高利（化名）在山西持有了一座30MW的光伏電站，2022年1-5月，這座電站的上網電量電費結算單顯示，五個月平均上網電價為0.1225元/度（包含輔助服務費用在內），單月綜合上網電價最低僅為0.06元/度，最高為0.16元/度。相比于山西燃煤基準價0.332元/度，降幅高達63.2%。

2022年3月31日，山西電力現貨市場連續運行滿一周年，這是全國第一個新能源連續參與電力市場的省份。然而，這一年，山西已經并網的光伏、風電業主日子過得愈發煎熬……

作為能源電力大省，山西作為我國能源革命綜合試點地區，同時也是我國確定的首批8個電力現貨市場建設試點省份之一，意在探索現貨市場在保障電力供應、促進新能源消納、提高電網效率、推動管理優化等方面的重要作用。

確實，山西風、光沒有出現限電情況。但是在這場涵蓋全部省調火電、風電、光伏企業和售電公司的現貨試點探索中，大部分在補貼范圍內的存量光伏發電企業卻開始在“生死線”上掙扎，無論是國有企業還是民營發電企業，現貨交易帶來的是綜合電價驟降的窘況，項目進入全面虧損狀態，甚至有電站去年虧損高達7000萬。

補貼內光伏項目：電力交易后綜合電價降至6分/度

另外一座位于山西的光伏電站（以下簡稱SX電站）所遇到的境況比文章開頭的那個情況更為糟糕，該電站2022年1-5月的綜合上網電價僅為0.1元/度，從整個發電量占比可以看到，以0.332元/度燃煤基準價結算的電量占比范圍在20-35%之間，剩余65-80%的電量需要通過現貨市場或者中長期交易進行報價結算。

從光伏們獲得的電費清單可以看到，2020年及以前，山西上述光伏電站的綜合電價基本在0.3元/度及以上，基本接近山西的燃煤基準價。但從2021年4月開始，山西現貨市場需要新能源電站長期的、穩定的、連續性的參與其中，該光伏電站2021年的綜合電價降至0.24元/度，降幅明顯。

一家新能源企業的生產管理負責人韓語（化名）告訴光伏們，參與電力交易對于2019年的競價項目影響巨大，“以一個50MW的光伏項目為例，今年上半年參與電力交易綜合電價在0.15-0.16元/度，而電站運營費用大概400萬左右，甚至還不足以支付還本付息的部分，全年下來整座電站要倒賠約1000萬；高補貼的項目相對好一些，但現在由于國補不到位，結算電價很低極大了影響了項目公司的現金流，雖然財務報表顯示有利潤，但實際情況是甚至需要靠借貸來補充現金流”。

“直接參與電力交易帶來的電價損失在0.12-0.13元/度，調峰、市場運營費等度電分攤也有0.04-0.05元/度，這還沒算兩個細則考核”，韓語解釋道，2021年公司運營的光伏電站在山西省電價約在0.25元/度左右，但2022年僅上半年就降到了約0.19元/度，這半年每100MW光伏電站項目的損失大約在1000萬以上，全年損失約2000萬元以上，項目年度財報肯定是大幅虧損的。

一家央企山西分公司的運營數據顯示，2022年1-6月光伏平均電價為0.167元/度，風電為0.21元/度。可以得出的結論是，在山西現貨市場運行一年內，電力交易正持續拉低光伏電站的收入，并且降幅巨大。“在參與電力市場之前，我們電站年度電費收入大概在1200-1300萬，今年上半年電費收入僅僅有240萬”，上述SX光伏電站運維站長告訴光伏們。

保障性收購小時數與電價“雙降”

從規則上來看，山西新能源的結算電價主要分為兩部分，其中保障性收購電量部分，按山西燃煤基準價結算，剩余電量按現貨市場價格結算。但問題在于，保障性收購電量的比例并沒有明確的比例，而是通過分時“以用定發”模式來確定。

而鑒于新能源電站的出力特點，“以用定發”規則下，保障性收購的比例大幅下降。韓語解釋道，“在這種規則下，在光伏大發的時候，用電量很少，而在晚高峰用電量上來的時候，光伏卻沒法出力，基數電量（保障性收購電量部分）正逐步減少”。

