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可再生能源发电如何博弈电量指标?

发表于:2016-04-14    

《办法》对于突破电力高度管制,实际也是非常重要的一步。对于以可再生能源为主要业务形态的发电企业而言,寄希望于以文件的形式确立保障性收购电量解决目前严重的弃风弃光现象,成为了可能。同时电网企业也没有失去保障性收购电量的确定权,在最终确定项目的保障性电量多少时,目前的情况,电网企业可能参照可再生能源分类电价加合理收益的方式进行测算出各个项目的保障性收购电量,而且这是个变量,可能要根据周期变化做出相应调整。

虽然文件中对保障性收购电量做了规定,发电企业超出部分,可以拿到市场上交易,不过对于“三北”地区的风能、西部地区的太阳能,如何卖给东部沿海地区?允许不允许直接售电给用电大户?另一种情况就是,电网企业会不会故意降低保障性收购电量指标,从而获得发电企业更低的入网电价(如果存在补偿发电企业损失小于压低指标获得收益的情况)?实际上,由于电价改革的推进力度的限制,截止目前,国家仅成立了北京、广州两个交易中心,但是这两个交易中心的职能是负责原有的西电东送、跨区域间政府(主要以省为单位)协议等,真正的电力市场还没有建立起来。总之,所谓的可再生能源发电全额收购也是有条件的,可再生能源发电企业与电网企业间的博弈才开始。

负电价机制有无可能被引入到可再生能源发电领域

此次所提到的可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。这就给可再生能源发电提供了两条途径,一条就是依照所谓的经过核定的上网电价,争取更多的向电网企业输送保障性收购电量,这在目前而言是最好的一条途径,而对于一些发电能力强,可再生能源资源优势较为明显的发电企业,也可以将超过保障性收购电量的部分用于电力市场交易。这个时候就有可能导致发电企业为了获得更大的发电权,采取价格上的优势,在各方面条件允许的情况下,甚至零电价或者负电价。

不过,《办法》中指出,生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争,上网电量有电网企业全额收购。如此看来,剩下的也只有风力发电、水力发电了。而水力发电,主导思想是优先安排那些调峰机组和大型机组等。从国内的大的环境看,目前电力交易机制还很不完善,是否在可再生能源发电领域引入负电价机制,可能还要经历一段时间的等待。但负电价机制是趋势所在。

过热投资有可能引发的一系列新的环境问题

可再生能源得到空前的广泛关注,两个原因成为关键因素。一是,传统化石能源的投资空间在缩减,相应的可再生能源的投资成本在下降;二是,政府在传统化石能源发展格局中的紧缩政策的倾向性导致投资从其他领域部分转移到可再生能源。3月17日,国际可再生能源署发布《迈向可再生能源未来路线图》,其中提到全球能源消费的80%的40个经济体都在或即将进行能源转型,预计2030年,全球能源结构中可再生能源达到36%,节能效益将会非常明显。

这一趋势一方面引领可再生能源得到强劲的发展,同时也可能导致过热投资现象的出现。投资过热不仅不利于产业健康,比如光伏产业的过热投资导致中下游的出现部分产能过剩局面,甚至由于一味的重市场轻市场导致所建设的光伏电站问题众多,这种情况下,即便是市场真的来的,也是抓不到的。再比如,投资过热导致的无须投资现象频频发生,某中部省份,一座山上树木全被伐光,代替的是一排排的太阳能电池板。不仅从电力局面过剩的情况出发还是从环境保护的角度出发,这种以牺牲环境资源换取纯粹经济效益的投资方式都是不可取的。

关于可再生能源发电领域值得探索的地方还有很多,问题的症结还是在于目前国内的电力市场尚未真正形成,不能充分发挥市场化的优势,随着电力改革的深入,电力市场化机制的建立健全,可再生能源的综合效益也会被再次评估。

责任编辑:solar_robot
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