多点布局,非水可再生能源指标的出路何在

 企业文化     |      2020-01-02 09:19

随着北京、广州两大电力交易中心的挂牌,预期电力直接交易也将获得更进一步的推进。而作为新能源之一的光伏发电企业,可能也不得不主动或者被动的为此早做准备。

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导读:3月1日上午,北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌,标志着区域电力市场正式建立,电力市场化又前进了一大步。但是对于新能源电来说,区域电力市场是解药还是毒药?我们觉得,不好说!未来新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下才能解决。

实际上,早在去年,出于缓解“弃光”之困,甘肃就已经组织了新能源企业参与大用户直购电交易。

对于以“五大四小”为代表的发电企业而言,15%的非水可再生能源配额指标一直是一支悬在头上的达摩克利斯之剑。距离2020年考核大限不足3年,如何完成这一硬性指标,成了困扰发电企业们的一大难题。 那么,发电企业完成非水可再生能源指标的出路究竟何在呢? 完不成非水可再生能源指标 或将导致电企被取消发电许可 早在2016年,国家能源局下发了《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》,明确要求对燃煤火电机组强制实行非水可再生能源的配额考核机制,2020年,国内所有火电企业所承担的非水可再生能源发电量配额需占火电发电量的15%以上。同时,通知中明确规定,对于没有完成配额要求的燃煤发电企业,应责令其在规定期限内完成配额要求,逾期仍未完成的,取消该发电企业的发电业务许可证。 此政影响最大的无疑是以国家电网、华能、大唐、华电、国电、国家电投等”五大四小“为代表的发电企业。截至2014年底,“五大四小”发电集团火电装机量为525GW左右,占全国火电装机总量的57%。从拥有煤电机组的发电集团装机量来看,风电和光伏装机量占比仍然较低,装机量超过15%的仅有国电集团,大部分发电集团这一比例都在10%以下。 目前,距离距离2020年大限又近了一年。电企们是否已经找到了应对之策呢? 寻找生机 发电企业完成非水指标的出路有哪些? 综合来看,能帮助电企们完成非水可再生能源指标的方式有以下几种: 1.绿证交易。绿证交易制度的实施可以为发电企业提供了一个可再生能源的交易平台。企业可以通过绿证交易来获得可再生能源的份额。但是仅凭绿证交易,无疑是杯水车薪,远远不能满足需求。所以解决问题的根本出路,还是在于要加大非水可再生能源项目的持有量。 2.风能电站。风能是一种无污染、零排放、取之不尽用之不竭的自然资源,电企可以通过对风能电站的建设或持有来增加非水可再生能源份额。不过由于风能电站对当地的风力条件要求苛刻,发电不稳定等劣势。在电力需求更多、而风能匮乏、土地资源紧张的东部地区无法落地建设。即便是风能较为集中的西部地区,弃风现象也十分严重。据统计,2016年,风电发电量524.64亿千瓦时,弃风电量262.25亿千瓦时,弃风率33.34%。西北五省中,甘肃、新疆、宁夏风电运行形势最为严峻,弃风率依次为43.11%、38.37%和13.05%。此外,陕西弃风率为6.61%。 3.潮汐电站和地热电站。潮汐电站和地热电站也是利用自然资源进行发电的非水可再生能源,然而潮汐电站和地热电站要求建设海湾或有潮汐的河口。而地热电站要求地下有热水、高温岩体或蒸汽资源,因此此类电站数量很少,更无承担重任的可能。 4.光伏电站。由于太阳能几乎无处不在,光伏电站可以在国内大部分地区建设。而且光伏电站转化率高、发电量相对稳定。由此看来,能够帮助发电企业完成非水可再生能源指标的这一重担只有落在光伏电站的肩上。 光伏电站能否承担完成非水指标重任? 众所周知,光伏电站根据建设形式和规模,可分为大型集中式地面电站和分布式光伏电站。而在我国,光伏电站的主力军是大型集中式地面电站。