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浙江因中午11-13点有2小时的谷电,深受充电桩运营商的喜爱。
去年11月,山东经过一整年电力现货市场运营经验累积,于2023年“开辟”首个系数仅为0.1的深谷电价,集中在中午。
(来源:微信公众号“享能汇” 作者:华东工作室)
表1:山东电网代购电深谷时段
有人开电动车自驾游到山东后惊叹:“第一次见到峰谷是反的。”
图1:2023年4月,威海商用充电价格11:00-14:00时段价格最低
近期,江苏也开始探索午间谷电。
5月,江苏省发改委发布《省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知》文件,从7月1日开始,将主要发生2点变化:
第一为尖峰——夏冬两季的尖峰电,原本仅以极端高低温为触发条件,现在改为全月执行。
第二为谷电——逢春节、“五一”和国庆假期,在午间(11点-15点)试行工业用电重大节日深谷电价。
表2:江苏重大节假日谷电:在平段电价基础上,以峰段电价为计算基础下浮20%
江苏锚定新的尖峰和谷电,政府文件对此有背景说明:
1. 省内新能源发电装机持续增长,占全省发电装机容量比例已超过33%。
2. 缓解重大节日期间电力阶段性供大于求的现象。
峰电价增收资金,统筹用于需求响应、弥补试行深谷电价分时电费减收、采购区外电力现货“超支”购电成本等全省能源电力保供工作。
省内市场主体解释:
“江苏省前两轮电力现货结算试运行,暂时还没未出现低于3毛的价格,但本次设置新的节假日谷电,主要是为了鼓励用电。”
光伏装机迅速,现货大省率先调谷电
电力现货市场中,通常由于光伏出力高,叠加供大于求两方面原因,极易在午间形成低电价。
对标现货价格信号的山东对分时电价的调整速度极快。
现货试运后的第一次调整在2020年年末——由于出清的现货价格和当时的峰谷价格矛盾,山东出现谷电用户入市难的情况,年底,山东根据光伏出力及负荷情况,自行作出了调整峰谷时段的决定:
表3:山东现货运行后,历史上首次峰谷调整
当时的调整以午间时段为主,为其2022底推出深谷电价打下基础,也比其他省份的调整,要早上整整一年。
从山东装机情况看,截止至2022年底,省内第一大电源为火电,第二大电源为光伏,占比27%。
图2:如文字
参与山东现货市场的独立储能运营人士解释:“储能充电,除了在夏季选夜里,其余时段,跟着光伏大发的点走。”
而在自驾游到威海的路人出于好奇也打听到:“原来山东峰谷反向,是因为新能源装机多了。”
全国谷电蔓延
2021年下半年,顶层文件频出,“分时电价”(1093号文)、“燃煤标杆”(1439号文)、“电网代购电”(809号文)文件下发后,全国各地陆续开启新的峰谷时段和价格调整。
从全国看,光伏总体装机占比已达16.6%,比之2022年的占比15.34%,以及2021年的占比12.9%,继续独领风骚攀升。
表4:根据国家能源局2023年5月底发布的最新数据
与各省光伏装机数据交叉比对,不难发现,光伏占比高的地方,午间电价陆续往低谷方向调整。
表5:国家能源局《2023年一季度光伏发电建设运行情况》
【11:00-12:00】传统的西北新能源基地西藏、甘肃、蒙西、青海大工业(铁合金、碳化硅、水泥等)用户、宁夏四大行业用户处于谷段;现货大省山西处于谷段,新能源“新贵”山东在春秋两季调整为深谷电价;而江苏,也在该时段探索重大节假日深谷电价。
图3,来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列
【12:00-13:00】山东新增冬季两个月,也开始执行深谷电价。另外,河北南网也从去年12月起,将该时段也从平段调整为低谷(除了夏季),时长3小时。
图4,来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列
【13:00-14:00】负荷拉升后,浙江回到峰段,且夏季7-8月,为大工业尖峰。此时山西也回归平段。
图5,来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列
【14:00-15:00】西北新增新疆进入低谷时段;山东回到低谷时段(除了夏季);河北南网(除了夏季)依然处于低谷,此时,也是江苏探索重大节假日谷价的最后一小时。
图6,来自享能汇《中国工商业分时电价十二时辰》系列
从趋势上看,发电侧受新能源装机、气候变化影响,负荷侧受国际形势、产业布局、极端温度等因素的影响,各省的供需形势变化各异。加上首批、二批以及非批次的省份已经陆续开展现货试运行,从节奏上看,分时电价的调整,不再是全国统一的行政要求,各省正在按需自行调整。
而午间谷电从时长和空间上呈蔓延趋势。
光伏发电会不会亏?
光伏出力最大的时段,用户用电便宜,光伏发电商却降低了电费收入。
山东五一假期连续负电价的背后,首先是政府对市场价格上下限的放开,允许负电价的出现,从这个程度上看,山西现货市场出现的下限零电价,也可视为与负电价同样的意义。
从正在进行连续现货试运行的甘肃、山东、山西情况看,光伏进入现货市场,大致有三重原因导致收入降低:
1.光伏出力高的午间时段,现货电价低;
2.参与现货市场后,遵循“谁受益谁付出”的原则,需分摊机组启停、调频费用等电网成本;
3. 由于预测偏差,新能源在低发时,往往需要在现货市场买入高价电,来履行中长期合同。
于是,光伏发电企业面前有3个难题:
1. 参与市场化交易的收入似乎要比以前拿标杆低了,要不要现在进市场?
2. 进市场后,怎么交易?
3. 政策和规则,有没有给到足够的收入空间?
从国家顶层政策看,2月份一份关于享受补贴的绿电项目参与绿电交易的文件,虽未正式发布,却已传开。体会文件的宗旨,光伏参与市场化交易已然是大势所趋。
背后的原因也很清晰,809号文发布之后,用户侧已经逐步入市,电网代购电范围越来越小,按照政府定价结算的用电,最终将只剩下居民和农业用电,相应的,在发电侧,新能源的电量也需要进市场才能得到保障。
那么,电价则是光伏发电商更需要思考的问题。
从自身看,提升预测能力是硬条件,而定制中长期分时合约策略,则是软实力。
从思路上看,就像火电从电量王者向容量压舱石和辅助服务供应商转型一样,新能源过剩地区的光伏,也应当权衡电量收入和辅助服务收入。
从外部看,各省交易规则应当添加更丰富和灵活的交易品种,帮助增加新能源风险防范手段,扩大电量收入来源。光伏也应当尽力争取绿电、绿证、CCER等市场,获得电量以外的环境收益。
或许有一天,除了现货市场电能量收入以外,光伏的额外收入在场外:用户在午间享受每一度谷电的时候,需要另外付出一笔绿色费用。
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