新電改對光伏影響有多深 6個配套文件代表我的“心”

2015-12-01 10:26:14 來源:

2015年11月30日,國家發改委、國家能源局聯合發布《關于印發電力體制改革配套文件的通知》,發布電改6個配套文件,正式開始了售電側的電力體制改革。
筆者通讀已經發布的6個配套文件(《關于推進輸配電價改革的實施意見》、《關于推進電力市場建設的實施意見》、《關于電力交易機構組建和規范運行的實施意見》、《關于有序放開發用電計劃的實施意見》、《關于推進售電側改革的實施意見》、《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》,發現除了第六個文件《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》之外.
其他五個文件都或多或少的涉及到了光伏產業,對光伏發電的上網交易產生影響,同時據分析發現,此次售電側電力體制改革未來影響最大的應該是目前在光伏發電中里所占比例較小的自發自用類分布式項目,尤其以就近為消納方向的分布式項目的獲利應該最高。
電改背景:經濟下行,用電需求縮減
2015年,中國整體經濟下行趨勢已經無可置疑。從國家能源局連續發布的8、9、10份的全社會用電量,可以發現隨著經濟下行,整個中國市場對于電量的需求在逐步縮減。電量個供應其實并沒有隨著需求的減少而減少,僅從光伏來看,在10月份國家能源局發布的“十三五”150GW光伏裝機總目標的刺激下,光伏裝機量在不斷擴大,而同時火電其實并沒有很明顯的縮減,造成整個電力市場中,發電總量越來越多,但是用電需求卻越來少,電力供應開始出現供過于求的態勢。
具體到每個地區,電力供應狀況可能還是有所差別。西北各地的電力過剩狀況比較嚴重,加劇了愈演愈烈的“限電”“棄光”;但是到了東部沿海又不一樣,因為各種天然條件的缺乏,以及用電大戶聚集,東部部分地區也會出現一定程度的電力短缺。這個問題,從目前來看,在輸送渠道不能進一步擴容的前提下,新的電改仍無法做到有效調節。
電改主旨:電力量和價的全面放開
此次電改,從終極目標來說,是要實現對于電力在量和價兩個緯度上的放開,讓電力真正作為一種商品,由市場來調節它的價格和供應。而這一宗旨最終將對所有的發電企業及用電企業和個人產生不可估量的影響。
對量的影響。電改從集中和分散兩種方式來構建供電方主體。分散式是主要以中長期實物合同為基礎,發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線,偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式;集中式是主要以中長期差價合同管理市場風險,配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式。
兩種模式將采用統一的計算方式:固定小時數*裝機容量,同時不同地區根據實際情況,允許以競價的模式來促成交易。這一點非常重要,允許競價可以有效提升那些有成本優勢的發電企業的利益,增加發電端的提高效率降低成本的積極性。
對價的影響。對電力供應量的放開,以及競價原則的實行,保證了新的電價區域性算法的可能性。也就是說,按照輸配電不同成本,電價可以有不同的等級。把傳統的電網“吃價差”的定價模式,改為“輸送成本+合理收益”模式。
以上海自發自用類分布式的電價構成為例,假設自發自用比例是80%的工商業用戶,那么電改之前:上網電價=(0.44*20%+0.93*80%)+0.42+0.25;新電改之后:售電側電價=發電側電價+電網成本+電網利潤,現在按照電改新規則,要求售電公司在平均成本的基礎上可以加上合理的利潤,而據業內相關人士透露,電網公司的平均成本大概在0.2元左右,目前可能降的也就在電網利潤項里面,可靠的估計短時間內售電側電價利潤變化不大。
但是如果此用戶發的電就近售賣給附近的企業,那么電網成本就會大幅度降低,極有可能出現(0.93*80%+電力交易價格20%)+0.42+0.25的狀況,而這個電力交易價格就算去掉電網成本和利潤,也可能遠高于0.44元。
而據測算,假設該企業之后經營狀況不良,在電改前的電價只能是(0.44*100%+0.93*0%)+0.42+0.25,效益已經極差了,但是在電改之后,很可能變成:電力交易價格*100%+0.42+0.25,下限拉高,對于光伏發電投資的積極性應該會有很大的促進和保護。
目前狀況來看,因為全國的電力供應過剩,可能一時半會兒售電價格不一定會上升,獲利不一定那么明顯,但是長遠來看,那些手里掌握有更多分布式電站資產的企業將收益更多。
電改試點:7個省區獲批
在深圳市、內蒙古西部率先開展輸配電改革試點的基礎上,將安徽、湖北、寧夏、云南、貴州。▍^)列入先期輸配電價改革試點范圍。
電改交易:2個區域交易機構
力跨省區交易機構目前有兩個,一個是依托國家電網公司組建的北京電力交易中心,另一個是依托南方電網公司組建的廣州電力交易中心。
交易中心的組建,有3個來源,一種電網下屬子公司,一種是電網相對控股的公司,最后一種是會員制模式。
