shí)時(shí)市場(chǎng)偏差電費(fèi)、中長期合約交易環(huán)節(jié)結(jié)算盈虧、補(bǔ)償費(fèi)用、考核費(fèi)用、分?jǐn)傎M(fèi)用、返還費(fèi)用。

不過，目前山東存量帶補(bǔ)貼新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)并不影響原有的補(bǔ)貼收益。

有集中式新能源從業(yè)人員說，目前如果新能源選擇參與中長期交易，全電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，會(huì)享受優(yōu)先消納，反而可以先拿到補(bǔ)貼，因此在做交易策略時(shí)不必考慮補(bǔ)貼問題，只需集中精力研究如何讓新能源在現(xiàn)貨市場(chǎng)中獲得更好的收益?！爸灰茴A(yù)期電價(jià)情況，就可以做出相應(yīng)的策略調(diào)整?！?/p>

除了需要直面“負(fù)電價(jià)刺激”外，集中式新能源還要分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用，同時(shí)，機(jī)組并網(wǎng)必須配置裝機(jī)容量一定比例的儲(chǔ)能，外加調(diào)峰時(shí)的棄電成本。上述企業(yè)透露，整套機(jī)制下來，集中式新能源電站2023年第一季度收入平均減少了0.05元/千瓦時(shí)左右。

上述從業(yè)者提出，集中式風(fēng)電和光伏“入市”要分別分析。其所在的企業(yè)做過測(cè)算，若風(fēng)電全電量入現(xiàn)貨，在有經(jīng)驗(yàn)的交易員的操盤下，收益所受影響較小，因?yàn)樯綎|的風(fēng)電發(fā)電曲線和用電負(fù)荷曲線相較光伏來說匹配度更高。

據(jù)其透露，光伏發(fā)電曲線在現(xiàn)貨市場(chǎng)中的“價(jià)值”遠(yuǎn)不及風(fēng)電，中長期交易也難以簽下“較好”的價(jià)格來保障收益。

一位大型發(fā)電央企新能源從業(yè)者說，其所在的集團(tuán)在一兩年前曾規(guī)定，在現(xiàn)貨試點(diǎn)省份測(cè)算投資回報(bào)率時(shí)，風(fēng)電按照低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.02元/千瓦時(shí)標(biāo)準(zhǔn)測(cè)算，光伏則按照低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.03元/千瓦時(shí)標(biāo)準(zhǔn)測(cè)算，需為新能源進(jìn)入現(xiàn)貨留有裕度。但具體到每個(gè)省，情況又有不同，就山東而言，集中式光伏電價(jià)低于0.35元/千瓦時(shí)就很難實(shí)現(xiàn)盈利。

而海上光伏、鹽堿灘涂地光伏等還面臨實(shí)際成本比設(shè)計(jì)測(cè)算時(shí)高等問題，以海上光伏為例，其極限收益率僅有3%—4%。

分布式光伏將結(jié)束“野蠻生長”？

相比集中式新能源，許多分布式光伏企業(yè)認(rèn)為“負(fù)電價(jià)”對(duì)其影響更大。多位業(yè)內(nèi)人士解釋，這是源于分布式光伏投資者對(duì)市場(chǎng)的恐慌。不過，隨著分布式光伏規(guī)模增加，其與電力系統(tǒng)的“經(jīng)濟(jì)互動(dòng)”也更加深入。

“五一”假期出現(xiàn)“負(fù)電價(jià)”時(shí)，由于一部分包括分布式光伏在內(nèi)的發(fā)電方按照0.3949元/千瓦時(shí)的價(jià)格優(yōu)先賣電，該部分為“保量保價(jià)”收購的“計(jì)劃”電，而此時(shí)恰好“大發(fā)”，在省外來電不變的情況下，與平日相比更加擠占了“市場(chǎng)”電的發(fā)電空間，用戶側(cè)則用-0.08元/千瓦時(shí)加上輸配電價(jià)等費(fèi)用后約0.2元/千瓦時(shí)買入，在農(nóng)業(yè)和居民用電電價(jià)不變的情況下，增加了系統(tǒng)的不平衡資金。