整个2016年,中国光伏新增装机容量达到34.54GW,其中地面电站30.3GW,占比超过87%。 不过,土地、限电、补贴指标等始终没能解决,成为阻碍集中式地面光伏发展的三座大山。再加上我国集中式光伏电站由于项目过于集中、电网不易消纳、输送困难等原因,“弃光现象”越来越突出。据统计,2016年,光伏发电量287.17亿千瓦时,弃光电量70.42亿千瓦时,弃光率19.81%。尤其以新疆、甘肃弃光现象最为严重,弃光率分别高达32.23%和30.45%。如此高的弃光率导致地面电站的投资收益率难以保证。 由于并网配额指标的限制,地面光伏电站在630以后却面临并网难的问题。在630之前,冀北电网就已暂停大规模630并网请求,50多个光伏电站无法并网。暂停的一个重要原因就是:目前冀北电网的可再生能源装机比例过高,可能会影响到首都的供电安全。截至2016年底,河北省累计总装机6324万kW。其中,风电1188万kW,光伏443万kW。风电和光伏的累计装机量,已经占到河北省总装机的26%。冀北的可再生能源比例高于冀南,可再生能源装机应该已经在30%左右。这将可能会对电网的安全运行造成影响。 而在南方,水电占比过高导致地区上网电价下降。此前,云南、四川曾因为由于本省水电装机比例超过了70%。以水电的上网电价代替脱硫煤电价。如此一来,已经并网的光伏电站上网电价相当于降低0.1元/kWh左右。上网电价的下降意味着投资收益率的下降,这对地面光伏电站在这些地区的发展是非常不利的。 在广大西部地区,地区限电导致电力外输困局。为了解决西部电力消纳问题,我国建设了20多条特高压省际外送通道。然而,一方面输电有成本,特高压的成本尤其高;另一方面,远距离输电,电力损耗特别严重。因此,本省消纳能力相对于装机严重不足的地区,必然会产生限电。 在西部限电情况下,东部的光伏电站因为几乎无空地可用,因此项目多是以“农光互补”的形式开展,这带来了土地费用的大幅增加。 光伏扶贫项目由政府主导,收益率不高,而且指标有限,并非是电企的最佳选择。而领跑者基地项目竞争激烈,狼多肉少,而且政府更倾向于选择拥有制造能力的光伏企业,电力企业更无多少机会。 以上种种困境,导致目前地面光伏电站、农光互补电站、光伏扶贫项目和领跑者基地项目都难以完全承担完成非水可再生能源指标的重任。 屋顶分布式光伏电站是完成非水指标的最佳选择 近年来,分布式光伏电站发展势头十分迅猛。据权威人士分析,2017年上半年,光伏电站新增装机量预计将突破22GW,其中工商业屋顶分布式光伏预计新增3.5GW,占比超过16%。 分布式光伏电站之所以能有如此快速的发展,正是因为具有如下优势:一是因其利用闲置屋顶资源,不占用空地资源。在土地资源非常紧张的东部地区也可以进行建设,不受地域限制。二是可以隔墙售电,分布式发电项目所发的电不仅可以自发自用,满足自用需求,还可以与配电网内的就近用户进行电力交易,并委托电网公司代为收缴电费,保障经济收益。三是政府补贴发放及时。因光伏补贴是惠民工程,政府会优先发放屋顶分布式光伏电站的光伏发电补贴。 正是这些优势,让分布式光伏项目成为各大光伏投资商争相投资的最佳选择。 优质屋顶资源稀缺 必须抢先布局分布式 对于发电企业而言,大举进军分布式光伏领域并非可以一帆风顺。他们将遇到最大的问题:适合建设分布式光伏电站的优质屋顶已经成了稀缺资源。 630并网狂潮的背后,是诸多新能源企业对优质屋顶资源的一轮又一轮的抢占和掠夺。例如山东,近30家光伏企业已经把山东省内的优质屋顶资源瓜分完毕。在全国其他地方也是如此。因此,在630以后,留给发电企业的优质屋顶资源所剩无几。优质屋顶资源的存量稀缺,使得各发电企业必须重新审视完全依靠自身去建设分布式光伏电站的困难度和必要性。 建不了分布式光伏项目,那么就只能进行收购。而各大分布式光伏投资商目前持有的屋顶资源,都是经过重重筛选的优质屋顶资源,建成后也将是优质分布式光伏项目。“五大四小”们通过对这些已有项目的收购,可以跳过繁琐的寻找屋顶、规划、论证、设计、建设、并网等过程,快速完成15%非水可再生能源指标配额。 无论是自建,还是收购,发电企业都必须抓紧对分布式光伏项目的扩增。因为非水可再生能源的未来出路就在分布式,“得屋顶者,得天下。”

