中國儲能網(wǎng)訊：3月13日，山東發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》，擬對市場電能量出清設(shè)置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.50元，下限為每千瓦時-0.10元。負電價的出現(xiàn)再次將山東這一新能源大省送上了行業(yè)“熱搜”。盡管這一電價政策對于山東的新能源電站來說并不是新規(guī)，但從山東整體電力市場的趨勢來看，對于新能源并不“友好”。
一方面，現(xiàn)貨交易規(guī)則下，新能源上網(wǎng)電價被拉低，地面電站的收益模型面臨改變；另一方面，峰谷電價政策調(diào)整，用戶電價逐步走低，導(dǎo)致工商業(yè)分布式光伏電站收益率驟降。
在經(jīng)歷了三年快速發(fā)展之后，山東已然躍居全國第一光伏大省的位置。截至2022年，山東光伏累計裝機規(guī)模超42.7GW，成為第一個突破40GW大關(guān)的省份。與此同時，在“十四五”規(guī)劃中，新能源發(fā)展依然是山東省能源轉(zhuǎn)型的重中之重，其中大基地項目超過40GW，包含海上光伏、風(fēng)電基地，魯北鹽堿灘風(fēng)光基地以及西南采煤沉陷區(qū)光伏基地等。
然而，隨著新能源滲透率的快速提升，山東的電力市場規(guī)則也在發(fā)生變化，配置儲能的壓力也在逐步放大。對于新能源投資企業(yè)來說，山東是兵家必爭之地，但背后的電站運行壓力亦不言而喻。所有規(guī)則背后直指新能源配置儲能，但是當(dāng)前的行業(yè)形勢下，新能源盈利壓力寄希望配置儲能，顯然為時尚早。
電價“困境”凸顯
2021年12月，山東啟動了電力現(xiàn)貨市場不間斷結(jié)算試運行，是我國首批8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點省份之一。據(jù)山東某風(fēng)電場業(yè)主介紹，目前山東要求新能源電站至少10%發(fā)電量參與市場交易，2022年參與交易以及各種扣款之后，該風(fēng)電場的上網(wǎng)電價約為0.34-0.35元/度，相比于基準(zhǔn)電價降幅約為13%。如果疊加部分綠電交易，可以獲得1.9-2分/度的溢價。
事實上，從山東電力交易中心公布的電力現(xiàn)貨市場結(jié)算數(shù)據(jù)來看，今年3月以來，在不包含容量補償電價的情況下，發(fā)電側(cè)小時級電價屢次出現(xiàn)負電價，最低達到-0.08元/kWh，而負電價的主要時間段則為下午13時左右，個別日期11~15時均為負電價時間段，即便不是負電價也是全天電價最低的時段，而此時正是光伏的發(fā)電高峰期。
縱觀山東電力現(xiàn)貨交易全年數(shù)據(jù)，光伏發(fā)電高峰時段，即10-15時僅在每年的7~9月為發(fā)電側(cè)小時級高電價，其余月份幾乎均為電力現(xiàn)貨交易的最低電價。根據(jù)統(tǒng)計，自2022年2月初到2023年1月底，上午10時到下午15時，最低電價出現(xiàn)530頻次，最高電價僅為17頻次。而負電價則出現(xiàn)了176次，其中135次為-0.08元/kWh的“地板價”。
參與現(xiàn)貨交易，對于集中式光伏電站的考驗，才剛剛開始。從現(xiàn)貨交易到中長期交易，再到綠電綠證交易，新能源電力營銷正成為后服務(wù)市場最為重要的環(huán)節(jié)。
除地面電站受發(fā)電側(cè)電價影響之外，山東自發(fā)自用、余電上網(wǎng)的工商業(yè)分布式光伏電價也受困于峰谷系數(shù)調(diào)整政策面臨投資糾紛等風(fēng)險。去年11月，國網(wǎng)山東電力公司會同山東電力交易中心發(fā)布《關(guān)于發(fā)布2023年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告》。在2023年1月整月執(zhí)行完該政策之后，山東谷段用電側(cè)價格降至0.3元/度左右，而大部分的能源合同管理簽署價格在0.6元/度以上。目前，有行業(yè)人士告訴光伏們，目前已經(jīng)出現(xiàn)業(yè)主違約的情況了，“現(xiàn)在的價格意味著業(yè)主用光伏電站一度電就要虧0.3元/度”，也有不少第三方投資的工商業(yè)分布式光伏項目進行了解約處理，這意味著大量投資的浪費。
更有行業(yè)人士稱，該政策執(zhí)行之后，相比于2022年，2023年山東工商業(yè)分布式光伏投資商的收益率下降了近40%。近日，有分布式投資商告訴光伏們，“今年1月，用電企業(yè)的電價顯著下降，因此要求與我們重新簽訂分布式能源合同管理，降低固定電價?，F(xiàn)在山東分布式光伏投資商面臨的一個境況是，由于用電企業(yè)白天用電平均價很低，部分投資商已經(jīng)暫緩了在山東地區(qū)的安裝計劃，正在安裝的也轉(zhuǎn)向了全額上網(wǎng)模式?！?
