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1月15日出版的《中國能源報》刊發水發能源運營管理部黃騫、魏勇、朱為鑫撰寫的文章《增強新能源發電企業盈利能力需各方協力》。全文如下：

增強新能源發電企業盈利能力需各方協力

作者：黃騫魏勇朱為鑫

近年來，在積極的政策引導下，新能源市場活力持續釋放，企業投資熱情方興未艾。但是，過熱的產業投資環境下也潛藏著項目電價降低、額外成本增加等一系列問題，導致新能源項目預期投資收益率降低甚至虧損,對新能源產業投資的長遠健康發展產生一定影響。

發展形勢向好與投資收益錯位

國家能源局發布的數據顯示，截至2023年11月底，太陽能發電裝機容量約5.6億千瓦,同比增長49.9%;風電裝機容量約4.1億千瓦，同比增長17.6%。2023年1-11月,全國風電、光伏發電利用率達到97.1%、98.1%。隨著電網建設的持續完善和電力體制改革的深入推進,新能源裝機發電與消納呈現“雙重向好”。然而，在此繁榮景象下,新能源發電企業的收益情況卻不盡人意。

從全國整體范圍看，新能源上網電量的市場化交易比例持續擴大，最低保障小時數不斷降低,部分新能源大省最低保障小時數每天不足半小時，幾乎要求全部電量參與中長期交易和現貨交易。其中,中長期交易比例超過70%。從電站實際經營看,參與電力市場化交易的綜合上網電價遠低于標桿電價，部分月份價格差額達30%以上。2023年5月1日至2日，山東電力市場現貨交易中心出現連續22個小時的負電價,刷新國內電力現貨交易市場負電價持續時間紀錄。

項目投資初期,企業一般按照當年標桿電價或競價電價測算新能源全生命周期收益,但由于新能源電量參與市場化交易時價格偏低，造成項目收益率遠低于預期。新能源發電曲線波動性大,在電力市場化交易體系框架下新能源發電企業還需承擔巨額調峰輔助服務曲線強制分解、執行偏差結算等多項考核費用,由于此類費用計算參數復雜、涉及面廣、標準不夠公開透明,發電企業很難有效分析、預判和干預。

為推動建設新型電力系統、應對市場化交易量激增、提高系統運行的安全可靠性和電力交易市場的調節靈活性,電網對新能源發電項目接入的智能化水平要求日漸提高,需要發電側不斷實施智能化改造。該部分技改費用應該計入整個電力系統成本,由電網企業通過輸配電價疏導,不應該由發電主體自行承擔,地方電網更不能通過“不技改就限電”的方式解決系統存在的問題。新能源項目運營具有固定成本高、變動成本調節空間小的屬性,在承受電費收入降低、智能化技改費用等運營成本大幅增長的壓力下,可挖掘降本增效的措施并不多,經營收益偏離投資預期較大，出現電量消納比例提升的同時,發電企業利潤下降的反常現象。長期看，這不利于資源優化配置,將對風電、光伏等新能源項目的持續健康投資起到負面抑制作用。

儲能被業內視為提升系統調節能力的重要舉措。近年來,各種技術路線競相發展，各種場景的規模化示范應用熱火朝天。不過,無論是大型項目配建儲能還是共享儲能,盈利模式基本為充放電價差套利,容量租賃、調峰輔助補貼等其他盈利模式并不成熟。受充放電次數限制,儲能項目自身盈利能力孱弱,意義更多在于服務發電項目指標,在一定程度上推高了發電側無效投資成本。隨著儲能項目的大規模并網,儲能項目的調峰套利空間有可能出現更嚴重的“僧多粥少”的尷尬局面。

四措并舉維護良好投資環境

首先,不斷優化配套政策并穩定預期。一要持續優化存量新能源項目的保障性收購制度,存量國家補貼項目和平價上網項目造價較高,電量收益彈性空間小,在著力推進電力市場交易發展中，兼顧保障性政策延續與交易市場機制創新設計,可以鼓勵新能源項目自愿選擇參與市場交易,自主承擔市場波動收益和風險，但不應通過限電等不合理手段強拉保障性發電企業參加市場化交易。二要持續落實成本疏導機制。三要完善市場交易容錯機制，不斷優化交易方式、周期和品種,適度降低交易市場建設初期的各類考核標準；提高公開信息披露質量,公布結算計算模型,使新能源投資主體能“看懂”結算單,有效進行經營預測和風險防控。四要確保新能源建設用地、用海等穩定性,防止因政策變化等原因影響項目的合法經營權益。

其次,進一步加強“三側”統籌發展。一要提高源網工程規劃的銜接性,強化統籌新能源項目和配套電網發展規劃,新能源項目建設指標批復要落實到具體項目的消納送出問題,建議與配套電網的建設時序銜接。結合配套電網送出工程建設周期,積極引導相關投資主體適度超前建設。支撐高量級、高比例新能源及時并網消納,做到“網通源成”。二要加快推進電力系統生態的科技賦能,立足新型電力系統海量數據、高頻交互和精準調度的目標,聚焦先進輸電技術設備攻關,著力電網柔性化、智能化、數字化轉型；推動“云大物移智鏈邊”等數字化技術在源、網、荷各側逐步融合應用。支撐新型電力系統全面感知、泛在連接、高效處理,構建適應新能源大規模發展的新型調度控制體系。三要統籌遠距離輸電和就地消納。擴大西電東送、吉電入魯等跨省跨區輸電通道規模,不斷優化送端配套電源結構,提高輸電通道新能源電量比重。

再次,引導新型儲能科學有序布局。一要找準定位,理性投資。從當前的應用效果看,已投產的大規模儲能項目并沒有達到預期的調峰調頻效果和經濟效益,未來儲能發展要結合不同的功能定位，充分論證新能源項目配儲、共享儲能等源網側項目調峰調頻作用可行性和投資經濟性,探索更合理的發電項目配儲比例要求，推動共享儲能有序發展。二是重點解決區域能源輸送壁壘和電網高比例容納新能源的技術問題。有關部門要針對新能源跨省跨區輸送出臺更有力的方案,健全跨省跨區優化調度和成本分攤機制,挖掘大電網資源優化配置作用,不斷通過技術、體制革新優化,提高新能源接入比例。三是落實儲能全生命周期管控機制。堅持鼓勵儲能產業的創新、發展和示范,規范配套儲能標準體系建設,完善動力電池梯級利用技術，加快構建新型儲能回收處理體系。

最后,新能源企業要適應發展新常態。一是項目選址要堅持送出消納為先。配套電網建設不到位或消納能力較差的地區，不能以“撿到籃子里就是萊”的心態,盲目搶占資源最終造成棄電。二是新能源項目投資論證要更加審慎。從長期看,新能源上網電價整體呈下行趨勢,新能源項目的投資收益測算,要充分考慮這一因素,慎重選擇“一價到底”。需充分考慮項目運營期間智能化改造、考核服務費用等運營成本增加對盈利的影響,結合企業融資成本、資產負債和現金流量情況充分評估項目收益和償債能力。三是要積極參與市場化交易,及時吃透摸清相關交易規則,制定科學的市場交易策咯,努力實現交易量價齊升，擴大套利空間,減少預測偏差產生的考核補償成本,提升項目收益能力。

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