3月1日上午,经过数月筹备的北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌,标志着区域电力市场正式建立。两大交易中心将组织开展跨区跨省电能交易、电力直接交易等交易服务。

基于现有形势看,不论是基于政策层面的倾向还是“限电”背景下的无奈之举,光伏企业参与电力直接交易,也是大势所趋。

北京电力交易中心由国网独资设立,广州电力交易中心由南方电网占比三分之二。

不过,就新近出台的两大电力交易中心的定位来看,现有的电力交易仍然属于部分管控中的交易,这也意味着其并不能完全实现自由交易。换句话说,不论是大到某一个省,还是小到某一个企业,即便其有通过降低电价让利来实现多发电的意图,但如果电网输送条件不能配合,也很难达成交易。

据了解,北京电力交易中心成立后,业务层面上将与电网企业其他业务分开,财务层面上独立核算、自负盈亏,运营层面上按照政府批准的章程和市场规则提供交易服务。

对于光伏发电企业而言,受这种半市场化的交易影响最大的,可能是哪些电站过于集中在某个地区的企业,如果当地的电网条件受到限制,那么这类企业就很难规避风险。而那些电站项目多点布局的企业则可以通过“不把鸡蛋放在一个篮子里”来分散风险,对此类企业来说,即便一个地方的电网条件受限,但起码还存在着“东方不亮西方亮”的可能。

银东直流交易新能源占两成

事实上,在光伏电站项目的布局上,与此前通过各种战略协议等方式锁定某一个地方不同,一些企业已经开始尝试“多点开花”的方式来投资光伏电站。

北京电力交易中心主要开展中长期、年度、月度等交易,银东直流跨区电力用户直接交易成为中心正式挂牌后的首个市场化跨区跨省交易业务。未来交易中心将结合有序放开的发用电计划,根据发用电方的需求,组织开展有关交易。

电力交易大幕拉开

据北京电力交易中心信息显示,银东直流跨区直接交易由北京电力交易中心组织山东省内的30家电力用户和824家西北发电企业开展交易,达成交易电量90亿千瓦时。

作为近几年国内光伏电站投资增长较快的地区之一,甘肃早在2015年就通过组织光伏企业参与大用户直购电。

银东±660千伏直流输电工程(西起宁夏宁武坑口电站,东至山东胶州)是“西电东送”工程的主线路,线路全长1335公里,投资总额约104亿。据媒体报道,2015年银东直流全年输送电量达295.75亿度,同比增长4.9%。

资料显示,在甘肃省组织的第一次新能源企业参与的大用户直购电中,共有甘肃省65家风电场和97家光伏电站参加,总装机容量共1469万千瓦。而与之不相称的是,在供求方面,甘肃省发改委启动新能源企业的大用户电量交易电量仅62750万千瓦时,供大于求的形势,使得竞争异常激烈。

本次作为售电方参与交易的发电企业包括3 个配套电源企业以及陕西、甘肃、青海、宁夏地区70家火电企业、272家风电和482家太阳能发电企业。

尽管对于甘肃推出的光伏电站参与大用户直购电交易也伴有争议声,但就现有的可供选择的条件来看,不论是基于政策层面的倾向还是“限电”背景下的无奈之举,光伏企业参与电力直接交易,也是大势所趋。