以上述SX電站為例，最高僅有35%的保障性收購電量，按照1600小時年發電小時數計算，保障性收購小時數最高僅為560小時。而根據國家能源局相關文件，山西省Ⅱ類資源區的風電、光伏發電保障性收購利用小時數分別為1900小時、1400小時。山西的現狀明顯與國家相關文件沖突。

保障性收購電量大比例減少是拉低綜合電價的關鍵之一，除此之外的市場交易電價更是慘不忍睹。“顯然，在當前規則下，新能源電站的報價仍處于劣勢，交易電價由供需決定，在中長期交易市場中，由于風光發電的特性，像我們這種單體規模不大，并且在山西整體體量較小的電站，在中長期談判交易中并沒有優勢，議價的主導權更多的掌握在用戶或者售電公司手里，所以部分電站就選擇不參與中長期交易”，SX電站站長解釋道，參與中長期交易，我們現在只能憑經驗探索，比如在迎峰度夏的7-8月，由于供需相對緊張，我們在中長期交易中能夠獲得較高一點的電價，這種情況下我們就盡量參與到中長期交易，但大部分時間電力交易中光伏的結算電價都要遠低于燃煤基準價”。

“一般來說，7-8月份風電幾乎不出力，市場上主要的電量來源就變成了光伏和火電，加上夏季用電量需求較大，光伏參與中長期交易的電價能達到0.35元/度左右，這是全年可以交易到的最高電價了”，韓語補充道，但是兩個月的高電價無法抵消其余10個月的超低電價，在1-2月大風月的時候，尤其是在春節期間尤為嚴重，光伏0.14元 /度的電價甚至都賣不掉。

據錦宏能源數據顯示，2022年3月4日11時13分，山西新能源發電出力創歷史新高，達到2216萬千瓦，占當時全省發電出力的61.3%。當天，山西電力現貨市場日前和日內出清價格有17個小時左右處于0電價。

錦宏能源分析，與廣東電力現貨價格由動力煤價格決定不同，山西電力現貨試點的市場出清價格基本由新能源出力大小決定。在新能源發電出力大量富余時段，出清電價基本持續維持在地板價；反之，在新能源發電出力小，需要火電頂峰運行時段，往往會出現價格尖峰。在高比例新能源電力現貨市場中，新能源大發時出清電價為0幾乎毫不稀奇。而且如果沒有特殊干預，可以預見0電價持續時間將會越來越長，也會在更多省份上演。

不僅是0電價，在中長期交易中，山西光伏電站甚至出現了負電價，“光伏電站預測準確性的問題非常嚴重，可能整體發電量的預測精度可以提高，但具體到某一個時間段的差異非常大，比如我們有一座電站位于山腳，每天固定時段會飄來一朵云，光伏電站的瞬時功率可以從200MW降到5MW，在發電量跟不上的時候，光伏電站還要去現貨市場上買電補上這部分電量，這部分電量有時候會比中長期簽約價還高，這樣在中長期交易中可能就會出現負電價”，韓語解釋道。

確實，山西在快速發展新能源的同時，沒有出現棄光棄風的限電情況，這也得益于電力市場的實施。但為了不限電，而讓新能源電力的收益大打折扣，這無異與“逼”新能源發電企業飲鴆止渴。

困局：機制與市場的抉擇

2022年1月28日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》明確，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置，電力交易已成大勢所趨。

“從電力系統的角度來看，市場本身沒有錯，客觀來說，山西現貨交易試點講電力、負荷的時間價值體現出來了，也在按照國外公開的市場規則推行，但對于光伏電站來說，在市場交易體制下，電力不匹配的問題非常嚴重”，韓語進一步解釋道，光伏出力是典型的“饅頭曲線”，中午是出力高峰期，但是電價低谷段，發出來的電沒人用、不值錢，到了晚高峰負荷將近3000萬千瓦的時候，光伏又完全不能出力，這就需要火電的參與。火電以靈活性改造參與其中，進一步提高了中午時段電力的飽和程度。

在談及建議時，韓語坦言，“如果想要從根本層面破局，技術手段仍然是關鍵，比如通過配置高比例的儲能，讓光伏發電曲線進一步與負荷相匹配，但問題在于，以目前峰谷電價差，企業并沒有投資儲能的動力，目前的價差尚不足以支撐儲能投資。即使省間交易，光伏發電一樣面臨與負荷不匹配的問題，光伏發電的波動性會使外送通道在夜間面臨空運的情況”。

