浅谈广西风电项目参与市场化交易的应对策略

2021-01-12罗鹏

广西电业 2020年9期

●罗鹏

受资源条件限制和国家能源发展政策影响，“十三五”后期，广西大力发展新能源项目，风光电项目占比大幅提升，存在保障电网安全稳定运行、新能源消纳、如何化解区域降低用电成本需求与常规能源可持续发展矛盾等一系列客观问题。随着广西市场化改革的步伐加快，呈现出将新能源电项目纳入市场的趋势，但广西风电项目起步晚，保障机制尚未健全，还存在一系列的问题，针对存在的问题还需要研究积极的应对策略。以往各类研究文献多是研究如何构建新能源参与交易的机制，很少从发电侧研究如何应对市场化带来的影响，充分利用好市场规则和政策，构建合理的应对策略，适应广西资源条件下的市场交易行为。本文就如何摆脱风电项目对补贴电价的过度依赖，提升应对市场的竞争能力，减少参与市场交易对项目收益水平的直接影响，进行了分析研究，并提出相应的应对策略，希望对新能源发电企业有一定的借鉴意义。

一、广西电力发展情况

截至2019年底，广西境内发电装机容量为4647万千瓦，同比增长3.4%。其中：水电1706.4万千瓦，同比增长1.9%；火电2301万千瓦，同比增长0.7%；核电217.2万千瓦，同比持平；风电287万千瓦，同比增长44.2%；光伏135.3万千瓦，同比增长14.6%。预计到2020年底装机规模将达到5119万千瓦，较“十二五”末增长48%。“十三五”中后期广西电力发展呈现以下特点：

（一）全社会用电量快速增长

2019年，广西全社会用电量1907.2亿千瓦时，同比增长12.0%。其中，第一产业为27.2亿千瓦时，同比增长6.5%；第二产业为1257.7亿千瓦时，同比增长12.7%；第三产业为251.9亿千瓦时，同比增长11.6%；城乡居民用电370.3亿千瓦时，同比增长10.2%。2020年预计全社会用电量将达到2095亿千瓦时，受疫情影响可能达到2050亿千瓦时，同比增长9.6%，超出“十三五”规划值300亿千瓦时，“十三五”年均增速9.4%，其中，2018年、2019年增速均居全国第二，2020年上半年增速居全国第五。

（二）新能源项目发展迅速

2019年广西全区发电量1826.81亿千瓦时，同比增长12.97%；其中，风电61.33亿千瓦时，同比增长46.06%；光伏13.55亿千瓦时，同比增长45.69%。受资源条件限制和国家能源发展政策影响，“十三五”后期，广西大力发展新能源项目，优化电力调度方案，增强消纳能力，加快提高新能源消费比重，促进单位生产总值二氧化碳排放量下降。由于广西风光电项目发展起步较晚，装机占比低（2018年仅占总装机容量的7.35%），不存在弃风弃光问题，风电项目利用小时数一直处于全国前列（详见表1），促进了近年新能源项目高速发展。“十二五”末风电项目装机规模仅40.35万千瓦，到2020年底将超过600万千瓦，增长了约15倍，年均增速约71.9%，光伏“十二五”末12.19万千瓦，到2020年底将超过165万千瓦，增长了13.5倍，年均增长62.3%。

（三）供电形势日益复杂

1.电源种类繁多，水火矛盾、丰枯矛盾突出

广西是西部省份电力发展比较快的省份，目前，技术成熟的发电类型基本都有，涵盖水电、火电、核电、风电、生物质、垃圾发电多种电源类型，其中清洁能源占比高，占总装机49.25%，水电约占1/3，外来电也基本是水电，水电发电受来水影响较大，丰水期为了尽量消纳清洁可再生能源，水电尽可能多发满发，基本不能参与调峰，电网主要依靠火电调峰，而丰水期电网对火电需求少，火电开机容量小，不能满足电网调峰需求，“十三五”末期风电投产逐步增多，其反调峰特性将进一步加重调峰压力。

2.区内供电结构相对复杂

广西位于西电东送的主通道上，起到承接东西的作用，输入输出兼有，既受入云电、西电，又对外送出电力。并且电网结构复杂，电网企业除了广西电网公司，还有桂东电力、新电力（前水利电业）、百色电力等地方电网，同时还存在大量不参与电网调峰的自备电厂，统一调度能力弱，运行安全约束多。

