绿电价格走低、发电时长下滑,新能源的未来在哪里?

钛度号
解决整个电力系统的卡点问题已刻不容缓。

文 | 华夏能源网

伴随着新能源装机的狂飙突进,以及利用率的持续下滑,刚刚摆脱补贴、自力更生的新能源,面临着收益率下滑的严峻挑战。

华夏能源网获悉,5月23日,国家能源局发布了1至4月份全国电力工业统计数据。截至4月底,全国累计发电装机容量约30.1亿千瓦,其中光伏发电约6.7亿千瓦,同比增长52.4%;风电约4.6亿千瓦,同比增长20.6%。

然而,与喜大普奔的装机数据并行的是,新能源消纳“红线”在持续降低。

2018年,国家发改委、能源局发布的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》确定,光伏利用率要保持在95%以上。而在近日国务院最新印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》中,提出在资源较优地区放宽新能源利用率至90%。

利用率要求的降低,意味着可以装更多的新能源装机(此前政策要求,越过红线的地区暂停新增装机),同时也表明国家对弃风弃光率的容忍度在放宽,换句话说,会有更多的风光装机电量被弃掉。

消纳红线放宽,保障性收购减少,将带来风电光伏项目的投资收益降低。这样的局面可能会持续并且未来会降到更低,这对于新能源产业的发展不是个好消息。

新能源发电遭遇“电价屠夫”

新能源项目收益率的下降,与新能源电量的收购方式演变密切相关。

过去十余年间,伴随着新能源的从有到无、从小到大,新能源电价先后经历了从“全电量”保量保价收购,到“保障小时数”内保量保价收购,再到“保障小时数”逐渐减少三个阶段。

换一句话来说,目前的新能源发电,已经从历史上的全额保障性消纳,逐步走向“保障小时数”内的保障性消纳和市场化消纳的“双轨并行”,且随着新能源装机占比的持续提升,市场化消纳这一部分占比越来越大。

在保障性收购中,电网参照煤电基准电价稳定支付给新能源上网电量3毛钱以上的度电电价。如今,这样的“黄金时代”已一去不返,很多省份对光伏的分时电价直接“简单粗暴”地打折执行。

例如,甘肃省2024年省内电力中长期交易方案明确,光伏电站交易价格在9:00-17:00的时间段内,将不得超过0.5倍的燃煤基准价。这意味着,甘肃光伏电站在上述时间段内上网交易价格将不超过0.1539元/千瓦时,全程谷价。

这里面还有隐藏的“坑”。光伏电站参与电力市场中长期交易,是要带出力曲线的,也就是说,光伏电站签了合同参与中长期市场交易,在某些时段如果发不出那么多电,就只能从现货市场购买足量的电去履约,往往是购买1元钱甚至1.5元钱的现货电去履约,履约成本大大高于交易价格,这不就是“亏大了”?

参与中长期交易的电价不理想,但如果参与现货交易,新能源电价更是“白菜价”甚至是负电价。华夏能源网注意到,当前西部一些风光装机大省的光伏电价持续下跌,有的地方甚至跌至现货市场价格下限——地板价0.04元/度。

这样的低电价不仅在集中式光伏项目上,分布式也是一样艰难。2023年,山东电力现货市场在“五一”小长假期间频繁出现负电价交易,五天中共有46小时出现负电价,其中从5月1日晚间至5月2日,有连续22个小时持续负电价,价格区间为-0.085元/千瓦时至-0.032元/千瓦时。

由于户用光伏大多是采用“全额上网”模式,在低电价甚至负电价愈演愈烈的局面下,发电收益注定不会好。很多分布式光伏业主,将面临着发电亏钱的尴尬局面。

总而言之,无论是集中式电站较多的西北大省,还是分布式占比较高的中东部省区,风光新能源普遍遭遇了上网难、入市难且市场价格波动大,项目投资竞争激烈、收益率下滑等考验。

发电量日益走低

在新能源电价持续下降的同时,新能源装机的发电量也在经历锐减。

官方数据显示,1-4月份,全国发电设备累计平均利用1097小时,比上年同期减少49小时。其中,风电789小时,比上年同期减少77小时;太阳能发电373小时,比上年同期减少42小时。