據(jù)山東電力從業(yè)者解釋，目前由于有新能源消納責(zé)任權(quán)重考核，即使是平日，山東居民和農(nóng)業(yè)用電也已消納不了這么多分布式新能源，需要通過政府授權(quán)合約將部分新能源賣給市場(chǎng)化用戶?！柏?fù)電價(jià)”加重了“計(jì)劃”與“市場(chǎng)”的不平衡程度。

山東分布式光伏累計(jì)裝機(jī)容量是山東集中式光伏容量的三倍左右。多位市場(chǎng)內(nèi)部人士告訴eo，部分單個(gè)分布式光伏電站裝機(jī)容量比集中式光伏裝機(jī)容量還大。

山東分布式光伏分為工商業(yè)和戶用兩類，工商業(yè)“自發(fā)自用，余量上網(wǎng)”，戶用大多全額上網(wǎng)，工商業(yè)余量上網(wǎng)和戶用上網(wǎng)的電價(jià)均為燃煤基準(zhǔn)價(jià)，即0.3949元/千瓦時(shí)，且不承擔(dān)偏差考核、輔助服務(wù)和不平衡資金等費(fèi)用。

有分布式光伏企業(yè)認(rèn)為，山東的分時(shí)容量補(bǔ)償機(jī)制和分時(shí)電價(jià)零售套餐動(dòng)了他們的“蛋糕”，因?yàn)樵谀承┘竟?jié)形成白天谷價(jià)、中午深谷的電價(jià)曲線，這讓分布式光伏“很難生存”。

在前述機(jī)制形成的深谷價(jià)格之前，工商業(yè)分布式光伏“自發(fā)自用”的價(jià)格與工商業(yè)用戶電價(jià)存在一定價(jià)差空間。在執(zhí)行前述規(guī)定后，工商業(yè)用戶對(duì)分布式光伏“自發(fā)自用”電量價(jià)格預(yù)期有所下降，對(duì)分布式光伏預(yù)期收益率造成了一定影響。

此外，2023年春節(jié)期間，山東已按照先工商業(yè)后戶用的順序，要求分布式光伏參與遠(yuǎn)程調(diào)峰，也使其損失了部分收益。

但上述人士介紹，雖然現(xiàn)在分布式光伏的單瓦利潤確實(shí)降低了，但仍然盈利。“原來完全‘自發(fā)自用’的工商業(yè)分布式光伏投資回報(bào)周期通常是三年半，現(xiàn)在投資回報(bào)周期會(huì)適當(dāng)拉長?！?/p>

張曉斌介紹，現(xiàn)在很多山東分布式光伏投資者的心態(tài)是薄利多銷，用利潤換空間，在電費(fèi)收入降低的背景下，2023年一季度分布式光伏的裝機(jī)量比2022年一季度還要多。

有主要投資運(yùn)營集中式光伏電站的從業(yè)者對(duì)eo說，目前山東分布式光伏不用承擔(dān)進(jìn)入市場(chǎng)的風(fēng)險(xiǎn)，可以全部消納，不用承擔(dān)市場(chǎng)費(fèi)用分?jǐn)?，不用?qiáng)制配儲(chǔ)能，不到迫不得已也不用參加調(diào)峰?！巴瑯佣际枪夥?，為什么分布式比集中式更高貴呢？”

另有知情人士透露，雖然山東的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)堅(jiān)強(qiáng)，但是配電變壓器晴天反送電網(wǎng)已接近配網(wǎng)可承受的極限。他認(rèn)為，所有并網(wǎng)電源都應(yīng)該承擔(dān)系統(tǒng)平衡責(zé)任，包括系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本、輔助服務(wù)費(fèi)用和市場(chǎng)偏差費(fèi)用等。

