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苏州若凡代运营:2020年光伏竞价之尴尬:不明确的保障收购小时数、攀升的电力交易比例

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北极星太阳能光伏网讯:5月24日,青海2GW光伏竞价项目开标,申报电价从0.228-0.3299元/千瓦时不等,价格差距非常之大,排除捣乱打酱油的嫌疑之外,电价差距更多的来自于边界条件的不明晰,其中最大分歧来自于电力交易比例的不确定性。光伏們了解到,报价较低的几家业主均未将电力交易考虑其中。

参与电力市场交易的比例与电价对于竞价项目的收益率测算极为重要。但更难的是,电力交易的比例究竟是多少?参与交易的电价是多少?无人说得清。但是,从大趋势上来看,光伏电站参与电力市场交易已经难以避免,与此同时,最低保障性收购难以贯彻执行,也加重了企业参与电力市场交易的压力。

冷暖自知:西北地区最低保障收购难执行、被迫参与市场交易

2016年国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,以文件的形式明确了Ⅰ、Ⅱ类资源区光伏电站的最低保障性收购小时数,尽管如此,但据光伏們了解,西北地区,尤其是Ⅰ类资源区的最低保障性收购很难执行到位。

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某光伏电站业主温和(化名)透露,西北地区如新疆等弃光压力较大的地区都出台了各地的执行标准,远低于国家规定的最低保障小时数。“基础保障发电小时数基本只有400-500小时左右,2018年北疆地区平均发电小时数在1200小时左右,可能有60%左右都是通过市场交易完成的”。

光伏們曾在《0.228-0.3299!边界条件不明晰致电价差异大,青海2GW光伏竞价“惨烈”》一文提到,某青海光伏电站业主告诉光伏們,“我们的电站电力交易比例在逐年提高,2018年平均保障性收购小时数只有500多小时,2019年则下降到不足300小时,其余都要按照市场化交易出清结果结算。”

正因为最低保障性收购小时数难以执行,光伏电站业主不得不通过参与电力市场交易来获得发电权。温和表示,“能发出来就很好了,起码还能获得补贴,否则就只能白白弃掉”。

但是对于这些地区的光伏电站业主来说,参与市场交易实际上是通过降低售电电价来获取发电权。一方面,光伏电量参与电力市场的交易价格极低;另一方面,参与电力市场交易,因出清不及时,许多光伏电站因此导致的考核罚款也非常之多。

上述青海业主透露,2019年所有光伏电站的平均结算电价不足0.19元/千瓦时,而今年过去的这几个月的平均结算电价甚至都不足0.16元/千瓦时!

温和告诉光伏們,他们位于青海、新疆等地的光伏电站收益中有六七成都来自于参与电力市场交易所得,因交易形式的不同,让价幅度也大不相同,“青海电站的平均让价约为0.15元/度,按照0.2277元/度的燃煤标杆电价,实际上每度电平均能收到7分钱左右的售电收益,新疆也差不多。”

除了电价低,因参与电力市场交易导致的考核罚款也是让业主头疼的问题。“参与电力交易的难度极大,省间基本靠猜,出清不及时,省内交易电价只有0.12元/瓦左右;省外的交易,年初申报,单出清不及时,都不知道是否成交了,这样也无法确定省内的量,偏差超过20%就有电量考核”,另一家位于青海的光伏电站业主感慨道,根本搞不明白到底该如何操作。

尽管如此,但是光伏电站投资商必须清楚的意识到,参与电力市场已经是势在必行。2019年,山西省能源局发布《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案》征求意见稿,光伏机组安排900小时,新投产风电、光伏发电机组根据投产月份按比例安排基准利用小时,除执行基准电价之外的电量全部参与市场化交易。

这一文件引起轩然大波,虽然最后该文件并未真正推行,但Ⅱ类资源区首次出现这个苗头,对于行业来说,是一个信号。

竞争激烈,竞价与平价如何权衡?

从青海此次开标电价可以看出,竞争可谓“惨烈”,海南州的平价申报电价已经来到0.282元/度,这仅与青海0.2277元/度的光伏结算电价高了5分左右,如果超过50%的电量都要按照0.15元/度的电价参与电力市场交易,加上公摊费用,竞价项目的收益率恐怕很难具有吸引力。

某计划申报今年新疆竞价的投资企业分析道,Ⅰ类资源区要想进入竞价名单,差不多要降7分左右。新疆平价是0.25,竞价按照0.28申报,只比平价多了3分钱,但是竞价要交易,不知还有多少比例的0.25脱硫煤电价要变成0.15,那还不如平价划算。