本次交易采用双边协商、集中竞价两种方式,其中集中竞价阶段火电、新能源企业与山东用电企业开展交易,达成交易电量50亿千瓦时。双边协商交易阶段,银东直流3个配套电源企业与购电方开展交易,达成交易电量40亿千瓦时。交易结果将在2016年3月至12月之间执行。

在此次两大电力交易中心的组建中,对其职能的表述之一,就是开展市场化跨区跨省交易,促进清洁能源大范围消纳。

西北发电企业考虑输配电价、网损、工业企业结构调整专项资金后,参与集中交易并以边际电价法出清的确定交易电价。

与之相对应的是,在此前出台的电力体制改革的一系列配套文件中,也提出在确保规划内的可再生能源优先发电的同时,鼓励可再生能源参与电力市场,提高可再生能源消纳能力。

最终,售电方共申报电价1500亿千瓦时,最终成交90亿千瓦时,成交比率为6%,按照概率来讲银东发电企业交易成交率远超过2016年A股打新中签率。购电方共申报145亿千瓦时,最终成交90亿千瓦时,成交比率为62%。据某电网工作人员介绍,此次成交的90亿千瓦时可谓体量惊人,仅此一回银东直流就大致相当于南方西电东送交易一个月的量。

而就企业层面看,在限电已经是既成事实且基本无解的大环境下,与其被动抱怨等待,可能不如通过参与大用户直购电的方式来得更实在。毕竟,多发一点就少损失一点。

不过,由于交易中心未分开披露3个配套电源企业与其他发电企业的申报电量比例,因此无法直接测算非配套企业的交易成交率,但按总量估计非配套企业交易成交率将远低于银东直流配套电源企业。

作为参与甘肃大用户直购电的企业之一,国电电力甘肃新能源开发有限公司就表示,该公司与中国铝业兰州分公司自备电厂签订交易电量415万千瓦时,预计本年利润总额增加134万元。

为保障跨区跨省电网安全运行和交易顺利成交,交易公告中规定本次交易规定西北各省新能源成交比例不超过40%,即总成交电量不超过36亿千瓦时。新能源发电企业成交电量上限参照西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定,风电为361小时,光伏为315小时。据风电内部从业者介绍,这意味着即使某风电场报0价,最多也只能卖361小时的满发电量。

“多点布局”更具优势

此次交易最终新能源成交18亿千瓦时,占成交电量的20%。成功中标的西北地区发电企业利用小时数预计可提高100小时以上。

国内光伏企业在“路条”的获取方面大体上延续了两种做法,一是通过签订战略协议的方式,集中获取某一个地区的项目资源,另外则是采取多点开花的形式。

通过此次交易,山东电力用户购降低购电成本5.4亿元。

在电力直接交易的背景下,后一种方式无疑更有利。

区域电力市场是良方还是毒药

无论是电力体制改革的配套文件,还是此次两大电力交易中心的组建方案,均显示出,在相当长的时期内,中国的电力交易市场只能是一个半开放的市场。更直接的说,这意味着,不论是大到某一个省,还是小到某一个企业,即便其有通过降低电价让利来实现多发电的意图,但如果电网输送条件不能配合,也很难达成交易。

据国网公司数据,限电最严重的甘肃、新疆、青海、宁夏地区2015年仅光伏发电弃光损失电量高达40.2亿千瓦时,占全国弃风弃光电量的10%左右。

以甘肃省此前下发的《2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》为例,其明确规定,只有全省范围内发电出力不受网架和时段限制的光伏企业,才能参与大用户直购电交易。

“十二五”期间,西北地区电力装机高速增长,但用电负荷增速明显放缓,其中新疆电源装机是最大负荷的2.6倍,新疆电源装机是最大负荷的3.5倍,短期内新能源发电在本地消纳已无可能,通过电力交易市场优化配置资源、利用特高压直流跨区域送出新能源电力成为了目前较为理想的选择。

