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1月15日出版的《中國能源報》刊發(fā)水發(fā)能源運營(yíng)管理部黃騫、魏勇、朱為鑫撰寫(xiě)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(lái)，在積極的政策引導下，新能源市場(chǎng)活力持續釋放，企業(yè)投資熱情方興未艾。但是，過(guò)熱的產(chǎn)業(yè)投資環(huán)境下也潛藏著(zhù)項目電價(jià)降低、額外成本增加等一系列問(wèn)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(chǎn)業(yè)投資的長(cháng)遠健康發(fā)展產(chǎn)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(yáng)能發(fā)電裝機容量約5.6億千瓦,同比增長(cháng)49.9%;風(fēng)電裝機容量約4.1億千瓦，同比增長(cháng)17.6%。2023年1-11月,全國風(fēng)電、光伏發(fā)電利用率達到97.1%、98.1%。隨著(zhù)電網(wǎng)建設的持續完善和電力體制改革的深入推進(jìn),新能源裝機發(fā)電與消納呈現“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(wǎng)電量的市場(chǎng)化交易比例持續擴大，最低保障小時(shí)數不斷降低,部分新能源大省最低保障小時(shí)數每天不足半小時(shí)，幾乎要求全部電量參與中長(cháng)期交易和現貨交易。其中,中長(cháng)期交易比例超過(guò)70%。從電站實(shí)際經(jīng)營(yíng)看,參與電力市場(chǎng)化交易的綜合上網(wǎng)電價(jià)遠低于標桿電價(jià)，部分月份價(jià)格差額達30%以上。2023年5月1日至2日，山東電力市場(chǎng)現貨交易中心出現連續22個(gè)小時(shí)的負電價(jià),刷新國內電力現貨交易市場(chǎng)負電價(jià)持續時(shí)間紀錄。

項目投資初期,企業(yè)一般按照當年標桿電價(jià)或競價(jià)電價(jià)測算新能源全生命周期收益,但由于新能源電量參與市場(chǎng)化交易時(shí)價(jià)格偏低，造成項目收益率遠低于預期。新能源發(fā)電曲線(xiàn)波動(dòng)性大,在電力市場(chǎng)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(wù)曲線(xiàn)強制分解、執行偏差結算等多項考核費用,由于此類(lèi)費用計算參數復雜、涉及面廣、標準不夠公開(kāi)透明,發(fā)電企業(yè)很難有效分析、預判和干預。

為推動(dòng)建設新型電力系統、應對市場(chǎng)化交易量激增、提高系統運行的安全可靠性和電力交易市場(chǎng)的調節靈活性,電網(wǎng)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(shí)施智能化改造。該部分技改費用應該計入整個(gè)電力系統成本,由電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)輸配電價(jià)疏導,不應該由發(fā)電主體自行承擔,地方電網(wǎng)更不能通過(guò)“不技改就限電”的方式解決系統存在的問(wèn)題。新能源項目運營(yíng)具有固定成本高、變動(dòng)成本調節空間小的屬性,在承受電費收入降低、智能化技改費用等運營(yíng)成本大幅增長(cháng)的壓力下,可挖掘降本增效的措施并不多,經(jīng)營(yíng)收益偏離投資預期較大，出現電量消納比例提升的同時(shí),發(fā)電企業(yè)利潤下降的反?，F象。長(cháng)期看，這不利于資源優(yōu)化配置,將對風(fēng)電、光伏等新能源項目的持續健康投資起到負面抑制作用。