3.电力需求超过规划值，调峰压力增大

表1 广西风电利用小时情况表单位：万千瓦、小时

由于广西以陆海新通道、自贸区建设为契机，规划建设了一大批重大项目，同时发布一系列深化广西电力体制改革的措施，刺激大量存量负荷释放，广西“十三五”后期用电增速保持较快增速，全社会用电量将超过原规划值，电网调峰容量将出现缺口。

二、广西电力市场化交易情况

2019年，广西全年市场化直接交易电量690.82亿千瓦时，同比增长37.4%，共开展80批次交易，平均降幅11.42分/千瓦时，通过交易降低用户购电成本78.86亿元，5226家电力用户和44家发电企业参与交易，大工业用电量市场化率达85%，市场化程度位居全国前列。

（一）广西电力市场特点

1.电力市场改革步伐加快

自2015年开展大用户直接交易以来，广西电力市场化交易改革进程不断深化，交易种类不断丰富，交易频次和电量屡创新高，累计组织交易176批次，交易完成电量超1800亿千瓦时，市场准入扩大至所有10千伏及以上大工业用户，截至2019年底，准入市场主体突破6000家，比市场放开之初的166家增长了35倍。发电计划放开程度处于全国领先水平，火电全电量、核电超过2/3的发电量参与市场，充分激发了市场活力，累计准入注册售电公司141 家，2019年售电侧市场电量488.2亿千瓦时，占年度市场化总电量的70%。先后推出5大类共11个交易品种，累计降低用电成本超160亿元，参与交易的发电类型逐步扩大，从单纯的燃煤机组到率先将核电纳入交易，到探索开展水火发电权交易，并加速推进交易机构独立规范运营股份制改造。积极推出进一步深化电改“1+2”方案及降低用电成本若干措施，有力助推了广西实体经济发展。

2.交易环境日益复杂

虽然广西用电量持续高速增长，但全区产业经济增加值不高，经济增长未能与用电增长匹配。在整体经济增长不理想的情况下，继续把市场交易作为降电价的主要途径，市场交易体系及价格信号日益复杂。用户侧降价预期持续增强，市场对降价程度不高的交易品种参与积极性持续减弱。广西电力供应出现阶段性趋紧的态势，丰枯矛盾仍然突出，来水及云电形势均存在较大不确定性，随着纳入交易的主体增多、调峰辅助服务交易执行、现货市场启动，对现有交易模式将产生较大的影响，市场不确定因素增多。广西开展电力市场化实质性运作不到5年，时间较短，基础管理仍然比较薄弱，政策还不够完善，交易制度化、规范化还不充分，市场机制还有待优化，市场风险体系还要逐步健全。

3.存在结构性矛盾

广西水火矛盾、丰枯矛盾突出，由于丰水期面临弃水问题，在当前的市场化交易中，将水电作为保底供电，火电发电空间被动压缩，只有部分能效高、竞争力强的发电企业通过降价方式能够争夺到市场份额，其他发电企业竞争优势有限，抑制了市场主体参与市场化交易的积极性。此外，受负荷需求不旺、丰水期保障清洁能源消纳的双重影响，广西火电企业面临煤炭价格偏高，利用小时数偏低，调峰能力有限的局面，2017年，在丰水期为规避水电弃水情况发生，即使火电企业日常仅保留保安全和保供热的最低出力，并且在低谷时段深度调峰（负荷率30%），水电企业仍出现了一定的弃水现象。由于电力供应出现阶段性过剩，导致市场交易竞争激烈，市场降价幅度大，近年来市场平均降价水平居全国前列。

4.重点行业扶持压力大

广西近年来用电增长主要依靠工业用电增长，2019 年，广西全社会用电量1907.2亿千瓦时，其中工业用电1234.1亿千瓦时，同比增长12.5%，工业用电的增长主要依靠高电耗的有色金属冶炼和压延加工业拉动，其用电量增加83.8亿千瓦时，占全社会用电增长量的44.1%，拉动全社会用电增长4.9个百分点。近两年，广西以“降低电力成本，盘活发电存量，做大用电增量，实现各方共赢”为基本思路，陆续出台系列深化电力体制改革、降低用电成本有关措施，丰富交易品种、增加交易频次，不断扩大市场化交易规模和范围，促进铝工业等传统产业、大数据中心、现代服务业的发展。广西长期以来发展起来的电解铝、铁合金等六大重点行业，对电价敏感程度高，以往一直采取优待电价政策支持此类产业发展，2018—2019年通过市场化交易降成本约120亿元，用户开工率较“十三五”初期大幅提高，平均开工率仍不到80%。

