136号文的下达,吹响了新能源电力全面入市的总号角。一时之间,新能源圈内顿感山雨欲来,压力山大。
国家发改委、国家能源局日前下发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(即136号文)规定:
除光热项目、海上风电项目外,风光新能源项目上网电量原则上全部入市,市场内上网电价通过市场交易形成,市场外建立差价结算的机制;各地方政府要在2025年底前出台地方配套政策。
尽管对于新能源入市早有心理预期,但是全面入市鼓点如此雨疏风骤,新能源企业还是始料未及。
陆上风电、集中式光伏尤其是分布式光伏,在新能源全面入市以及新能源差价结算机制下,收益率会有什么影响?存量项目衔接新能源保障性收购政策,收益有一定保障,那增量项目呢?还有没有未来?
更加不确定的是,136号文作为顶层设计仅仅规定了大原则,政策具体落地更多是给予了地方政府去发挥。在央地政策衔接中,新能源入市后的收益不确定性,尚有诸多盲点。
在136号文持续发酵并震荡期间,这些盲点也持续困扰着新能源项目业主方、投资方,在圈内外引发了持续的争议和讨论。
目前业界争议的一个焦点是,新能源差价结算机制实施后,原有的绿证要怎样处理。136号文明确,要强化改革与绿证政策协同,纳入可持续发展价格结算机制的电量,不重复获得绿证收益。
按照文件字面意思去理解,那就是纳入新能源差价结算机制这部分电量,因为已经获得了机制电价的补贴,就不能够再重复获得绿证收益了。然而,恰是在这一点上,目前圈内争议很大,各方都在密切关注地方政府如何配套落地。
本来,绿电绿证市场与电能量市场,并不是同一个市场,前者是针对新能源绿色价值的,后者则是针对绿电的电能量价值。
正是为了补偿新能源的环境和绿色溢价,才有了绿电绿证市场,不能说绿电获得了电能量收益,就否定其绿色溢价。并且,从获得收益的来源来说,绿电收益也并非是从系统运行费用去支出,不给绿证收益并不合理。
对此,业界声音呼吁,各地制定配套政策不一定非得把绿证给锁死了,把机制电量获得绿证的可能性给完全排除掉,该发的还是要发,该补的还是要补,该扣的还是要扣,只要绿证收益不从系统运行费用里面支出就行了。
此外,也有业界专家提出,国家能源局要求绿证全覆盖,尽管中间会遇到这样那样的问题,但绿证原则上还是要核发给发电企业,哪怕是在形式上先走一遍,核发绿证后划转到公共账户,而这个账户对应的是全体工商业用户,相当于绿证免费分配给了全体工商业用户。
核发绿证后,绿证补贴要怎么处理?国家明确了的绿证,还按原有方式补贴,这方面的事权属于国家。机制电量这部分对应核发的绿证,由于全体工商业用户出了钱,秉持谁出钱谁受益的原则,也由全体工商用户所有,绿证直接免费划转给工商业用户。
取消原有的保障性收购,新能源全面入市参与电力市场。实行差价结算机制后,这里面还存在一个问题,那就是机制电量能不能参与中长期市场?
电力市场是由两部分构成的,一个是中长期市场,一个是现货市场。政策鼓励新能源参与中长期市场,并且希望参与市场的时间颗粒度更加精细化,最好做到日前市场。
但是136号文的差价结算机制,与英国实行了8年之久的差价合约,结算方式上有很大的不同。英国差价合约结算,是跟实时的交易价格做差价,合约价跟发电企业的实时交易价格做差价,从而获得补偿。而136号文推出的差价结算机制,是跟新能源的月度平均交易价格做差价。
本质上,差价结算机制是一种价格补贴,因而是一个类金融性质的合同,中长期市场也是一个类金融性质的合同,所以,差价结算机制与中长期市场两者要怎样平衡?未来是不是需要有一个更明确的政策?业界的疑问是,差价结算机制实施后,机制电量部分还能不能进入中长期市场?
对此,业界更有担心,比如像西北地区,那么多的新能源项目,如果都不能再参与中长期市场了,那中国的中长期的市场,是不是又变成了火电为主的市场?
这不仅是火电重新一家独大的问题,更重要的是会影响新能源项目的最终收益。以光伏为例,光伏发电午间现货市场均价早已跌破0.15元,有的甚至跑出了4分钱、3分钱的地板价;在中长期市场,光伏是能够获得0.2元左右的中长期电价的。
如果进入差价结算机制后,机制电量不能再进入中长期市场,结果就是此盈彼虚,整体收益降低,机制电价的保障作用就大打折扣了。
对全面入市最感恐惧的,是分布式光伏。这是因为,陆上风电和集中式光伏七成以上都已参与市场交易了,只有分布式光伏还一直处在政策保护的温室中。马上分布式光伏不仅要直面市场竞争,还要承担各项费用,叫它如何不恐慌?