根據(jù)山東省光伏電站累計裝機數(shù)據(jù)來看，分布式光伏規(guī)模高達30.2GW，占比超70%，分布式光伏進入電力市場交易或已僅是時間問題。在去年10月山東省能源局印發(fā)《關(guān)于征求2023年全省電力市場交易有關(guān)工作意見的通知》已明確指出按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，有序推動分布式新能源參與市場費用分攤。
電力現(xiàn)貨交易不斷推進之下，新能源正深陷電價“困境”，而所有的政策引導(dǎo)與電價導(dǎo)向都在將儲能指向解決新能源現(xiàn)有發(fā)展困境的矛頭，但究竟是救命稻草還是鏡花水月卻仍未可知。
儲能能否“破局”？
在以光伏為代表的新能源裝機比例不斷攀升之下，山東多項政策以及電力市場規(guī)則都在引導(dǎo)新能源配置儲能的趨勢，由此新能源配儲無論是比例還是時長正在逐漸升高，其配儲的范圍也漸漸擴大到了分布式光伏領(lǐng)域。
日前，山東省能監(jiān)辦發(fā)布了《山東能源監(jiān)管辦關(guān)于征求《山東省電力并網(wǎng)運行管理實施細則(2023年修訂版)》，要求新能源電站應(yīng)嚴格按照項目接入批復(fù)方案的要求配建或租賃儲能裝置。場站實際配建或租賃儲能容量不足的，按照未完成儲能容量對應(yīng)新能源容量規(guī)模的2倍停運其并網(wǎng)發(fā)電容量，直至滿足接入批復(fù)方案要求為止，被行業(yè)成為“最嚴”配儲要求。
而在去年8月山東省能源印發(fā)的《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見(試行)》的通知中，明確指出整縣分布式光伏項目根據(jù)各市、縣(市、區(qū))規(guī)劃要求因地制宜配置或租賃儲能設(shè)施，保障并網(wǎng)。
此外，從近兩年山東市場化光伏項目的配儲要求來看，2021年，市場化光伏項目要求配儲比例為10%、2h；2022年，市場化光伏項目配儲比例幾乎均在38%以上，個別較高的達到42%。
儲能幾乎已經(jīng)成為山東光伏電站的標(biāo)配，而山東也明確表示將儲能容量配置比例作為風(fēng)光項目并網(wǎng)的最優(yōu)先條件，按照統(tǒng)一的排序規(guī)則依次保障并網(wǎng)。
然而，儲能配比不斷增加背后其盈利能力似乎并不樂觀。上述分布式投資商表示，“盡管受國網(wǎng)山東文件影響，分布式光伏收益率顯著下滑，但相比單獨增加儲能的成本而言，兩者核算的收益率完全不在一個水平。目前儲能的成本還是太貴了，暫時沒有第三方投資商愿意考慮配置儲能?！?
有儲能專業(yè)人士表示，儲能收益主要來自峰谷價差的套現(xiàn)，參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場占比較小。而峰谷價差的盈利能力又取決于峰谷價差空間與充放電次數(shù)。即便峰谷價差空間在一定條件下達到收益標(biāo)準(zhǔn)，但同時也要考慮到儲能在參與電力市場交易中的其他雜項費用，綜合來看，光伏配儲當(dāng)下的收益率測仍然較低。
此前，“儲能與電力市場”曾對3月用戶側(cè)配儲進行了相關(guān)分析，在考慮到峰谷價差、循環(huán)充放電價差后，全國僅有9個區(qū)域全投資收益率超過6%。與此同時，在疊加儲能成本之后，光伏電站將盈利寄希望于儲能，仍然為時尚早。
當(dāng)前山東新能源發(fā)展面臨的困境，是在新能源滲透率快速提高之后面臨的新問題。在全國范圍內(nèi)限電率5%的規(guī)則下，山東通過電力市場的運行規(guī)則收縮了新能源的盈利空間。但同時，這也是未來新能源大規(guī)模發(fā)展之后勢必要面臨的問題，參與電力市場、與其他能源形式同臺競爭亦是不可避免的課題。從平價上網(wǎng)到平價應(yīng)用，新能源還有很長的路要走。