2022年6月，山東能源監(jiān)管辦、省發(fā)展改革委、省能源局組織起草《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的補(bǔ)充通知（征求意見稿）》，明確提出秉持“誰受益、誰承擔(dān)”原則，分布式光伏將逐步納入市場(chǎng)偏差費(fèi)用分?jǐn)偡秶?，并逐步將分布式新能源納入市場(chǎng)主體范圍。但該征求意見稿尚未正式發(fā)布。

張曉斌指出，2023年國家層面可能出臺(tái)新的分布式電站管理辦法，分布式光伏企業(yè)應(yīng)該意識(shí)到2023年面臨一次利潤再分配。山東分布式光伏增長規(guī)模連續(xù)三年遠(yuǎn)超集中式，“現(xiàn)在已經(jīng)成為新能源主力，就要去承擔(dān)相關(guān)責(zé)任”。

目前，山東新能源市場(chǎng)上有一些關(guān)于分布式光伏特別是工商業(yè)分布式光伏下一步是否入市的討論。

中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎認(rèn)為，投資分布式光伏的業(yè)主大部分體量較小，“入市”直接參與批發(fā)市場(chǎng)的交易成本很高。而且分布式光伏不進(jìn)入批發(fā)市場(chǎng)在國際上也是通用做法，部分分布式光伏“自發(fā)自用”電量電價(jià)已算是進(jìn)入市場(chǎng)了。

有山東電力市場(chǎng)人士指出，由于分布式光伏的巨大體量，無論分布式光伏是否“入市”，不平衡資金都應(yīng)按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，分清楚類別和來源，公平公正分配，才能實(shí)現(xiàn)能源健康發(fā)展。

新能源“入市”下一步

補(bǔ)貼退坡、規(guī)?；l(fā)展后，新能源踏入市場(chǎng)的腳步將越來越快。

據(jù)eo了解，除山東外，我國第一批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)甘肅、蒙西、山西、廣東等省區(qū)已在適應(yīng)新能源的市場(chǎng)建設(shè)方面做出不少探索，還有越來越多的省區(qū)允許新能源以各種形式參與電力市場(chǎng)，交易規(guī)則“邊運(yùn)行、邊完善”。

中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)規(guī)劃發(fā)展部副主任韓放在2023年2月的電力市場(chǎng)春季論壇上透露，當(dāng)前全國新能源電量平均市場(chǎng)化率約為30%。

韓放指出，新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)后，市場(chǎng)價(jià)格普遍較低，此外還需承擔(dān)輔助服務(wù)費(fèi)用、負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差等考核費(fèi)用，進(jìn)一步拉低了市場(chǎng)化收益，影響了新能源企業(yè)參與市場(chǎng)的積極性。另外，新能源發(fā)電的波動(dòng)性正在對(duì)現(xiàn)貨出清價(jià)格產(chǎn)生越來越大的影響，“地板價(jià)”“天花板價(jià)”出現(xiàn)比例變高。

華北電力大學(xué)國家能源發(fā)展戰(zhàn)略研究執(zhí)行院長王鵬在南方區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)圓桌論壇上指出，可再生能源全額保障性收購，本質(zhì)上是一種產(chǎn)業(yè)政策，而將可再生能源引入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，本質(zhì)上是一種競爭策略?！翱梢钥紤]適合中國國情，對(duì)外部發(fā)展復(fù)雜變數(shù)保持一定彈性的‘以收定支+照付不議’的政府授權(quán)差價(jià)合約。”

清華大學(xué)電機(jī)系教授夏清在電力市場(chǎng)春季論壇上建議，將新能源與靈活性資源的市場(chǎng)解耦，通過用戶的選擇實(shí)現(xiàn)不同市場(chǎng)之間的平衡。用新能源分時(shí)容量電價(jià)機(jī)制度量各種靈活性資源的價(jià)值，按激勵(lì)相容的思路實(shí)現(xiàn)“誰創(chuàng)造的價(jià)值誰分享，誰造成的成本誰分?jǐn)偂薄?/p>