面對當前的電改情況，高利認為，“改革應該首先是建立在保持合同的延續性，保證合同主體的利益不受損失。按照目前的市場規則，新能源電和火電放在同一個交易平臺上，不是一個量級的，新能源只能被淘汰出局。要想讓新能源上市交易，必須出臺一些保護性政策，培育出一個適合新能源電力交易的市場”。

在建設全國統一電力市場體系的大浪潮中，客觀來說，新能源電站要做到的是緊跟趨勢，掌握更優的報價策略，然而，高利的這一觀點卻深刻的反映了在現有山西現貨交易體系下，新能源發電企業的心聲。

“我們去參加省里組織的電力交易培訓，領導說做電力交易要懂市場、懂經濟、懂數學、懂統計，還要掌握報價策略與國際形勢。我們也希望電站可以多發電、多收益，但是真的太難了”，這位站長的感慨正是不少深陷于電力交易困境中企業與站長的“縮影”。

電力交易下的新能源投資困境

保障性收購比例低，現貨與中長期交易電價又遠低于燃煤基準價，二者疊加的影響大大的拉低了山西新能源電站的綜合電價。“電力市場交易本質上是促進新能源的消納，但在現在情況下，基本不限電了但電價的大幅降低，使得企業全面虧損，新能源發電企業正犧牲電價換取發電權”，一位熟悉山西情況的行業人士補充道。

據韓語介紹，目前山西的平價光伏電站項目尚未參與電力交易，“山西已經建成并網的光伏平價項目很少，第一批批復的平價示范項目由于各種原因目前僅并網了3-4個項目，但去年山西下發了超過10GW的保障性平價項目。雖然平價項目是否參會與交易尚沒有明確文件，但這么大體量的項目并網之后，參與交易大概率是無法避免的。電力交易下的電價水平基本是給山西的光伏項目宣布了“死刑”，這也將極大的削減山西新能源電站的投資積極性”。

據了解，目前山西在2019-2020年國家平價示范項目中的風光項目保障性收購小時數尚能夠保障。但在行業全面進入平價之后，電力交易的范圍正越來越廣泛。6月23日，山西省能源局下發《關于進一步加快推進風電光伏發電項目建設的通知》指出，為圓滿完成國家下達我省的非水可再生能源消納責任權重，今年新能源裝機規模新增1000萬千瓦。

眼下，投資企業面臨的問題是這10GW已經全面進入平價時期的新能源電站上網電價應該按多少測算？

進入“十四五”，電力交易正成為新能源電站面臨的大趨勢之一，趨勢不可擋，但目前面臨的問題是，以山西的交易規則，將新能源全盤推向市場化交易必然會導致綜合電價降低。不管如何，山西電力市場發展的“陣痛”，對國家層面以及其他各省電力市場改革，也提供了一個參考、分析以及宏觀政策制定參考的非常好的樣本。

風光行業也在以市場主體的身份竭盡全力參與市場，但在當前，在新能源電力的環境價值尚未體現出來的前提下，配置儲能、調峰調頻、市場交易甚至補貼核查都一股腦的壓到投資商身上，新能源電站投資反而成了諸多發電集團最弱勢的業務板塊，勢必將削弱新能源電站投資的動力與積極性。

一位熟悉山西電力交易情況的資深行業人士告訴光伏們，近幾年新能源裝機規模以年均20-30%的速度增長，對原有電力系統的沖擊愈發明顯。“發電不可控是新能源的典型特征，尤其是短期或者超短期的偏差比較大，在參與電力市場中，實際偏差越大，意味著發電企業付出的代價越大。新能源參與電力市場，樂觀來看會提高新能源場站功率預測的準確性，也提高發電企業的重視程度，對于新能源擾動電網等提供積極的價值。但另一方面，這一問題是一個全球的行業難題，短期內并不能通過付出一定代價取得質的突破，這就會挫傷新能源投資的積極性”。

“但同時，從電力系統運行來看，在以火電為主的結構下，發電側負荷可控可調節性強，用戶側可以根據自己的需求用電，典型特征是發電側適應用戶側。但隨著新能源裝機的增加以及火電的減少，降低了響應負荷側的靈活度。目前電力系統也處于一個新舊交替的時期，電網也在通過電力系統運行規劃、虛擬電廠、可控負荷等儲能等方式探索適應新時代電力系統的方式”。