（二）新能源项目显现纳入市场的趋势

随着新能源发电规模快速增长，新能源消纳的补贴压力不断增大，其保障性收购政策给电网稳定运行带来越来越大的压力。通过构建合理的交易规则，逐步扩大市场交易范围，实现从政府政策调控到市场配置资源转变，化解行业发展供需矛盾是电力市场化改革的趋势。

1.电力市场化改革的需求

市场化改革的最终目的就是要还原电力商品属性，新能源项目虽然在发展初期由于受技术和设备制造工艺尚不成熟等影响，成本明显高于传统电力生产形式，需要依靠政策扶持。并且新能源项目发展初期装机规模小，不具备进入市场的条件，但随着技术进步和国家能源发展政策的调整，逐渐成为重点的能源发展方向，得到了快速发展，装机比重不断提升。北方部分省份受弃风因素影响，已将其纳入市场开展交易，南方区域随着装机规模的不断扩大，市场化进程的不断深入，现货市场和跨区域交易的开展，实现全网各类电源的全覆盖交易是市场化改革的内在需求，云南、广东等地已不同程度先后启动了新能源项目市场化交易进程。

2.降低用电成本的需求

2019年全年通过交易广西用电价格平均降幅11.42分/千瓦时，居全国第一，降低用户购电成本78.86 亿元，有力的刺激了重点行业的发展。随着国家取消高耗能企业优待电价政策《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》的出台以及第二轮输配电价的核定，广西重点行业的用电成本大幅提升，远高于北方燃煤产区的电价水平，市场竞争力不足，面临萎缩风险，亟需通过扩大市场交易范围来推动综合用电成本的下降。广西近几年电力供应出现阶段性过剩，市场竞争激烈，加之经过几轮降低用电成本政策的影响，2016—2018年广西火电企业出现大面积亏损情况，已影响到火电行业的健康发展，火电企业已无力过多承担释放市场红利的重任，需要寻找新的降价空间。

3.保障新能源电力消纳的需求

由于新能源项目具有波动性、间歇性的特点，并且存在产生谐波、低电压穿越等影响电能质量因素，对电网的调度、继电保护、安全策略均产生一定的影响，为保障电网安全运行，接入系统的装机容量通常不宜超过总装机容量的一定比例。广西“十三五”中后期风电项目发展迅猛，且多在2020—2021年集中投产，至“十四五”初期全区年均上网电量将达到约160亿千瓦时，为确保消纳，避免出现弃风现象，存在将部分非平价上网风电项目纳入市场的可能性。

三、风电项目参与市场化交易存在的问题及应对策略

虽然新能源项目纳入市场交易是电力市场化改革的总体趋势，但广西风电项目起步晚，保障机制尚未健全，还存在一系列的问题，针对存在的问题还需要研究积极的应对策略。

（一）存在的问题

1.建设运维成本高，收益空间小

受地理条件制约，广西风电绝大部分为高山风电项目，高山风电项目兼具投资与运维成本双高的特性。项目投资方面，近期广西高山风电项目静态投资额平均约9000元/千瓦，动态投资则因征地、环保投入及人工成本而各有不同，项目投资单价远超高于西北地区；运维成本方面，高山风电设备存在山地天气环境恶劣，自然老化速度快、故障率高、线路及设备间隔远等短板，每5万千瓦装机容量项目日常运维成本高达约700万元/年，运维难度及成本高于其他电源项目。另外，广西山地风电受地形限制，单个项目装机容量小，项目分散，收益空间极度有限，难以承受市场化交易让利的冲击。

2.国补资金滞后，财务成本高

当前国家对风电行业的补助资金到位时间严重滞后，截至2019年底，全区投产风电项目总装机287万千瓦，纳入国家可再生能源附加资金补助目录仅61.65万千瓦，并且存在补贴资金兑现严重滞后的情况。因国家补助资金到位滞后导致项目产生巨大的现金流缺口，每5万千瓦装机容量项目现金流缺口近2000万元/年，现金缺口带来高昂的财务成本，若开展市场化交易将进一步加剧风电开发企业经营压力。

