|
进入“十四五”之后，随着西北地区外送通道的建设，限电率的紧箍咒得到缓解，与此同时，在沙漠、隔壁、荒漠国家大基地的推动下，新能源投资热度重回西北，电力央企纷纷下场，押注西北的新能源开发投资。
然而，“十四五”以来，尤其是2023年，新疆、甘肃、宁夏等多地创下新能源装机新纪录，其中新疆2023年新能源新增装机22.51GW，超过去8年总和。到2023年底，除陕西外，其他四省新能源装机均超过50%。 快速增长之下，西北地区的新能源投资正面临新的挑战——限电率的隐忧、结算电价的下调、配套储能的思考，这其中既有老生常谈的问题，也有新发展时期下的挑战。 
2023年8月新疆自治区发展改革委印发《关于进一步完善分时电价有关事宜的通知》，将新疆新能源电站的结算电价进一步拉进了低谷的泥淖。
从时段可以看到的是，光伏受分时电价政策的影响非常大，其发电高峰期，至少6小时位于平时段或者低谷时段，并且在5-8月份还有2小时位于深谷时段，电价聊胜于无。
备注：电价数据根据新疆某实际运行电站情况汇总，仅供参考上表是根据调研了解到的2024年新疆部分风光场站的年度中长期电价结算情况，从综合结算电价来看，新疆风电、光伏分别可以达到0.232、0.165元/度左右，尤其是光伏电站，远低于0.25元/度的燃煤基准价。但实际上，新疆风光电站需要承担的还远不止于此，除了在交易市场中要承担由于风光出力特性等原因导致的低价之外，还需要分摊承担两个细则考核、辅助服务、电采暖、清算以及偏差考核五大方面的费用支出，这对于本就已经骤降的电价来说更是雪上加霜。“从辅助服务费用来看，发一度电最多净亏0.32元，相当于一度电还要倒扣0.57元，辛辛苦苦发电一个月，然后还要给电网倒找钱”，光伏們了解到，辅助服务费是当前新疆新能源电站支出费用的大头。“总体来看，两个细则考核的比重逐年增加，现有辅助服务规则下，不管电站发不发电都要扣，没有办法做到实时积分，加上电采暖的超低电费，新能源场站的电价预期非常悲观”。光伏們了解到，今年以来，新疆风电、光伏的结算电价进一步下降，其中光伏的结算电价大概在0.11-0.12元/度，风电相对高一些，维持在0.2元/度以上的水平。与新疆类似的还有甘肃当前的新能源电价政策，2023年10月27日，甘肃省工信厅发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，明确新能源发电交易价格机制：新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。电力用户与新能源企业交易时均执行国家明确的新能源发电价格形成机制。依据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（甘发改价格〔2021〕721号）明确的工商业用户峰谷时段执行：其中峰段为7:00至9:00、17:00至23:00；平段为23:00至24:00、0:00-7:00；谷段为9:00-17:00。这意味着，光伏大发的时段均为谷段，按照0.5谷段系数，从9:00-17:00中长期交易价格不得高于0.3078*0.5=0.1539元/千瓦时。从当前运行情况来看，预测2024年甘肃综合电价将在0.2元/度左右，光伏电力的现货价格长期维持在4分/度，其中河西新投运的光伏电站综合电价甚至仅有0.12元/度左右。
事实上，除了新疆、甘肃之外，宁夏、内蒙的新能源电价亦并不乐观，各地分时上网电价政策的陆续出台，将新能源中长期交易电价进一步拉至地板价，而这将成为未来西北地区新投产新能源电站必须要面对的课题。
对于西北地区的风光电站来说，限电率的升高几乎是一个肯定的趋势。全国新能源电力消纳监测预警中心数据显示，除了青海之外，其他四省2023年风电、光伏发电利用率都在95%以上，进入2024年之后，1-3月的数据分别出现了不同程度的下降。
数据来源：全国新能源消纳监测预警中心
但从各地电站的实际情况来看，限电率远超行业预期。从今年一季度的运行情况来看，新疆境内新能源电站的限电率跟负荷水平、电网结构密切相关。
