逆境求变:浅析新能源入市的机遇与挑战

中国煤炭资源网 综合,  观点 2024-05-20 17:00:56
   

2024年5月9日,落基山研究所发布了最新报告《2024电力市场化改革与电价体系洞察:面向市场参与者的十大趋势》,结合过去一年电力价格机制政策变化和电力市场运行态势,总结了电力市场参与者现阶段最需要关注的十个发展趋势。文中提到,“在‘2030 年新能源全面参与市场交易’的总体目标下,新能源市场化交易不断扩容。全额保障性收购制度的修订明确了新能源项目从计划机制到全面入市的过渡机制,以避免不计代价地促进绿电消纳。长期来看,新能源参与电力市场的比例会进一步提高,优先发电电量和‘保量保价’小时数会保持下降趋势。”。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》也提到,到2030年,新能源将全面参与市场交易。

 

可见,不论是行业趋势还是政策导向,新能源入市都已经成为必然。

 

入市,是求生也是机遇

 

从欧美“双反”到绝境逢生,中国新能源产业经历了数次大起大落。从90%原材料依赖进口、90%核心技术不在手中、90%产品销往欧美的“三头在外”窘境,到今天在世界上占有绝对优势,中国新能源产业实现了历史飞跃。

 

国内需求也十分强劲。2005年,全国新增新能源装机规模约为338万千瓦,占全国总装机容量不到1%。“双碳”战略的推动下,我国对新能源的投资需求空前高涨。据中电联日前发布的一份报告,预计今年第二季度到第三季度,并网风电和光电的总装机容量将首超煤电,2024年末将达13亿千瓦,在全国装机总量中的比例提高到40%。

 

与此同时,新能源发电成本逐渐降低,但电价调整严重滞后,进一步加大了投资吸引力。业界媒体曾用“风光大跃进”来形容近几年高歌猛进的新能源。以光伏为例,2021—2023年,其新增装机分别同比增长13.9%、59.3%、148.1%。

 

如此增速和体量的新能源大规模并网,电网安全、经济运行面临巨大挑战,系统的备用成本与日俱增,电量实时均衡难度加大,部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。中国新能源产业重回危机时刻。4月以来,欧美“双反”风暴再起,国内内卷加剧、价格战等变动接踵而至,二级市场降温,仅从百亿市值级别的光伏上市企业来看,当前的市值总和高点已跌去超万亿元。

 

业内人士感叹,“求生是当前新能源产业第一要务”;日前“95%消纳红线要放开”的猜测在各大自媒体持续发酵,也体现业内“苦全额消纳久矣”。中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽对此曾表示,就2030年建立全国统一电力市场体系目标看,新能源不入市,必然会限制其未来增长空间,既影响实现非化石能源占比目标进程,也不能为国内风光制造业提供基础支撑。

 

电力现货市场在新能源交易中发挥着“信号灯”和“指挥棒”的作用,通过价格信号实现资源优化配置,有效保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。从新能源本身来看,当国外新能源直接进入电力市场时,新能源发电可以根据其较低的边际成本自动优先调度,从而获得消纳权限;从系统整体上看,新能源进入市场能够更加全面和真实地发现供求关系,更好地优化资源的配置。

 

求变,有挑战也有希望

 

新能源入市看上去大有裨益,实则困难重重。

 

有业内人士评论称,新能源入市的第一道阻力来自新能源企业,入市要承担一系列责任和价格风险,不如“旱涝保收”的日子舒坦,所谓“进也忧、退也忧”。

 

与传统化石能源相比,新能源自身存在明显缺陷和短板。风电和光伏等新能源最显著的缺陷就是具有随机性、间歇性和波动性,出力难以保持持续、稳定、均衡,其发生时间、持续时长、发生强度均难被准确掌握。因此,在大量接入电力系统时势必导致电网平衡性稳定难度加大,所需成本随之升高。随着电力辅助服务市场的建立并不断完善,根据“谁受益、谁承担”的原则,新能源必然要支付一笔不菲的辅助服务费用,这无疑会进一步增加新能源参与市场的成本。

 

类似地,新能源自身的不稳定性还会造成很大的偏差考核风险。新能源发电很难按合同约定的曲线精确输出功率,最终导致实际结算电量与合同约定的偏差较大。从有关地区来看,新能源参与市场后收益均不同程度地减少,参与现货市场的尤为明显,这进一步限制了新能源入市的竞争力。

 

其次,电力中长期市场流动性不足,也是新能源入市面临的重要问题之一。

 

当前的中长期市场,年度批发和零售合同按照价差模式一次签订完毕,电量比例约达85%,且量价全年锁定、双边合同无法变更。部分政策设计者仍然沿用计划思维,强行要求现货市场向中长期交易结果靠拢,以实物性质按照曲线签约。

 

然而,在现在的技术水平下,新能源无法准确预测未来出力,实际出力曲线与合同约定的曲线偏差较大,而且相对灵活的期货交易还未被允许开展,当新能源出力不足时现货价格比较贵,欠发电量高买低卖,降低了新能源最终结算电费。

 

此外,新能源的环境价值本应当在绿证、绿电市场得到体现,但在我国,这两个市场发育还不够成熟,交易规模也非常小,尚难发挥应有作用。

 

新能源出力不稳定的缺陷,可通过投入灵活性调节性资源予以弥补。只要有资源投入,就能够核算出成本,就可以在市场上实现回收,按照“谁受益、谁承担”的原则,新能源很容易为自己的缺陷买单。相反,化石能源却很难为自身的“高碳”缺陷承担足够的成本,这就导致新能源的低碳优势很难完全通过市场化方式得到发挥。

 

针对这些问题,政府也在逐步探索新能源入市相关更完善的机制。例如,建立与新能源发电特性、供需形势相适应的完善的分时电价机制,提高用能市场主体对新能源的消纳能力;完善中长期、现货价格衔接机制,发现电力真实价值,引导电力合理投资规划;完善电力辅助服务市场机制,建立新型储能容量电价机制;推动绿证、绿电市场发展,保障绿色能源的环境价值兑现等。

 

综合来看,市场化看似是新能源绝境之下不得不登的“救生筏”,实则是产业实现长期稳定发展的必由之路和有利选择。站在内焦外困的十字路口,不仅政府要加快完善相关体制机制,新能源企业自身也需要打破“旱涝保收”的固有观念,面对挑战和风险,探索一条属于中国新能源产业的未来通路。

 

(编辑:霍吉平  审校:张艳)
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