3.非市场交易降价因素较多

根据国家能源局《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能〔2018〕47号）规定，2019年起，新纳入集中式陆上风电建设方案的项目将全部通过竞争方式配置和确定上网电价。已纳入建设方案的项目按照《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)规定，2018年底之前核准2020年底前仍未完成并网的项目，2019年1月1日至2020年底前核准2021年底前仍未完成并网的项目，国家不再补贴；自2021年1月1日之后，新核准的陆上风电项目国家不再补贴，全面实现平价上网。为缓解因峰谷差大、清洁能源消纳压力重等因素造成的低谷时段电力电量平衡困难问题，广西于2020年起正式启动调峰辅助服务交易，由于风电属于不可调电源，每月需支付大量的服务考核费用，无形中降低了上网电价水平。

（二）应对策略

风电项目参与市场交易，将直接影响项目收益水平，如何摆脱对补贴电价的过度依赖，提升应对市场竞争的能力，是对新能源项目发展的更高要求，也是电力市场化改革需要研究解决的问题。

1.开发优势资源项目

着重开发利用小时高的市场竞争力强的优势电源项目。广西山地风电项目资源分布不均衡，不同项目利用小时可相差1000小时以上，开发项目前做好充分的可行性研究和市场竞争力分析，并模拟市场交易进行市场风险预测和敏感性分析，充分分析项目投产后抵御市场风险的能力，并尽量成片开发优势资源项目，降低单位造价，保证项目有足够的市场竞争力。结合大型工业企业和产业园区用电需求，积极开发分散式项目或探索向分散式项目转型，尽量使项目贴近用户侧，降低输电成本，提升市场竞争力。

2.降低新建项目造价

尽量减少项目的固定成本，控制好工程造价，确定合理的风电项目建设工期。对于同一个工程建设项目，工期若不同，则工程成本也会产生差异，特别是工期延长往往会造成造价成本增加，因此，确定合理的建设工期，同步安排好接入、涉林、用地等外部审批手续，并严格控制施工进度。注重优化技术方案，在满足生产要求和兼顾效益为先的基础上，进行科学合理的技术经济评价，并依据项目价值最大化原则开展多方案的比选工作。结合同类项目的实际情况，从简化工艺流程、优化设备选型、节约建设资金出发，做好方案的优化，以实现控制工程造价的目的，同时，在项目竣工阶段，做好竣工结算的审核工作。

3.提升管理水平降低运维成本

优化生产运维体系，提升集中控制水平，尽量做到无人值守、少人值守，减少人员配置。提高风功率预测水平，减小考核费用。选择先进技术手段，提高设备可靠性，合理安排设备维护检修时段、优化调整检修项目。加强技术监督管理，结合风电场设备特点及风电相关技术监督要求，有针对性地增加预防性定检项目。注重日常巡视检查，做好各种日常巡检情况记录，加大风电机组设备隐患排查治理力度，对查出的隐患及时消除，实现发电运营效益最大化。推行区域备件联储联备，结合目前区域内项目主机厂家建立联合的保障机制，实现区域内备件信息互通、资源共享、统一调配。加强项目生产运维人才队伍建设，注重人员培训，提高运维人员处理故障的能力，最大限度降低电量损失。

4.积极研究市场，充分利用规则提升效益

充分利用新能源特有的政策开展好绿证交易，增加额外收益。从目前各试点省份开展的新能源交易情况来看，各地根据自身情况分别探索性的采取了不同的报量和报价政策，值得未开展交易的地区学习和研究。应充分利用好配额、绿证等国家鼓励清洁能源消纳的政策，研究好交易规则，根据规则制定符合项目实际情况的参与中长期交易及现货交易的策略。提高风功率预测水平，做好中长期预测和短期的电量预测，确保交易计划准确，按照交易策略科学测算，合理申报电量和电价，尽可能增加电价收益，减少电费考核，最大限度的在市场交易中保障经营效益。

5.探索开展综合能源业务

从长远看，开展综合能源业务是能源发展的总体趋势，是能源领域的细分市场。新能源项目清洁低碳的特点充分顺应综合能源发展的要求，具有发展综合能源业务的先天优势，可从风电参与增量配网建设、区域供冷供热、构建风光水等多能互补供应体系，根据项目实际情况因地制宜考虑配置储能设施，开发建设智能微网，参与主网调峰调频等辅助服务，创新性开展能源服务业务，拓展增收渠道，提升综合效益水平。