高利（化名）在山西持有了一座30MW的光伏电站，2022年1-5月，这座电站的上网电量电费结算单显示，五个月平均上网电价为0.1225元/度（包含辅助服务费用在内），单月综合上网电价最低仅为0.06元/度，最高为0.16元/度。相比于山西燃煤基准价0.332元/度，降幅高达63.2%。
2022年3月31日，山西电力现货市场连续运行满一周年，这是全国第一个新能源连续参与电力市场的省份。然而，这一年，山西已经并网的光伏、风电业主日子过得愈发煎熬……
作为能源电力大省，山西作为我国能源革命综合试点地区，同时也是我国确定的首批8个电力现货市场建设试点省份之一，意在探索现货市场在保障电力供应、促进新能源消纳、提高电网效率、推动管理优化等方面的重要作用。
确实，山西风、光没有出现限电情况。但是在这场涵盖全部省调火电、风电、光伏企业和售电公司的现货试点探索中，大部分在补贴范围内的存量光伏发电企业却开始在“生死线”上挣扎，无论是国有企业还是民营发电企业，现货交易带来的是综合电价骤降的窘况，项目进入全面亏损状态，甚至有电站去年亏损高达7000万。
补贴内光伏项目：电力交易后综合电价降至6分/度
另外一座位于山西的光伏电站（以下简称SX电站）所遇到的境况比文章开头的那个情况更为糟糕，该电站2022年1-5月的综合上网电价仅为0.1元/度，从整个发电量占比可以看到，以0.332元/度燃煤基准价结算的电量占比范围在20-35%之间，剩余65-80%的电量需要通过现货市场或者中长期交易进行报价结算。
从光伏們获得的电费清单可以看到，2020年及以前，山西上述光伏电站的综合电价基本在0.3元/度及以上，基本接近山西的燃煤基准价。但从2021年4月开始，山西现货市场需要新能源电站长期的、稳定的、连续性的参与其中，该光伏电站2021年的综合电价降至0.24元/度，降幅明显。
一家新能源企业的生产管理负责人韩语（化名）告诉光伏們，参与电力交易对于2019年的竞价项目影响巨大，“以一个50MW的光伏项目为例，今年上半年参与电力交易综合电价在0.15-0.16元/度，而电站运营费用大概400万左右，甚至还不足以支付还本付息的部分，全年下来整座电站要倒赔约1000万；高补贴的项目相对好一些，但现在由于国补不到位，结算电价很低极大了影响了项目公司的现金流，虽然财务报表显示有利润，但实际情况是甚至需要靠借贷来补充现金流”。
“直接参与电力交易带来的电价损失在0.12-0.13元/度，调峰、市场运营费等度电分摊也有0.04-0.05元/度，这还没算两个细则考核”，韩语解释道，2021年公司运营的光伏电站在山西省电价约在0.25元/度左右，但2022年仅上半年就降到了约0.19元/度，这半年每100MW光伏电站项目的损失大约在1000万以上，全年损失约2000万元以上，项目年度财报肯定是大幅亏损的。
一家央企山西分公司的运营数据显示，2022年1-6月光伏平均电价为0.167元/度，风电为0.21元/度。可以得出的结论是，在山西现货市场运行一年内，电力交易正持续拉低光伏电站的收入，并且降幅巨大。“在参与电力市场之前，我们电站年度电费收入大概在1200-1300万，今年上半年电费收入仅仅有240万”，上述SX光伏电站运维站长告诉光伏們。
保障性收购小时数与电价“双降”
从规则上来看，山西新能源的结算电价主要分为两部分，其中保障性收购电量部分，按山西燃煤基准价结算，剩余电量按现货市场价格结算。但问题在于，保障性收购电量的比例并没有明确的比例，而是通过分时“以用定发”模式来确定。
而鉴于新能源电站的出力特点，“以用定发”规则下，保障性收购的比例大幅下降。韩语解释道，“在这种规则下，在光伏大发的时候，用电量很少，而在晚高峰用电量上来的时候，光伏却没法出力，基数电量（保障性收购电量部分）正逐步减少”。
