進入2024年，各省相關(guān)政策陸續(xù)下發(fā)，其中電力交易與調(diào)度計劃等政策，涉及光伏保障小時數(shù)、上網(wǎng)電價，備受行業(yè)關(guān)注。近期以來，廣西、甘肅、河南、四川等地陸續(xù)發(fā)布了相關(guān)政策。
總體來看，光伏上網(wǎng)電價的波動性越來越大，當前的政策一方面保量保價的比例大幅降低，另一方面，隨著光伏電力進入市場交易的比例增加，收益率測算愈發(fā)困難。
隨著新能源進入電力市場交易進度的加快，無論是新能源投資決策還是運營生產(chǎn)部門，都需要高度關(guān)注年度電力交易相關(guān)政策，以支撐項目投資與收益。
河南：推動新能源參與中長期交易，戶用光伏出現(xiàn)限電！
2023年12月29日，河南省發(fā)改委發(fā)布《河南省優(yōu)化工業(yè)電價若干措施的通知》，文件明確推動新能源電量參與中長期交易。自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內(nèi)風電、光伏電量按不高于我省燃煤發(fā)電基準價參與市場交易，引導工商業(yè)用戶優(yōu)先消納新能源電量，實現(xiàn)新能源電量在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，降低工商業(yè)用電成本。研究實施午間平(谷)段電價、重要節(jié)假日午間深谷電價等措施。
但在1月11日，河南省發(fā)展和改革委員會、國家能源局河南監(jiān)管辦公室下發(fā)的《河南省2024年電力交易有關(guān)事項的通知中，文件指出省內(nèi)風電、光伏電量優(yōu)先滿足居民、農(nóng)業(yè)用電需求，剩余新能源電量按照政府授權(quán)中長期合約(簡稱授權(quán)合約，下同)納入電力中長期交易管理，上網(wǎng)電價執(zhí)行我省基準價，與市場化用戶形成授權(quán)合約，優(yōu)先其它交易電量結(jié)算。
不過，除了電價之外，對于河南的光伏電站來說，當前限電的問題是影響項目收益的關(guān)鍵因素。據(jù)了解，2023年河南省新增光伏將近15GW，其中大部分為戶用光伏電站，隨著光伏裝機的快速增長，在光伏大發(fā)的午間時段，河南不少地區(qū)出現(xiàn)了拉閘限電的情況。
2023年，河南新安縣給戶用光伏用戶發(fā)送短信通知，明確上午9點到下午1點之間，光伏發(fā)電量為零，這意味著在這段時間內(nèi)，該縣的所有光伏電站處于停運狀態(tài)。據(jù)介紹，不僅僅是新安縣，河南其他一些地方也實施了類似的發(fā)電限制，但具體限電時間段存在些許差異，有些地方將限制發(fā)電的時間段從中午12點延續(xù)至下午2點。
四川：光伏優(yōu)發(fā)電量600h，枯、豐水期各350h、250h，剩余進入市場交易
根據(jù)四川省經(jīng)信廳《2024年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》的通知，2024年風電、光伏機組(扶貧光伏除外)優(yōu)先發(fā)電量根據(jù)風光機組發(fā)電特性，風電項目利用小時數(shù)暫按800h確定(枯水期500h、豐水期300h)，光伏項目利用小時數(shù)暫按600h確定(枯水期350h、豐水期300h)，其余部分按2024年省內(nèi)電力市場交易總體相關(guān)要求參與省內(nèi)市場；扶貧光伏按資源條件對應的發(fā)電能力全額安全為優(yōu)先發(fā)電計劃；競價項目按競價文件確定的方式安排。風光機組(扶貧光伏除外)優(yōu)先電量可在風光機組間轉(zhuǎn)讓，可以調(diào)減，不足部分參與市場，2024年轉(zhuǎn)商運的風光機組優(yōu)先電量不能轉(zhuǎn)往。
《四川省2024年省內(nèi)電力市場交易總體方案》明確風電、光伏發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電量以外的電量，須直接參與電力交易。電力用戶在打捆購入非水電量后，其余電量通過直接交易購入風電、光伏市場電量的交易方式與水電相同。風電、光伏市場電量的交易電價參照水電交易電價的市場化價格機制形成，限價范圍與水電相同。
在《2024年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》中，風電、光伏機組(扶貧光伏除外)優(yōu)先發(fā)電由保量保價和保量議價兩部分構(gòu)成，其中保量保價部分全部為豐水期電量，風電項目利用小時暫按800小時確定，光伏項目利用小時暫按600小時確定。
與2023年相比，2024年光伏項目保量保價小時數(shù)沒有變化，均為600h，但豐水、枯水期的比例發(fā)生了變化。這意味著，在豐水期(5-10月)，水電電力供應充裕的階段，即市場化電價較低，但光伏入市交易的比例提高了。有行業(yè)人士測算，相比于2023年，風電電價大約會降低7分/度左右。
根據(jù)風芒能源此前報道，“風電項目豐水期(5-10月；按經(jīng)委節(jié)能平衡分)保量保價按401.2元/兆瓦時執(zhí)行。2023年預測豐水期(6-10月；按電網(wǎng)水期結(jié)算分)市場電價可到150元/兆瓦時左右，枯水期(1-4月，12月；按電網(wǎng)水期結(jié)算分)390元/兆瓦時左右；平水期(5月、11月；按電網(wǎng)水期結(jié)算分)260元/兆瓦時左右”。
目前來看，在四川、云南、青海這種水電大省，風光參與市場化交易的價格基本會綁定水電而動，年度來水情況、外送情況、負荷增加、新增裝機等因素都是影響市場交易價格的重要因素。隨著風光入市交易的比例逐步提高，新能源上網(wǎng)電價的波動調(diào)整已是勢在必行。
廣西：2024年集中式風電、光伏政府授權(quán)合約電價0.38元/千瓦時
