1月15日出版的《中國能源報》刊發(fā)水發(fā)能源運營管理部黃騫、魏勇、朱為鑫撰寫的文章《增強新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力需各方協(xié)力》。全文如下：

增強新能源發(fā)電企業(yè)盈利能力需各方協(xié)力

作者：黃騫魏勇朱為鑫

近年來，在積極的政策引導下，新能源市場活力持續(xù)釋放，企業(yè)投資熱情方興未艾。但是，過熱的產業(yè)投資環(huán)境下也潛藏著項目電價降低、額外成本增加等一系列問題，導致新能源項目預期投資收益率降低甚至虧損,對新能源產業(yè)投資的長遠健康發(fā)展產生一定影響。

發(fā)展形勢向好與投資收益錯位

國家能源局發(fā)布的數據顯示，截至2023年11月底，太陽能發(fā)電裝機容量約5.6億千瓦,同比增長49.9%;風電裝機容量約4.1億千瓦，同比增長17.6%。2023年1-11月,全國風電、光伏發(fā)電利用率達到97.1%、98.1%。隨著電網建設的持續(xù)完善和電力體制改革的深入推進,新能源裝機發(fā)電與消納呈現(xiàn)“雙重向好”。然而，在此繁榮景象下,新能源發(fā)電企業(yè)的收益情況卻不盡人意。

從全國整體范圍看，新能源上網電量的市場化交易比例持續(xù)擴大，最低保障小時數不斷降低,部分新能源大省最低保障小時數每天不足半小時，幾乎要求全部電量參與中長期交易和現(xiàn)貨交易。其中,中長期交易比例超過70%。從電站實際經營看,參與電力市場化交易的綜合上網電價遠低于標桿電價，部分月份價格差額達30%以上。2023年5月1日至2日，山東電力市場現(xiàn)貨交易中心出現(xiàn)連續(xù)22個小時的負電價,刷新國內電力現(xiàn)貨交易市場負電價持續(xù)時間紀錄。

項目投資初期,企業(yè)一般按照當年標桿電價或競價電價測算新能源全生命周期收益,但由于新能源電量參與市場化交易時價格偏低，造成項目收益率遠低于預期。新能源發(fā)電曲線波動性大,在電力市場化交易體系框架下新能源發(fā)電企業(yè)還需承擔巨額調峰輔助服務曲線強制分解、執(zhí)行偏差結算等多項考核費用,由于此類費用計算參數復雜、涉及面廣、標準不夠公開透明,發(fā)電企業(yè)很難有效分析、預判和干預。

為推動建設新型電力系統(tǒng)、應對市場化交易量激增、提高系統(tǒng)運行的安全可靠性和電力交易市場的調節(jié)靈活性,電網對新能源發(fā)電項目接入的智能化水平要求日漸提高,需要發(fā)電側不斷實施智能化改造。該部分技改費用應該計入整個電力系統(tǒng)成本,由電網企業(yè)通過輸配電價疏導,不應該由發(fā)電主體自行承擔,地方電網更不能通過“不技改就限電”的方式解決系統(tǒng)存在的問題。新能源項目運營具有固定成本高、變動成本調節(jié)空間小的屬性,在承受電費收入降低、智能化技改費用等運營成本大幅增長的壓力下,可挖掘降本增效的措施并不多,經營收益偏離投資預期較大，出現(xiàn)電量消納比例提升的同時,發(fā)電企業(yè)利潤下降的反常現(xiàn)象。長期看，這不利于資源優(yōu)化配置,將對風電、光伏等新能源項目的持續(xù)健康投資起到負面抑制作用。

儲能被業(yè)內視為提升系統(tǒng)調節(jié)能力的重要舉措。近年來,各種技術路線競相發(fā)展，各種場景的規(guī)?；痉稇脽峄鸪?。不過,無論是大型項目配建儲能還是共享儲能,盈利模式基本為充放電價差套利,容量租賃、調峰輔助補貼等其他盈利模式并不成熟。受充放電次數限制,儲能項目自身盈利能力孱弱,意義更多在于服務發(fā)電項目指標,在一定程度上推高了發(fā)電側無效投資成本。隨著儲能項目的大規(guī)模并網,儲能項目的調峰套利空間有可能出現(xiàn)更嚴重的“僧多粥少”的尷尬局面。