以上述SX电站为例，最高仅有35%的保障性收购电量，按照1600小时年发电小时数计算，保障性收购小时数最高仅为560小时。而根据国家能源局相关文件，山西省Ⅱ类资源区的风电、光伏发电保障性收购利用小时数分别为1900小时、1400小时。山西的现状明显与国家相关文件冲突。
保障性收购电量大比例减少是拉低综合电价的关键之一，除此之外的市场交易电价更是惨不忍睹。“显然，在当前规则下，新能源电站的报价仍处于劣势，交易电价由供需决定，在中长期交易市场中，由于风光发电的特性，像我们这种单体规模不大，并且在山西整体体量较小的电站，在中长期谈判交易中并没有优势，议价的主导权更多的掌握在用户或者售电公司手里，所以部分电站就选择不参与中长期交易”，SX电站站长解释道，参与中长期交易，我们现在只能凭经验探索，比如在迎峰度夏的7-8月，由于供需相对紧张，我们在中长期交易中能够获得较高一点的电价，这种情况下我们就尽量参与到中长期交易，但大部分时间电力交易中光伏的结算电价都要远低于燃煤基准价”。
“一般来说，7-8月份风电几乎不出力，市场上主要的电量来源就变成了光伏和火电，加上夏季用电量需求较大，光伏参与中长期交易的电价能达到0.35元/度左右，这是全年可以交易到的最高电价了”，韩语补充道，但是两个月的高电价无法抵消其余10个月的超低电价，在1-2月大风月的时候，尤其是在春节期间尤为严重，光伏0.14元 /度的电价甚至都卖不掉。
据锦宏能源数据显示，2022年3月4日11时13分，山西新能源发电出力创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电出力的61.3%。当天，山西电力现货市场日前和日内出清价格有17个小时左右处于0电价。
锦宏能源分析，与广东电力现货价格由动力煤价格决定不同，山西电力现货试点的市场出清价格基本由新能源出力大小决定。在新能源发电出力大量富余时段，出清电价基本持续维持在地板价；反之，在新能源发电出力小，需要火电顶峰运行时段，往往会出现价格尖峰。在高比例新能源电力现货市场中，新能源大发时出清电价为0几乎毫不稀奇。而且如果没有特殊干预，可以预见0电价持续时间将会越来越长，也会在更多省份上演。
不仅是0电价，在中长期交易中，山西光伏电站甚至出现了负电价，“光伏电站预测准确性的问题非常严重，可能整体发电量的预测精度可以提高，但具体到某一个时间段的差异非常大，比如我们有一座电站位于山脚，每天固定时段会飘来一朵云，光伏电站的瞬时功率可以从200MW降到5MW，在发电量跟不上的时候，光伏电站还要去现货市场上买电补上这部分电量，这部分电量有时候会比中长期签约价还高，这样在中长期交易中可能就会出现负电价”，韩语解释道。
确实，山西在快速发展新能源的同时，没有出现弃光弃风的限电情况，这也得益于电力市场的实施。但为了不限电，而让新能源电力的收益大打折扣，这无异与“逼”新能源发电企业饮鸩止渴。
困局：机制与市场的抉择
2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置，电力交易已成大势所趋。
“从电力系统的角度来看，市场本身没有错，客观来说，山西现货交易试点讲电力、负荷的时间价值体现出来了，也在按照国外公开的市场规则推行，但对于光伏电站来说，在市场交易体制下，电力不匹配的问题非常严重”，韩语进一步解释道，光伏出力是典型的“馒头曲线”，中午是出力高峰期，但是电价低谷段，发出来的电没人用、不值钱，到了晚高峰负荷将近3000万千瓦的时候，光伏又完全不能出力，这就需要火电的参与。火电以灵活性改造参与其中，进一步提高了中午时段电力的饱和程度。
在谈及建议时，韩语坦言，“如果想要从根本层面破局，技术手段仍然是关键，比如通过配置高比例的储能，让光伏发电曲线进一步与负荷相匹配，但问题在于，以目前峰谷电价差，企业并没有投资储能的动力，目前的价差尚不足以支撑储能投资。即使省间交易，光伏发电一样面临与负荷不匹配的问题，光伏发电的波动性会使外送通道在夜间面临空运的情况”。