中國人民大學(xué)應(yīng)用經(jīng)濟(jì)學(xué)院能源經(jīng)濟(jì)系主任宋楓在上述圓桌論壇中指出，隨著可變可再生能源滲透率的提升，原有的市場(chǎng)設(shè)計(jì)無法應(yīng)對(duì)新的挑戰(zhàn)，首先要建立價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)資源配置的信心，相信價(jià)格波動(dòng)是資源稀缺性的反映，在發(fā)電和售電環(huán)節(jié)健全市場(chǎng)體系與市場(chǎng)化價(jià)格形成機(jī)制。其次要認(rèn)識(shí)到，電力是一個(gè)復(fù)雜的系統(tǒng)產(chǎn)品，電力市場(chǎng)是一個(gè)體系，包括電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量補(bǔ)償機(jī)制、輸配電容量分配機(jī)制等，各個(gè)市場(chǎng)相互影響，需要協(xié)同發(fā)展。

一位能源從業(yè)者認(rèn)為，現(xiàn)貨市場(chǎng)是講效率、講收益的地方，新能源在電力市場(chǎng)上無法獲得環(huán)境屬性的效益，需要在綠電、綠證市場(chǎng)上得到彌補(bǔ)。

然而，現(xiàn)階段綠電、綠證市場(chǎng)尚不完善。綠電市場(chǎng)作為中長期市場(chǎng)里的專場(chǎng)交易，和現(xiàn)貨市場(chǎng)如何銜接依然存在規(guī)則空白；在可再生能源消納責(zé)任權(quán)重沒有落實(shí)到企業(yè)，電—碳市場(chǎng)交易沒有有效銜接的情況下，綠證購買動(dòng)力有限。

韓放認(rèn)為，需加強(qiáng)我國綠色電力消費(fèi)與認(rèn)證體系頂層設(shè)計(jì)，進(jìn)一步統(tǒng)籌銜接綠電綠證與碳市場(chǎng)等政策機(jī)制，激勵(lì)和培育用戶側(cè)綠色消費(fèi)意識(shí)。

此外，有多位電力行業(yè)研究者建議，包括PPA（發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)長期購電協(xié)議）在內(nèi)的長周期電力合約也是新能源企業(yè)獲得穩(wěn)定收益的一劑解藥，可以降低短期市場(chǎng)影響，增強(qiáng)收益穩(wěn)定性。

有山東發(fā)電企業(yè)相關(guān)負(fù)責(zé)人認(rèn)為，新能源企業(yè)不應(yīng)把眼光局限在電力市場(chǎng)，要看到鋰電池價(jià)格已進(jìn)入下降通道，儲(chǔ)能成本降低，是研究如何降低氫、氨、醇等延伸產(chǎn)品成本，打造源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化微電網(wǎng)等新型商業(yè)模式的好時(shí)機(jī)。

具體到山東，上述負(fù)責(zé)人認(rèn)為，由于與整體負(fù)荷曲線的匹配度不高，加上未來預(yù)期可能要分擔(dān)不斷增加的電力系統(tǒng)成本，光伏進(jìn)入市場(chǎng)的總體經(jīng)濟(jì)性會(huì)繼續(xù)下降。光伏企業(yè)可考慮減少電站與大電網(wǎng)的電能量交互，形成包括新能源在內(nèi)的源網(wǎng)荷儲(chǔ)半離網(wǎng)狀態(tài)，將大電網(wǎng)作為備用支撐。

不過，他也提到，核心問題是電力系統(tǒng)為其提供的服務(wù)費(fèi)用如何計(jì)算，“應(yīng)設(shè)計(jì)出合理的機(jī)制，讓新能源應(yīng)該買單、愿意買單”。

（圖片來源：veer圖庫）

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