全面入市分存量、增量项目。存量项目的机制电价和机制电量,136号文要求妥善衔接原有的新能源保障性收购,价格对标煤电基准电价,量价都有保障,预期是稳的。
比如,增量项目的机制电价,136号文要求各地要预先设置一个上下限,然后由所有增量新能源项目报量报价参与市场竞价,最终形成一个机制电价,在此基础上做价差结算。
竞价时按报价从低到高确定入选项目,机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定,初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
这样的话,参与竞价的新能源企业,报价不可能高于竞价上限,因为报高了就直接出局;而报低一点会有好处,如果100个项目同时竞价,按报价从低到高确定入选项目,即便所有企业报价都没有超过竞价上限,但是报高的话搞不好还会出局。
那各省要怎样去设置竞价上下限呢?各省考虑到本地的经济发展、工商企业的竞争力等因素,不大可能设置高竞价上限,压力还是会传导至新能源业主方。至于竞价下限,原则是说不要无底线、无序竞争,所以不能定过低。
问题的关键,还是上限怎么定。而这个上限,不大可能会去对标各地煤电基准电价。更何况,就算是定了一个新能源业主比较满意的竞价上限,按报价从低到高确定入选项目这一条就决定了,新能源业主根本就不敢奢求高价。
136号文反复说到妥善衔接,机制电量、机制电价都要妥善衔接各地的新能源保障性收购的量价规模,也就是说,希望差价结算机制能平稳对应目前14.1亿千瓦的新能源装机规模。
然而,这当中最大的变量、也是最确定的变量,就是中国新能源装机的逐年飙升。2023年新增了近3亿千瓦,2024年新增了3.6亿千瓦,到2030年,每年新增新能源装机至少都在2亿千瓦以上。按照这个速度下去,到2060年实现碳中和时,中国新能源装机会装到多少?
海量装机的持续增长,是巨大的压力传导。随着新能源电量的增长,新能源电价面临巨大的持续下行压力。当然,差价结算机制的推出,目的就是要托住这个下行压力。
现在的问题是,差价结算机制到底有多大的托举之力?毕竟,这个托举之力只有对标未来五十亿千瓦以上的新能源装机,才能真正起到效果。
这就带来另一个问题,中国准备好放开终端电价了吗?差价结算机制的费用,要从系统运行费用中出的,也就是从工商企业的电价中出。如果终端电价不能涨或者上涨幅度不够,差价结算机制要怎样有效运行呢?
从宏观环境和中央精神看,电价上涨的难度非常之大,甚至说没啥可能性。这也是为什么136号文反复申说要稳妥衔接,要稳定终端电价,要考虑工商企业的承受能力。
差价结算机制的机制电价,上有海量新增新能源装机带来的电价下行压力,下有终端电价不能大幅上涨的底线,机制电价会有多大的腾挪空间?疑问会一直存在。
海量新能源装机增长下,电网难以跟之前一样做到保价保量全额收购,出路就只有市场化。新能源电量入市叫卖,价格是低了,但也比保障不了收购被弃掉好很多。
可问题是,并不是随行就市、价格走价了,新能源的消纳量就会直线上升,绿电采购难依然存在。
近日,在一场省级绿电市场研讨会上,腾讯绿电采购部门经理表示,腾讯2025年总共签约采购了35.6亿度的绿电,广东20亿度,江苏10亿度,冀北有3.5亿度,天津7000度。
但是,该部门经理表示,并不是企业想采购多少绿电,最终就能采购多少。特高压输送绿电能力不够,或者广东电网分配给腾讯的绿电没那么多,那绿电采购合同最终还是履约不了。
也就是说,新能源市场化交易尽管能有效激活市场,是绿电占比能否随着装机的增长而同步增长,最终还是取决于电力系统能否提升新能源的消纳比例。
数据表达更为直观。以新能源大省山东为例,截至2024年底,山东可再生能源装机达到1.15亿千瓦,历史性超过煤电装机(1.05亿千瓦)。但是,风光新能源发电量占比仅为13%左右。
山东风光新能源装机渗透率为47%,甚至超过了全国的42%。2024年全国风光新能源发电量1.83万亿千瓦时,系统占比18%。山东风光新能源装机渗透率比全国水平高了5个百分点,但是发电量占比比全国水平少了5个百分点。
上面腾讯采购绿电以及山东新能源发电量的案例表明,市场化不完全能解决所有问题。或者说,加速新能源的市场化,全电量入市,新能源发电量不一定能够大幅上升。
市场化有助于增加新能源发电量,但起决定性作用的还是系统消纳能力的大幅提升。2024年,德国风光新能源发电量占比达到47%以上,可再生能源发电量占比甚至突破了60%。德国新能源的核心竞争力,是其电力系统对新能源的消纳能力很强。
德国能做到的,中国一样也能做得到。前提条件是要弯下腰去,苦修苦练消纳能力,这也是新型电力系统建设的核心目标。
综上,尽管差价结算机制试图缓解新能源对未来收益的焦虑,但是,上述五大迷途仍在深深困扰着新能源投资者。更多的细节问题,有待各省配套政策的最终落地给出答案。
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