整体“利用小时数”的降低,反映的是新能源项目糟糕的生存状况。

在新疆、青海、甘肃、宁夏、陕西、内蒙等地,大型风光电站正在大批落地,但很多新能源场站都在经历罕见的限电。例如,过去一年中,在拥有2000万千瓦光伏、1000万千瓦风电的青海省,中午高峰时段被要求停止发电三到四个小时。

中东部分布式新能源也一样难逃限电之苦。以分布式光伏大省河南为例,新安县分布式光伏用户接通知,9时到13时停发,限电4个小时;漯河地区光伏用户10:00-16:00停发,限电6个小时;商丘柳河镇光伏用户9:00-16:00停发,限电7个小时。

从西北到中东部,大规模的停发限电,对新能源发电的杀伤力不容忽视。那么,当前的新能源消纳难、弃风弃光率抬头,背后的原因是什么?这与新能源市场化消纳的最新运作密切关联。

比如蒙西地区,其新能源保障性消纳的“保障小时数”已经下降到了300小时左右,在这之外的1000多小时的利用小时数,需要通过市场化交易来消纳。但是,市场化消纳并不能保证这1000多小时都能完成交易。

2022年1月18日,国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号),明确“鼓励新能源报量报价参与现货市场,对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”。

换句话说,市场化电量部分,成交了的就纳入弃风弃光电量考核;参与市场化交易但未成交那部分电量,属于自愿交易、交易不成,这部分不计算弃风弃光电量考核。

报价未中标,一种情形可能是,电价过低新能源场站无法接受,自动放弃交易,这种弃电当然不能计算到弃风弃光电量考核里面去。

实际上新能源电站是有意愿参与市场化交易的,即使电价再低甚至是接近于零电价,完成交易也强于弃风弃光白白浪费。那么,所谓“报量报价未中标”,很大一部分实际上是电力系统消纳能力不够所造成的被动弃风弃光。

利用小时数在减少,发电量大幅走低,风光项目的收益率无疑也是在往下走的。

解决系统卡点刻不容缓

电价急剧下行,发电量和利用小时数也下行,新能源项目亏钱将成为常态。

官方要求集中式电站要有6个百分点的收益,户用光伏开发商也一直承诺5-8年回本,这些允诺中的收益率,将来恐怕都将成为“空头支票”。

造成如此局面,从根本上来说,问题还是出在新能源的开发节奏上——装机增长速度太快了。光是2023年一年之中,中国就新增了近3亿千瓦新能源装机。

这背后是巨大的投资,以风光大基地和“沙戈荒”基地为例,风光大基地100万千瓦起步,单个项目投资大概在40-50亿元;“沙戈荒”基地1000万千瓦起步,单个项目投资大概在400-500亿元;特高压通道,一条投资大概200亿元左右。

海量资金砸进去了,但是,整个电力系统针对于新能源的消纳能力建设并没有及时跟上。绿电的消纳涉及电网、负荷和储能诸多环节构成的电力系统,消纳能力的提升是个慢工夫,不是一天两天就能有效提升的。

另一方面,市场还存在着严重的“激励错位”问题。

电源建设方面,无论是发电集团还是地方政府,极为热衷于新能源项目的开发,是因为新能源投资的红利可观。

以新疆为例,仅2023年上半年,其新能源电源、电网投资金额就达到了364亿元,直接拉动地方经济增长约1.85个百分点,提供新增就业岗位约2700个。2023年,新疆GDP实现了6.8%的高增长,新能源投资对经济增长的贡献可见一斑。

发电央企则都在拼尽浑身解数大干快上新能源:风光大基地布局,国家电投、华能分别超过2000万千瓦;三峡集团接近2000万千瓦;大唐集团超过1000万千瓦;中广核、京能集团均超过500万千瓦。

然而,在电网转型、负荷管理等环节,由于缺乏系统、有效的激励,因而有意无意遭到了忽视,电力系统的消纳能力未能快速跟上,新能源开发硬件建设和系统消纳的软件建设不协调。

按照现在的发展速度,中国很容易就能提前实现12亿千瓦的新能源装机目标,在未来几年电源建设将不再是最紧迫的事情,是时候将更多的资源、能量与投资,转到新能源消纳能力的提升上面,在电网的软硬件建设、大力度推进新电改上做文章。

在新能源量、价齐跌的当下,如果不尽快加强新能源消纳能力建设,新能源项目的收益率只能一垮到底,新能源年度新增装机量掉头向下是早晚的事情,这最终影响的将是中国能源转型的目标。解决整个电力系统的卡点问题,已刻不容缓。

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