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利益再平衡
2020年各区域消纳指标均根据实际装机比例、消纳能力核对,但标准较为严格,部分区域较2019年实际完成值有所提升。从电网公司的角度看,作为可再生能源消纳的最主要主体,需要与区域等比例消纳可再生能源电量,可以通过较为强硬的计划手段确保其指标的完成。
同时,净输出省份会严控可再生能源发电指标的流出,净输入省份则将加大购入力度。
总体看,电网公司控制消纳比例的手段较多,资源也相对丰富,消纳成本不会出现大幅的波动。
对于大用户而言,需要与区域等比例消纳可再生能源电量,带来的将全部是负面影响,一是增加了大用户的工作难度,作为用电企业,进行专业的电量交易,寻求各种能源类别的交易方,将给企业经营造成压力。二是单一向火电购电实现的单项用电成本下降的局面也将有所变化,全口径用电成本将增加。
对于售电公司而言,在交易火电电量的同时,同样必须交易等比例的可再生能源电量,造成的不利影响包括:目前大部分区域尚未开展可再生能源电量的市场交易工作,售电公司没有稳定的可再生能源发电合作方;交易电价测算难度加大,可再生电量的价格关联火电电量的购入成本,关联向用户的售电价格,需多方面平衡,才能确定合理的可再生能源电量交易价格。
但同时,对于售电公司而言也将有利好,售电公司基于专业化优势将有望大量替代大用户直接交易电量,增加业务量。
总体看,售电公司是消纳市场中较为灵活的主体,通过合理的策略制定可以实现业务量的增长以及售电利润的稳定,甚至增加。
对于火电企业而言,虽然火电企业不直接承担可再生能源的消纳责任,但势必成为鼓励可再生能源发电最终成本的承担者之一。售电公司的额外购电成本将向上游的火电企业及下游的终端用户疏导,火电企业的销售电价将会被进一步挤压。
而可再生能源发电企业在一定程度上电量消纳得到了保障,在平价上网时代,综合售电价格也将通过政府对消纳比例的干预逐步稳定下来,进入可持续发展的轨道。
由此可初步判断,国家补贴退出后,售电公司、大用户、火电企业将承担起扶持可再生能源企业尽快步入可持续发展轨道的任务,但承担的比例将在市场运转的工程中,基于供需关系、各方承受能力,通过磨合寻找到最佳的平衡点。
后期展望
交易平台
市场化的利益再平衡依托于市场化交易的开放程度,目前部分区域可再生能源发电量并未进入市场交易,是由电网公司按计划消纳。在这种环境下,全部的消纳权重指标掌握在电网公司手中,电网公司在二次市场交易中将占据绝对的主导性地位,市场便失去了调整利益再分配的机能。因此,交易中心必须向可再生能源发电企业开放,形成电量交易、消纳权重指标二次交易两层市场,通过市场信号调整交易价格。
发电端
可再生能源发电企业需评估区域内可再生能源发电能力、目前调峰能力下最大消纳能力,判断可再生能源发电指标的供需关系。合理测算发电成本及利润空间,做好价格协商的准备工作。适度申请绿证,应对电量交易市场不完全开放的被动局面,减少电网公司对超额消纳权重的价格控制影响。
火电企业需加大调峰能力建设,应对可再生能源消纳比例的提升,同时通过调峰赚取合理回报,弥补售电价格的下滑。
售电侧
售电公司应尽快寻找潜在的可再生能源发电企业,建立稳定的交易渠道。尽快与大用户协商,代理交易电量。测算购电成本的增加,向终端用户与火电企业疏导。
发、售一体化公司
发、售一体化公司建议以售电公司为核心,统筹发电、售电业务。
按区域全口径核算内部消纳比例,以满足火电发电量为基本原则,实现内部火电、可再生能源的共赢。
内部消纳指标高于区域消纳比例时,在评估供需形势的基础上,合理选择出售时机及交易价格。
内部消纳指标低于区域消纳比例时,综合评估购入指标的成本及火电企业的单位盈利能力,控制火电发电量,并进行市场化操作。
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