面对当前的电改情况，高利认为，“改革应该首先是建立在保持合同的延续性，保证合同主体的利益不受损失。按照目前的市场规则，新能源电和火电放在同一个交易平台上，不是一个量级的，新能源只能被淘汰出局。要想让新能源上市交易，必须出台一些保护性政策，培育出一个适合新能源电力交易的市场”。
在建设全国统一电力市场体系的大浪潮中，客观来说，新能源电站要做到的是紧跟趋势，掌握更优的报价策略，然而，高利的这一观点却深刻的反映了在现有山西现货交易体系下，新能源发电企业的心声。
“我们去参加省里组织的电力交易培训，领导说做电力交易要懂市场、懂经济、懂数学、懂统计，还要掌握报价策略与国际形势。我们也希望电站可以多发电、多收益，但是真的太难了”，这位站长的感慨正是不少深陷于电力交易困境中企业与站长的“缩影”。
电力交易下的新能源投资困境
保障性收购比例低，现货与中长期交易电价又远低于燃煤基准价，二者叠加的影响大大的拉低了山西新能源电站的综合电价。“电力市场交易本质上是促进新能源的消纳，但在现在情况下，基本不限电了但电价的大幅降低，使得企业全面亏损，新能源发电企业正牺牲电价换取发电权”，一位熟悉山西情况的行业人士补充道。
据韩语介绍，目前山西的平价光伏电站项目尚未参与电力交易，“山西已经建成并网的光伏平价项目很少，第一批批复的平价示范项目由于各种原因目前仅并网了3-4个项目，但去年山西下发了超过10GW的保障性平价项目。虽然平价项目是否参会与交易尚没有明确文件，但这么大体量的项目并网之后，参与交易大概率是无法避免的。电力交易下的电价水平基本是给山西的光伏项目宣布了“死刑”，这也将极大的削减山西新能源电站的投资积极性”。
据了解，目前山西在2019-2020年国家平价示范项目中的风光项目保障性收购小时数尚能够保障。但在行业全面进入平价之后，电力交易的范围正越来越广泛。6月23日，山西省能源局下发《关于进一步加快推进风电光伏发电项目建设的通知》指出，为圆满完成国家下达我省的非水可再生能源消纳责任权重，今年新能源装机规模新增1000万千瓦。
眼下，投资企业面临的问题是这10GW已经全面进入平价时期的新能源电站上网电价应该按多少测算？
进入“十四五”，电力交易正成为新能源电站面临的大趋势之一，趋势不可挡，但目前面临的问题是，以山西的交易规则，将新能源全盘推向市场化交易必然会导致综合电价降低。不管如何，山西电力市场发展的“阵痛”，对国家层面以及其他各省电力市场改革，也提供了一个参考、分析以及宏观政策制定参考的非常好的样本。
风光行业也在以市场主体的身份竭尽全力参与市场，但在当前，在新能源电力的环境价值尚未体现出来的前提下，配置储能、调峰调频、市场交易甚至补贴核查都一股脑的压到投资商身上，新能源电站投资反而成了诸多发电集团最弱势的业务板块，势必将削弱新能源电站投资的动力与积极性。
一位熟悉山西电力交易情况的资深行业人士告诉光伏們，近几年新能源装机规模以年均20-30%的速度增长，对原有电力系统的冲击愈发明显。“发电不可控是新能源的典型特征，尤其是短期或者超短期的偏差比较大，在参与电力市场中，实际偏差越大，意味着发电企业付出的代价越大。新能源参与电力市场，乐观来看会提高新能源场站功率预测的准确性，也提高发电企业的重视程度，对于新能源扰动电网等提供积极的价值。但另一方面，这一问题是一个全球的行业难题，短期内并不能通过付出一定代价取得质的突破，这就会挫伤新能源投资的积极性”。
“但同时，从电力系统运行来看，在以火电为主的结构下，发电侧负荷可控可调节性强，用户侧可以根据自己的需求用电，典型特征是发电侧适应用户侧。但随着新能源装机的增加以及火电的减少，降低了响应负荷侧的灵活度。目前电力系统也处于一个新旧交替的时期，电网也在通过电力系统运行规划、虚拟电厂、可控负荷等储能等方式探索适应当新时代电力系统的方式”。
电力市场化交易，究竟要把新能源引向何处？未来，新能源在整个电力市场中的角色究竟该如何定位？这是电力交易规则的制定者不得不面临的问题。