四措并舉維護良好投資環(huán)境

首先,不斷優(yōu)化配套政策并穩(wěn)定預期。一要持續(xù)優(yōu)化存量新能源項目的保障性收購制度,存量國家補貼項目和平價上網項目造價較高,電量收益彈性空間小,在著力推進電力市場交易發(fā)展中，兼顧保障性政策延續(xù)與交易市場機制創(chuàng)新設計,可以鼓勵新能源項目自愿選擇參與市場交易,自主承擔市場波動收益和風險，但不應通過限電等不合理手段強拉保障性發(fā)電企業(yè)參加市場化交易。二要持續(xù)落實成本疏導機制。三要完善市場交易容錯機制，不斷優(yōu)化交易方式、周期和品種,適度降低交易市場建設初期的各類考核標準；提高公開信息披露質量,公布結算計算模型,使新能源投資主體能“看懂”結算單,有效進行經營預測和風險防控。四要確保新能源建設用地、用海等穩(wěn)定性,防止因政策變化等原因影響項目的合法經營權益。

其次,進一步加強“三側”統(tǒng)籌發(fā)展。一要提高源網工程規(guī)劃的銜接性,強化統(tǒng)籌新能源項目和配套電網發(fā)展規(guī)劃,新能源項目建設指標批復要落實到具體項目的消納送出問題,建議與配套電網的建設時序銜接。結合配套電網送出工程建設周期,積極引導相關投資主體適度超前建設。支撐高量級、高比例新能源及時并網消納,做到“網通源成”。二要加快推進電力系統(tǒng)生態(tài)的科技賦能,立足新型電力系統(tǒng)海量數據、高頻交互和精準調度的目標,聚焦先進輸電技術設備攻關,著力電網柔性化、智能化、數字化轉型；推動“云大物移智鏈邊”等數字化技術在源、網、荷各側逐步融合應用。支撐新型電力系統(tǒng)全面感知、泛在連接、高效處理,構建適應新能源大規(guī)模發(fā)展的新型調度控制體系。三要統(tǒng)籌遠距離輸電和就地消納。擴大西電東送、吉電入魯等跨省跨區(qū)輸電通道規(guī)模,不斷優(yōu)化送端配套電源結構,提高輸電通道新能源電量比重。

再次,引導新型儲能科學有序布局。一要找準定位,理性投資。從當前的應用效果看,已投產的大規(guī)模儲能項目并沒有達到預期的調峰調頻效果和經濟效益,未來儲能發(fā)展要結合不同的功能定位，充分論證新能源項目配儲、共享儲能等源網側項目調峰調頻作用可行性和投資經濟性,探索更合理的發(fā)電項目配儲比例要求，推動共享儲能有序發(fā)展。二是重點解決區(qū)域能源輸送壁壘和電網高比例容納新能源的技術問題。有關部門要針對新能源跨省跨區(qū)輸送出臺更有力的方案,健全跨省跨區(qū)優(yōu)化調度和成本分攤機制,挖掘大電網資源優(yōu)化配置作用,不斷通過技術、體制革新優(yōu)化,提高新能源接入比例。三是落實儲能全生命周期管控機制。堅持鼓勵儲能產業(yè)的創(chuàng)新、發(fā)展和示范,規(guī)范配套儲能標準體系建設,完善動力電池梯級利用技術，加快構建新型儲能回收處理體系。

最后,新能源企業(yè)要適應發(fā)展新常態(tài)。一是項目選址要堅持送出消納為先。配套電網建設不到位或消納能力較差的地區(qū)，不能以“撿到籃子里就是萊”的心態(tài),盲目搶占資源最終造成棄電。二是新能源項目投資論證要更加審慎。從長期看,新能源上網電價整體呈下行趨勢,新能源項目的投資收益測算,要充分考慮這一因素,慎重選擇“一價到底”。需充分考慮項目運營期間智能化改造、考核服務費用等運營成本增加對盈利的影響,結合企業(yè)融資成本、資產負債和現(xiàn)金流量情況充分評估項目收益和償債能力。三是要積極參與市場化交易,及時吃透摸清相關交易規(guī)則,制定科學的市場交易策咯,努力實現(xiàn)交易量價齊升，擴大套利空間,減少預測偏差產生的考核補償成本,提升項目收益能力。

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