6月6日,國家能源局新能源司與光伏行業(yè)協(xié)會部分企業(yè)代表的座談會就光伏行業(yè)的健康發(fā)展提出了六點意見,“加大電力體制改革力度,切實推動分布式發(fā)電市場化交易試點”是其中非常重要、也是業(yè)內(nèi)非常期待的一條措施,更有業(yè)內(nèi)人士將市場化交易視為光伏產(chǎn)業(yè)新的春天。在去補貼的殘酷背景下,給市場注入強心劑的心情可以理解,但理性分析,分布式發(fā)電市場化交易對提升光伏項目收益率的作用實在有限,而且是階段性的。長期來看,光伏完全參與未來電力市場并具備和傳統(tǒng)能源的競爭力還任重道遠。
分布式發(fā)電市場化交易對光伏收益提升的作用有限
新政下,對于有指標的項目補貼損失額度為0.05元/kWh,對于沒有指標的項目補貼損失額度為0.37元/kWh(即考慮不拿補貼)。通過分布式發(fā)電交易手段對光伏收益提升的作用主要體現(xiàn)為:一是可以以相比標桿上網(wǎng)電價更高的價格賣給附近工商業(yè)用戶;二是就近交易不用考慮交易范圍以外的輸配電價,減少了交易成本,但仍要考慮交易范圍內(nèi)的“過網(wǎng)費”。
在這一邏輯下,分布式發(fā)電市場化交易彌補“降補”的損失就很好計算了。通過分布式發(fā)電交易手段能拿回多少損失則主要取決于項目參與交易的電量、交易電價和“過網(wǎng)費”。而對于完全自我消納的分布式光伏項目而言,由于沒有余電能夠參與交易,則享受不了市場化交易帶來的紅利,也就是說這類項目完全不能通過市場化交易彌補“降補”帶來的損失。
所幸的是,在現(xiàn)有規(guī)則下,光伏參與分布式發(fā)電交易無需考核偏差電量和交易曲線,“過網(wǎng)費”在現(xiàn)有輸配電價機制下也相對偏低。然而即便如此,項目通過分布式交易提升的收益也很有限,并不能完全抵消“降補”帶來的收益損失。
未來電力市場環(huán)境下光伏市場化交易將面臨更殘酷的事實
我國電力體制改革總體而言仍處于起步階段,交易規(guī)則還比較簡單,輔助服務(wù)市場對于電力交易的重要性和獎懲機制仍有待體現(xiàn),輸配電價機制的合理性也有待完善。然而當我國真正完成電力市場建設(shè)后,未來光伏參與分布式發(fā)電交易將面臨更殘酷的事實。
一是參與交易電量部分的“過網(wǎng)費”很可能比現(xiàn)在價格更高,并且考慮交叉補貼因素后該部分交易成本將進一步抬高。我國電力體制改革并不是孤立的就某一項內(nèi)容進行的改革,輸配電價、電力市場、配售電等都是協(xié)同一體化的改革。在光伏行業(yè)紛紛叫屈的今日,電改另一個主力軍增量配電網(wǎng)早已在不停喊冤。增量配電改革面臨的一個主要問題是現(xiàn)有輸配電價機制對配電成本的合理反映。而一旦通過增量配電業(yè)務(wù)對標后發(fā)現(xiàn)應(yīng)該抬升配電部分“過網(wǎng)費”時,分布式光伏也將付出更高的交易成本。
二是偏差考核和發(fā)電曲線的問題。偏差考核和發(fā)電曲線是未來電力市場環(huán)境下光伏參與市場繞不過去的一道坎。眾所周知,光伏的發(fā)電曲線是不可控的,那就需要通過購買輔助服務(wù)解決這個問題,隨著輔助服務(wù)市場的完善,這絕對是一筆可觀的成本費用,這也將導(dǎo)致未來光伏參與分布式發(fā)電交易成本的進一步上升。而且一旦光伏參與現(xiàn)貨市場,這些問題將更加突出。
認清形勢比盲目期望更重要
目前中國電力體制改革才剛起步,很多規(guī)則并不完善,但是對于光伏項目參與分布式發(fā)電交易而言,也給了光伏行業(yè)適應(yīng)電力市場的一個緩沖期。在“降補”背景和現(xiàn)有的分布式發(fā)電交易規(guī)則下,即便隨著光伏成本的降低,光伏項目通過分布式發(fā)電交易能夠?qū)崿F(xiàn)可觀的收益率,但行業(yè)也要認清形勢,應(yīng)具有對未來電力市場環(huán)境的憂患意識。
未來能源系統(tǒng)一定不是能源品種和市場機制孤立存在的系統(tǒng),而是不同能源種類和市場機制耦合的復(fù)雜系統(tǒng)。毫無疑問,以光伏為代表的綠色能源將是未來能源系統(tǒng)的主力軍。對于光伏投資而言,未來考慮的不僅僅是光伏本身參與市場化交易如何收益,而是如何結(jié)合諸如配電網(wǎng)、儲能等形成具有互補性的、可持續(xù)性的綜合能源系統(tǒng),而這類綜合能源系統(tǒng),才真正具備未來市場化交易的競爭力。
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