此次電改六細則出臺,對于光伏產業的影響極為深遠。在記者看來最大意義,可能不在電價,而是明確分布式光伏有資格作為售電主題參與市場交易,這對于未來分布式發展是極大的利好。對此保利協鑫副總裁呂錦標也表示,“(六細則的推出)將推動電力供給側改革將更加有利于光伏等可再生能源發電的上網,有利于分布式光伏等自發自用、就地消納的能源微網發展。”
專家點評
本次6個電改配套文件的核心亮點在于,關于電力市場建設及電力交易機構組建的兩個文件。這兩個文件相比中共中央電改9號文有了較大的突破和細化,“電力現貨交易市場”的概念清晰浮出水平。從電力現貨交易的品種看,既包括日前、日內、實時三種形式的電能量交易,還包括備用、調頻等輔助服務的交易。從電力現貨交易的參與主體上看,除了發電企業、供電企業、電力用戶外,還包括售電企業--售電側改革的參與主體。
但不同于之前市場預期的是,本次電改配套文件中對售電公司資質的要求較低,并不需要特別的牌照資質,而只須達到注冊資金及業務人才的基礎規定,經省級政府批準即可申請成立;另外,電網企業也出現在了售電側主體的名單中。從電力現貨交易機構的體系來看,本次電改配套文件規定了區域、。▍^、市)等不同級別的交易中心:區域中心由兩大電網分別在北京、廣州組建,而各省級交易中心則由電網子公司、電網相對控股公司擔任或通過會員制組建;雖然級別不同,但不同的交易中心的市場之間可以互相融合。
對于電力市場建設的進度及未來電力現貨交易的容量,清華大學C教授認為,未來1-3年都將只是試點,到2018年后市場才會真正成立,屆時的市場容量考慮國際比較和中國的實際情況,預計在電能量交易的20-30%左右。而前期有機會參與試點的省份,更大概率出現在經濟發達、技術條件好、市場意識高、各利益主體間矛盾較少的東部沿海省份。
對于未來的整體電價趨勢,C教授認為,目前來看全國都存在一定不確定性。一方面,2015年來全國進入電力全面過剩時代,需求疲軟,而電力體制的市場化改革必定減少中間環節的超額利潤,加成減少;另一方面,如果未來逐步考慮火電的外部環境成本(體現為碳排放權價格),又會推動電力成本的整體上升。
電改專家Z博士提示,現在考慮參與電力交易的部分更多是增量部分,存量短期內不考慮,因此不太會出現全局性的降電價。而由于交叉補貼的傳導機制問題,原先就受補貼較多的居民側不太會出現電價的下降,而工商業電價的下降更多會出現在東北、西北、西南等電力供給相對嚴重過剩的地區。
對于新能源行業的影響,Z博士提到,對于傳統的風電、光伏,政策整體偏中性。新能源本身就是全額消納的,電改前后并無差異。電力交易“允許火電、水電參與直接”,但對核電、風電、光伏的態度只是“鼓勵嘗試參與”。但是,對于分布式光伏,本次配套文件則是積極和正面的:“擁有分布式電源的用戶,節能服務公司等均可從事市場化售電業務”,“分布式”的字眼在配套文件中多次出現。
新電改六細則Q&A
1.哪些省可能性比較大?
具備特點:(1)基本技術條件好,市場意識要求高,(2)售電側放開,(3)經濟發達地區,(4)矛盾比較少。三方面試點:售電側放開、輸配電價核定、市場建設。
2.電力交易市場要多久?
電量交易市場化達到20-30%,1-3年內可能實現正常運轉。2017年都是試點,2018年以后才會成立。
3.能源互聯網的觸動
能源互聯網在用戶側,如果沒有售電側電價放開,能源互聯網成功可能性較小。
國務院有互聯網+申報,有能源口的。
4.對于新能源的發展
原先主要靠政策補貼,某些程度上將偏中性或利空。賣電主體,主要是水電和火電,目前只是鼓勵。對新能源并不是特別好,但放開后,用電側出現用電主體。促進分布式的發展。新能源微電網是天然售電主體。
原先新能源是全額消納,電改后也是。但如果現貨市場建設得好,長遠看是好事情,F在新能源賣的是電量;痣娺提供有價值服務,新能源提供不了;痣娡ㄟ^給風電深度調峰分利益。
5.電價趨勢
全國都不確定,整體處于過剩的局面。電價是下降趨勢。電價下降能否傳到終端,不好說。地方政府希望降電價,改善企業盈利。
長期看存在漲電價預期的;痣婋妰r低:(1)沒有考慮外部成本。碳交易推動電價上漲。(2)新能源成本不會長期下降。
大工業用戶下降預期會比較大,上網電價降1/3(0.1元),F在拿增量做交易,但存量不會。對于用戶沒有降價預期,政府通過交叉補貼。居民不可能降價。利益可能傳到售電公司。售電側競爭不會是完全競爭。
東北、西北、西南可能是降價降得比較嚴重的地方。
6.是否會拼命競價?
市場有三類電價:(1)大用戶、直供,協議電價,(2)現貨市場競價,(3);A供應的標桿電價。國外現貨占比只有20%左右。
7.新能源統購統銷怎么保證全額收購?
電價不會有影響,但電量有影響。光伏、風電優先購電權不變。核電有問題,考慮調峰需求后全額消納。
8.跨區輸送如果保證新能源被接受?
新能源全額收購本身是偽命題。西北地區新能源消納不容樂觀?鐓^送電雙方協定,國家不做匹配。
來源:SOLARZOOM   采編:劉晶

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