2025年初步建成全國統(tǒng)一電力市場體系,2030年基本建成全國統(tǒng)一電力市場體系,新能源全面參與市場交易——這是我國電力市場未來發(fā)展的愿景之一。
而電力市場改革其中的關(guān)鍵一步便落在了新能源肩上,這使得光伏發(fā)電如何參與,成為討論最熱烈的話題之一。
根據(jù)國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù),截至2023年上半年,光伏累計裝機規(guī)模超過712.93GW,成為我國裝機規(guī)模第二大電源。
事實上,我國已有光伏電量參與市場交易,但參與程度并不一致。
數(shù)據(jù)顯示,2023年我國新能源市場化交易電量6845億千瓦時,占新能源總發(fā)電量的47.3%。但由于光伏發(fā)電具有波動性等特征,因此要從“部分參與”到“全面參與”電力市場的過程中還面臨著問題與挑戰(zhàn)。
在國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗看來,光伏發(fā)電參與市場化形式,需要明晰新老政策邊界,建議開發(fā)企業(yè)可以合約方式參與市場,同時鼓勵“光伏+儲能”、虛擬電廠等發(fā)展。
消納、度電收益等存在不確定性
回望2024年上半年光伏參與市場的現(xiàn)狀,時璟麗將其概括為綠電交易顯著提升和現(xiàn)貨市場推進速度加快。
數(shù)據(jù)顯示,2024年1~5月,我國綠電綠證交易量超1871億千瓦時,同比增長約327%。其中,綠電交易電量1481億千瓦時;綠證交易3907萬張,對應(yīng)電量390.7億千瓦時。
“從參與市場的形式上來看,目前中長期市場仍然是參與電力市場的主流,但是今年的特征是現(xiàn)貨市場推進的進度明顯的加快。”時璟麗指出,例如4月份湖北電力現(xiàn)貨市場第二輪長周期結(jié)算試運行,6月份山東電力現(xiàn)貨市場也開始正式運行。
值得注意的是,在國家政策已經(jīng)明確提出要有序?qū)崿F(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋的背景下,即使未明確具體時間,時璟麗認為將國內(nèi)各地區(qū)結(jié)算試運行等情況考慮在內(nèi),預(yù)計最近一兩年之內(nèi)就可以實現(xiàn)這個目標。
然而,光伏發(fā)電的市場化過程中最直接問題就是收益和電量的穩(wěn)定性問題。
“原來我們做光伏發(fā)電項目整個投資的收益預(yù)期,包括金融機構(gòu)來做預(yù)期的話,電量和價格相對固定,整個投資的成本都是非常透明的,相對好進行測算。現(xiàn)在在參與市場化的形勢之下,無論是消納,還是電量、收益都面臨著不確定。” 時璟麗分析。
一般而言,光伏伏發(fā)電的收益可以從綠色環(huán)保屬性價值、容量價格和電能量價值三個方面來看。
“雖然綠電綠證的交易量也是呈現(xiàn)一個指數(shù)增長這樣的情況。但是價格方面最近幾個月迅速走低,六七月份綠證的交易價格基本上折合為每度電7厘錢。”時璟麗認為,目前其實際的價格已經(jīng)嚴重背可再生能源的清潔環(huán)境屬性的價值。而這一問題的破局點就在與,要體現(xiàn)我國可再生能源消納保障機制消納責任權(quán)的約束力。
此外,光伏發(fā)電參與市場最主要是要體現(xiàn)得就是其電能量價值。
“從今年每個月的代理購電價格來看,幾乎所有省份的代理購電的平均價格相對于燃煤基準價都是要高的。但為何光伏發(fā)電參與市場仍然感到被動,主要就是白天集中大發(fā)時段價格非常低。”時璟麗表示。
此外,分時電價政策亦在影響市場化收益。
自2021年以來,分時電價政策開始實施,范圍不斷擴大。以今年為例,已有10多個省份調(diào)整分時電價政策,拉大峰谷電價差距,并增加中午谷段的時長。
光伏發(fā)電市場化交易難題如何破?
電力市場化改革著力點之一是有序推動新能源進入市場,這需要明確新能源參與市場的方式和路徑,健全可再生能源消納責任制度等。
那么,光伏發(fā)電參與電力市場化交易時所面臨的難題應(yīng)該如何破解?對此,時璟麗提出了一些建議。
“首先要明晰新老政策的邊界。”時璟麗指出,今年投資建設(shè)的新能源的光發(fā)電的項目跟前年投資的建設(shè)性能,不在同一起跑線上,如果無差別的要求推入到現(xiàn)貨電力市場,老項目無法與新項目爭。
其次,考慮以合約方式參與市場。時璟麗建議,開發(fā)企業(yè)可選擇直接參與市場或合約參與市場方式。這其中,合約是通過競價簽訂PPA(Power Purchase Agreement,長期購電協(xié)議),形成的偏差資金則由一定電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)全部工商業(yè)分攤。
需注意的是,今年1月份,廣西曾發(fā)布相關(guān)政策文件,將“政府授權(quán)合約價格機制”引入至新能源上網(wǎng)電價。5月份,浙江也提出“無國家補貼的風電、光伏發(fā)電企業(yè)參與綠電交易電量,通過雙邊協(xié)商、集中競價等方式投放,投放價格為年度市場交易參考價,并全額分配政府授權(quán)差價合約。”
但時璟麗指出,現(xiàn)有的政府授權(quán)差價合約模式只局限于一個年度,而非長期。“差價合約機制設(shè)計的核心點包括長期合約,差價疏導,此外還要做到差價疏導方面責任和權(quán)利的相應(yīng)統(tǒng)一。”
據(jù)悉,英國已于2014年開始采用差價合約機制代替之前的可再生能源義務(wù)機制,合同期限為15年。
不過,時璟麗坦言,差價模式并不是光伏參與電力市場交易的唯一模式,該模式可以跟直接參與電力市場以及容量市場、輔助服務(wù)市場同時并存的模式。
而當一些光伏項目不選擇差價合約的形式,那么開發(fā)企業(yè)可以通過各類“光伏+儲能”、源網(wǎng)荷儲以及聚合模式,結(jié)合容量市場、輔助服務(wù)市場或者電力現(xiàn)貨中長期市場來參與。
來源:21世紀經(jīng)濟報道 記者曹恩惠、實習生孫晨陽 上海報道
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