2023年12月29日，廣西工信廳等三部門聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于2023年廣西電力市場交易實施方案的通知》，提出：2024年，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易，集中式風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為800小時，集中式光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為500小時，執(zhí)行煤電基準價。
2024年1月7日，廣西工信廳、發(fā)改委再次發(fā)布《關(guān)于明確新能源發(fā)電企業(yè)政府授權(quán)合約價格有關(guān)事宜的通知》，明確政府授權(quán)合約價格集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)為0.38元/千瓦時。在結(jié)算政府授權(quán)合約差價費用時暫按上述政府授權(quán)合約價格執(zhí)行，后續(xù)視電力市場交易運行實際情況，結(jié)合成本調(diào)查，經(jīng)報上級同意，再對政府授權(quán)合約價格進行優(yōu)化調(diào)整。
甘肅：光伏電量中長期交易電價不高于0.1539元/度
2023年10月27日，甘肅省工信廳發(fā)布《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》，明確新能源發(fā)電交易價格機制：，新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數(shù)(峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5)，各段交易價格不超過交易基準價。電力用戶與新能源企業(yè)交易時均執(zhí)行國家明確的新能源發(fā)電價格形成機制。
執(zhí)行峰谷分時電價機制的其他用戶：依據(jù)《甘肅省發(fā)展和改革委關(guān)于進一步完善我省分時電價機制的通知》(甘發(fā)改價格〔2021〕721號)明確的工商業(yè)用戶峰谷時段執(zhí)行：其中峰段為7:00至9:00、17:00至23:00；平段為23:00至24:00、0:00-7:00；谷段為9:00-17:00。
這意味著，光伏大發(fā)的時段均為谷段，按照0.5谷段系數(shù)，從9:00-17:00中長期交易價格不得高于0.3078*0.5=0.1539元/千瓦時。
不過，需要特別指出的是，上述限價是針對甘肅省新能源參與中長期交易的限價，對于發(fā)電企業(yè)來說，如果中長期價格過低，那么會將更多的電量推進現(xiàn)貨交易。據(jù)相關(guān)專家介紹，根據(jù)不同區(qū)域的負荷情況，甘肅河東、河西的現(xiàn)貨價格有所差別，其中河東地區(qū)光伏全進現(xiàn)貨的交易價格也會高于0.1539元/千瓦時。從下圖也可以看到，甘肅光伏現(xiàn)貨價格大部分時間是高于0.1539元/千瓦時這一限價的。
但實際上，在電力交易市場中，電價的變化牽一發(fā)而動全身，2023年甘肅新能源裝機再創(chuàng)新高。根據(jù)數(shù)據(jù)，截至2024年1月4日，甘肅新能源裝機達到5491萬千瓦，占全省電源裝機容量的61.27%。其中，2023年全省新增新能源并網(wǎng)1943.22萬千瓦，新能源發(fā)電量684億千瓦時，同比增長29.8%，占比32.73%。隨著新能源裝機與電量的增長，電力現(xiàn)貨價格還要看當?shù)刎摵?、送出是否能夠及時跟上，否則也將進一步影響風光的交易電價。
云南：光伏35%~45%電量參與交易，交易價不足0.3元/度
2023年12月14日，云南省發(fā)改委、云南省能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于進一步完善新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》明確，2024年云南省風電、光伏項目的電價將減少以“煤電基準價”結(jié)算的比例。
1)2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網(wǎng)的項目，繼續(xù)執(zhí)行2023年上網(wǎng)電價機制。
2)2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的55%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價
3)2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的50%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的45%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價。
這意味著，在上述保障比例之外的項目將進入市場參與電力交易，按照交易價格執(zhí)行。根據(jù)《2021年云南電力市場化交易實施方案》風電場、光伏電廠枯水期(1-4月、12月)、平水期(5、11月)全部上網(wǎng)電量參與市場化交易，汛期(6-10月)全部上網(wǎng)電量均安排為保障居民電能替代電量，按照月度集中競價交易成交均價結(jié)算。
光伏扶貧項目按照有關(guān)文件規(guī)定執(zhí)行，不參與市場化交易。從2023年云南電力市場成交價格可以看到，汛期水電成交均價均在0.2元/度以下，其余時間交易均價約在0.2-0.3元/度左右。
綜上，新能源參與電力市場交易，從目前的制度與執(zhí)行情況來看，上網(wǎng)電價很難達到此前燃煤基準價的水平。根據(jù)蘭木達數(shù)據(jù)，與2022年相比，光伏方面，2023年山西、甘肅光伏度電現(xiàn)貨收入下降；山東、蒙西度電現(xiàn)貨收入上漲。風電方面，除蒙西風電度電現(xiàn)貨收入上漲，其他價區(qū)度電現(xiàn)貨收入均下降。
來源：世紀新能源
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