市場化交易難成光伏救命稻草

用“哀鴻遍野”這個詞形容“531新政”對光伏行業(yè)的影響一點都不為過。6月6日，國家能源局新能源司與光伏行業(yè)協(xié)會部分企業(yè)代表的座談會就光伏行業(yè)的健康發(fā)展提出了六點意見，“加大電力體制改革力度，切實推動分布式發(fā)電市場化交易試點”是其中非常重要、也是業(yè)內(nèi)非常期待的一條措施，更有業(yè)內(nèi)人士將市場化交易視為光伏產(chǎn)業(yè)新的春天。在去補貼的殘酷背景下，給市場注入強心劑的心情可以理解，但理性分析，分布式發(fā)電市場化交易對提升光伏項目收益率的作用實在有限，而且是階段性的。長期來看，光伏完全參與未來電力市場并具備和傳統(tǒng)能源的競爭力還任重道遠。

分布式發(fā)電市場化交易對光伏收益提升的作用有限

新政下，對于有指標(biāo)的項目補貼損失額度為0.05元/kWh，對于沒有指標(biāo)的項目補貼損失額度為0.37元/kWh(即考慮不拿補貼)。通過分布式發(fā)電交易手段對光伏收益提升的作用主要體現(xiàn)為：一是可以以相比標(biāo)桿上網(wǎng)電價更高的價格賣給附近工商業(yè)用戶;二是就近交易不用考慮交易范圍以外的輸配電價，減少了交易成本，但仍要考慮交易范圍內(nèi)的“過網(wǎng)費”。

在這一邏輯下，分布式發(fā)電市場化交易彌補“降補”的損失就很好計算了。通過分布式發(fā)電交易手段能拿回多少損失則主要取決于項目參與交易的電量、交易電價和“過網(wǎng)費”。而對于完全自我消納的分布式光伏項目而言，由于沒有余電能夠參與交易，則享受不了市場化交易帶來的紅利，也就是說這類項目完全不能通過市場化交易彌補“降補”帶來的損失。

所幸的是，在現(xiàn)有規(guī)則下，光伏參與分布式發(fā)電交易無需考核偏差電量和交易曲線，“過網(wǎng)費”在現(xiàn)有輸配電價機制下也相對偏低。然而即便如此，項目通過分布式交易提升的收益也很有限，并不能完全抵消“降補”帶來的收益損失。

未來電力市場環(huán)境下光伏市場化交易將面臨更殘酷的事實

我國電力體制改革總體而言仍處于起步階段，交易規(guī)則還比較簡單，輔助服務(wù)市場對于電力交易的重要性和獎懲機制仍有待體現(xiàn)，輸配電價機制的合理性也有待完善。然而當(dāng)我國真正完成電力市場建設(shè)后，未來光伏參與分布式發(fā)電交易將面臨更殘酷的事實。

一是參與交易電量部分的“過網(wǎng)費”很可能比現(xiàn)在價格更高，并且考慮交叉補貼因素后該部分交易成本將進一步抬高。我國電力體制改革并不是孤立的就某一項內(nèi)容進行的改革，輸配電價、電力市場、配售電等都是協(xié)同一體化的改革。在光伏行業(yè)紛紛叫屈的今日，電改另一個主力軍增量配電網(wǎng)早已在不停喊冤。增量配電改革面臨的一個主要問題是現(xiàn)有輸配電價機制對配電成本的合理反映。而一旦通過增量配電業(yè)務(wù)對標(biāo)后發(fā)現(xiàn)應(yīng)該抬升配電部分“過網(wǎng)費”時，分布式光伏也將付出更高的交易成本。

二是偏差考核和發(fā)電曲線的問題。偏差考核和發(fā)電曲線是未來電力市場環(huán)境下光伏參與市場繞不過去的一道坎。眾所周知，光伏的發(fā)電曲線是不可控的，那就需要通過購買輔助服務(wù)解決這個問題，隨著輔助服務(wù)市場的完善，這絕對是一筆可觀的成本費用，這也將導(dǎo)致未來光伏參與分布式發(fā)電交易成本的進一步上升。而且一旦光伏參與現(xiàn)貨市場，這些問題將更加突出。

認清形勢比盲目期望更重要

目前中國電力體制改革才剛起步，很多規(guī)則并不完善，但是對于光伏項目參與分布式發(fā)電交易而言，也給了光伏行業(yè)適應(yīng)電力市場的一個緩沖期。在“降補”背景和現(xiàn)有的分布式發(fā)電交易規(guī)則下，即便隨著光伏成本的降低，光伏項目通過分布式發(fā)電交易能夠?qū)崿F(xiàn)可觀的收益率，但行業(yè)也要認清形勢，應(yīng)具有對未來電力市場環(huán)境的憂患意識。

毫無疑問，以光伏為代表的綠色能源將是未來能源系統(tǒng)的主力軍。但未來能源系統(tǒng)一定不是能源品種和市場機制孤立存在的系統(tǒng)，而是不同能源種類和市場機制耦合的復(fù)雜系統(tǒng)。同樣，對于光伏投資而言，未來考慮的不僅僅是光伏本身參與市場化交易如何收益，而是如何結(jié)合諸如配電網(wǎng)、儲能等形成具有互補性的、可持續(xù)性的綜合能源系統(tǒng)，而這類綜合能源系統(tǒng)，才真正具備未來市場化交易的競爭力。