儲能被業(yè)內視為提升系統調節能力的重要舉措。近年來(lái),各種技術(shù)路線(xiàn)競相發(fā)展，各種場(chǎng)景的規?；痉稇脽峄鸪?。不過(guò),無(wú)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(jià)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(wù)發(fā)電項目指標,在一定程度上推高了發(fā)電側無(wú)效投資成本。隨著(zhù)儲能項目的大規模并網(wǎng),儲能項目的調峰套利空間有可能出現更嚴重的“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)化配套政策并穩定預期。一要持續優(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(jià)上網(wǎng)項目造價(jià)較高,電量收益彈性空間小,在著(zhù)力推進(jìn)電力市場(chǎng)交易發(fā)展中，兼顧保障性政策延續與交易市場(chǎng)機制創(chuàng )新設計,可以鼓勵新能源項目自愿選擇參與市場(chǎng)交易,自主承擔市場(chǎng)波動(dòng)收益和風(fēng)險，但不應通過(guò)限電等不合理手段強拉保障性發(fā)電企業(yè)參加市場(chǎng)化交易。二要持續落實(shí)成本疏導機制。三要完善市場(chǎng)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(chǎng)建設初期的各類(lèi)考核標準；提高公開(kāi)信息披露質(zhì)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(jìn)行經(jīng)營(yíng)預測和風(fēng)險防控。四要確保新能源建設用地、用海等穩定性,防止因政策變化等原因影響項目的合法經(jīng)營(yíng)權益。

其次,進(jìn)一步加強“三側”統籌發(fā)展。一要提高源網(wǎng)工程規劃的銜接性,強化統籌新能源項目和配套電網(wǎng)發(fā)展規劃,新能源項目建設指標批復要落實(shí)到具體項目的消納送出問(wèn)題,建議與配套電網(wǎng)的建設時(shí)序銜接。結合配套電網(wǎng)送出工程建設周期,積極引導相關(guān)投資主體適度超前建設。支撐高量級、高比例新能源及時(shí)并網(wǎng)消納,做到“網(wǎng)通源成”。二要加快推進(jìn)電力系統生態(tài)的科技賦能,立足新型電力系統海量數據、高頻交互和精準調度的目標,聚焦先進(jìn)輸電技術(shù)設備攻關(guān),著(zhù)力電網(wǎng)柔性化、智能化、數字化轉型；推動(dòng)“云大物移智鏈邊”等數字化技術(shù)在源、網(wǎng)、荷各側逐步融合應用。支撐新型電力系統全面感知、泛在連接、高效處理,構建適應新能源大規模發(fā)展的新型調度控制體系。三要統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輸電通道規模,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(xué)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(chǎn)的大規模儲能項目并沒(méi)有達到預期的調峰調頻效果和經(jīng)濟效益,未來(lái)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(wǎng)側項目調峰調頻作用可行性和投資經(jīng)濟性,探索更合理的發(fā)電項目配儲比例要求，推動(dòng)共享儲能有序發(fā)展。二是重點(diǎn)解決區域能源輸送壁壘和電網(wǎng)高比例容納新能源的技術(shù)問(wèn)題。有關(guān)部門(mén)要針對新能源跨省跨區輸送出臺更有力的方案,健全跨省跨區優(yōu)化調度和成本分攤機制,挖掘大電網(wǎng)資源優(yōu)化配置作用,不斷通過(guò)技術(shù)、體制革新優(yōu)化,提高新能源接入比例。三是落實(shí)儲能全生命周期管控機制。堅持鼓勵儲能產(chǎn)業(yè)的創(chuàng )新、發(fā)展和示范,規范配套儲能標準體系建設,完善動(dòng)力電池梯級利用技術(shù)，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(wǎng)建設不到位或消納能力較差的地區，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(cháng)期看,新能源上網(wǎng)電價(jià)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(jià)到底”。需充分考慮項目運營(yíng)期間智能化改造、考核服務(wù)費用等運營(yíng)成本增加對盈利的影響,結合企業(yè)融資成本、資產(chǎn)負債和現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(chǎng)化交易,及時(shí)吃透摸清相關(guān)交易規則,制定科學(xué)的市場(chǎng)交易策咯,努力實(shí)現交易量?jì)r(jià)齊升，擴大套利空間,減少預測偏差產(chǎn)生的考核補償成本,提升項目收益能力。

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