“南疆地区由于负荷原因，限电率能达到50%左右，以乌鲁木齐周边的负荷消纳水平较好，限电可以维持在10%以内，但北疆偏北的阿勒泰、塔城等由于地处电网末端，消纳情况也不容乐观”，一位熟悉新疆新能源运行情况的行业人士透露，“包括天中直流，由于受端河南境内新能源限电率的直线上升，天中直流的配套电源被要求降冗运行，往年限电基本在10-20%，今年有可能会达到20-30%。”“新能源场站的具体限电率也要看接入的位置，相邻的场站由于接入点位置的差异，限电率的差异也会比较大”，上述人士补充道，但像若羌地区，风电基本处于'无风不发电，有风就限电’的状态，限电率甚至可以达到90%。从上述数据可以看到，近两年新疆集中式电站装机规模的攀升正持续推升该地区的新能源限电比例。2024年新疆新能源装机目标28GW，随着新项目陆续并网，或许将给新疆的限电带来进一步挑战。同样的，今年以来，多省新能源限电率持续攀升。今年一季度，甘肃各地的限电率最高达到25%左右，最低17-18%；甚至像陕西、河南等省份也出现了大于5%的限电，其中河南部分项目甚至超过40%。显然，地方政府实际上部门已经认识到这一问题，3月27日新疆印发的《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，明确通过氢能、绿色算力、用能绿色替代、低碳产业园以及产业布局五大路径配比一定规模的风、光市场化指标，发挥新疆风光可再生能源的优势。为解决间接性、波动性强的可再生能源发电比例攀升的局势，去年开始新疆也在为提供更灵活的消纳空间做出了努力。根据数据，2023年煤电机组灵活性改造后新增调峰能力650万千瓦以上，可支撑新增新能源规模约1000万千瓦，提升新能源利用率1.5%以上；国家电网阜康抽水蓄能电站1、2号机组投产发电，若羌抽水蓄能电站、和静抽水蓄能电站也在稳步推进中。在应对当前风光装机快速提升，消纳受限等问题时，储能毫无疑问是各地绕不开的路径。据了解，目前新疆风光电站的配储规模最低为10%·2h，但鉴于持续升高的限电率，已经有部分新能源场站选择了按照25%·4h来进行配套，相当于新能源100%配比储能。当前，配建储能的成本仍旧主要由发电侧承担，面对并网容量逐步上升的情况，为解决电站消纳，降低弃电比率，发电侧被迫选择配置储能。而不断提升的配储比例导致发电企业肩上的担子愈发加重，除了最直接影响投资成本外，还需要考虑配储利用率、储能电站运维等现实难题。实际上，配储不是最终的难题，配储的利用率和其经济效益的转化才是储能发展的最后一公里。但随着新疆分时电价政策的执行，独立储能电站确实收获了这一波电价差的“政策红利”。根据新疆发改委发布的一季度储能运行情况，一季度新疆电网新增新型储能电站18座，新增装机规模146.95万千瓦/529.4万千瓦时，以新能源配储为主，仅一家独立储能电站投运。一季度新型储能平均等效充放电次数141次，基本可满足单日“一充一放”，平均利用小时数达471小时，平均利用系数超80%。已投运的独立新型储能电站——哈密沃能独立新型储能电站充分利用市场化手段，实现单日“两充两放”运营，电站每日午、夜低谷时段充电，早、晚高峰时段放电，峰谷价差收益较好。但是，更为关键的问题在于，“新能源按照100%配置储能，主要也是考虑到发电高峰期的电价偏低并且限电较高的情况，希望能够通过储能来实现时段的转移。如果能够实现两充两放，新疆的储能是可以实现盈利的，但当前储能的充放调用主动权全在调度，随着大规模储能电站的上马，这一市场的竞争将会像风光一样，另外值得思考的是，电价差的盈利模式是否可持续。”利用率低、建而不用，是当前新能源电站配储的普遍现象，但对于新疆的新能源电站来说，通过储能寻找更优的新能源上网、消纳解决方案，显然已经迫在眉睫。实上，考虑到西北省份得天独厚的地理优势以及政策红利，国央企在布局新能源板块项目时，西北地区仍旧是其首选之地。据统计，2022年以来，国家电网、中国华电、国家能源集团、国家电投等企业聚焦新能源大基地项目、抽水蓄能电站项目、配套电网建设项目等，完成投资1800亿元。进入2024年，已经有投资企业逐步认识到西北省份新能源电站投资面临的窘境，但当前并没有更好的解决路径。对于当地发电企业来说，在当前情况下，唯一的选择是将投资向风电倾斜一下——毕竟，在电力市场，风电的表现优于光伏。
当然，新疆的情况只是我国多个西北省份近两年新能源装机暴涨的缩影，电价、限电、用电负荷等等多重问题相继涌现。面对这些问题，甚至有从业者称，“发电企业都在煎熬中，可能现在要比拼的，是谁会死的最晚”。
|