这种市场特性意味着,光伏企业能否成功的进行电力交易,仍然要受到电网的限制和制约。只有在不受这种限制的情况下,才能够发挥价格手段,以价补量。

对于银东跨区直接交易新能源电量仅占成交电量的20%,低于原先预计的占比40%的交易结果,一位资深分布式光伏企业高管也表示了他的担忧,“除非先供新能源,再供火电,否则都是借新能源之名,谋输出火电之实。民营企业在西北的电站规模越大,死的越快”他表示。

在这种市场下,对于那些光伏电站过于集中在某一个地区的企业,如果当地的电网条件受到限制,也就很难做到通过“不把鸡蛋装在一个篮子里”的方式来分散风险。而对于那些电站项目多点布局的企业,即便一个地方的电网条件受限,但起码还存在着“东方不亮西方亮”的可能。

在市场总量不足的情况下,部分地区增加大用户直购火电电量,进一步挤占了新能源发电的市场空间,导致弃风、弃光现象进一步恶化。 据国网公司数据,2015年甘肃、宁夏用户直购电规模分别为170.08亿千瓦时、274.21亿千瓦时,占当地火电发电量比例的44%、18%。

资料则显示,在光伏电站项目的布局上,与此前通过各种战略协议等方式锁定某一个地方不同,一些企业已经开始尝试“多点开花”的方式来投资光伏电站。

“当地政府对于火电‘由衷’的青睐使其尽最大努力保住火电发电量,即使保不住火电发电量也要尽可能保住火电企业的利益,这也就解释了新能源企业与火电自备电厂开展发电权交易的根本初衷”,一位电网资深人士表示。

以A股光伏龙头东方日升为例,其在建、持有运营的光伏电站,就分布于国内多个省份,包括浙江、江苏、山东、湖北、河南、陕西、内蒙古等。

一位发电企业从业者表示,此次建立区域性的电力交易中心虽然已将电改进程推进了一大步,但跨区交易来讲对于西北地区新能源发电面临的严重弃风弃光现象似乎并没有带来太大的福音。

在去年发布的电改配套文件规定:“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电被列为一类保障优先发电;跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量被列为二类保障优先发电。”

但是,短期来看由于省级电力交易市场建设步伐缓慢,发用电计划没有全部放开,可再生能源优先发电政策效果都没有100%的得以体现。

此外,省电力市场建设推进速度缓慢,交易机制仍有待打磨,新能源暂无法通过电力交易市场实现优先收购。

而在区域电力市场体系中,电改文件中明确要求跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。但实际情况是,火电仍是影响区域电力市场的交易电量和电价决定性因素,新能源企业的话语权很弱,此次新能源电量仅占成交电量的20%也从侧面验证了这一点。

未来新能源能否从电力交易市场中获益,一位光伏上市公司研究人员告诉记者,“电改相关配套落地政策还没有全部出来,如果未来能够通过直接交易解决问题是件好事,即使限定新能源发电的交易比例,光伏、风电的边际成本很低,交易起来也不见得吃亏”。

总的来说,区域电力市场在目前电改推进的情景下对缓解新能源限电问题的作用十分有限,称不上是“治病良方”。从根本上解决新能源限电问题,不仅需要公平高效的电力市场,还需要健全新能源消纳的市场化机制。

以市场化的思维破解新能源难题

笔者认为,不论是《可再生能源法》、电改配套文件还是征求意见的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》都要求全额保障收购可再生能源电力,但实际推行过程中却因受多方利益制约未能实现全额收购。

但与国外相比,我国促进新能源消纳的市场化机制仍严重滞后,仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点,由于缺乏电源提供辅助服务补偿机制,火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性,新能源限电自然也不能得到缓解。

未来新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下才能解决,使电源侧领灵活性更高,需求侧响应更富有弹性,建立公平合理的电力交易市场,以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难或许才是良方。