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而新政策下,风电光伏上网电量全面参与市场化交易,需要较强的发电预测能力、精准报价和风险管理能力,与央企等相比,大部分地方国企并未经营售电业务,缺乏专业团队和数字化工具,在现货市场、辅助服务市场中处于被动。
另一方面,在全国和省内政策变化、市场供需等多方面因素影响下,电价存在较大波动性,尤其是相对风电而言,光伏电站资产贬值已十分凸显。
从飔合科技统计的甘肃2024年新能源交易结算情况来看,光伏结算电量和结算电价远低于风电。
来源:飔合科技
实际上,风电和光伏都具有间歇性、波动性的缺陷,但二者在市场化交易规则下却呈现出不同的发电效益。在现货市场中,新能源出力往往与现货价格呈负相关性,新能源出力大,现货价格低,新能源出力小,现货价格高。相对风电,光伏发电更有规律性,出力时段较为集中,在午间达到高峰,夜晚不发电。而风电则具备白天不挂晚上刮,东边不刮西边刮的特点,受电价的波动影响较小。
光伏资产贬值,打击了企业的投资积极性。尤其是对部分侧重光伏电站开发的地方国企来说,近些年逐渐摸透了光伏项目的开发策略,持有大规模的光伏电站。如今风光资产价差拉大,后续项目要不要继续落地面临决策。即便顺应新趋势,转头风电开发,但对于此前并未开展风电开发业务的企业而言,竞争力也远不如央企。
如何破局?
不同于央企设有营销部分、决策团队乃至售电公司,持有电站资产但缺乏交易能力,是大部分地方国企面临的困境。136号文下发后,研究电力市场交易及规则变化,深入研判区域电力供需形势,做好电力市场研究工作,成为地方国企的重要工作内容。与此同时,借力专业企业,也成为地方国企适应新政策的主要途径。
据了解,自136号文下发后,电力交易员薪资飙升,市场需求激增。另一方面,电力市场化交易代理服务招标兴起,据北极星不完全统计,目前十余起电力市场化交易招标中,招标人大部分为地方国企。
根据招标内容,乙方的服务费与甲方的实际收益挂钩,电站收益越高则企业获得的服务费越高。如宁波某公司2025年度电力市场化交易及能源增值服务采购项目中标结果显示,季度实际用电量<26100万千瓦时,按甲方实际收益的40%计算服务费;季度实际用电量=26100万千瓦时,按甲方实际收益的50%计算服务费;用电量超过 26100万千瓦时,超过部分按甲方实际收益的60%计算服务费。
也有个别企业在探索电力交易&合作开发模式,前不久,敦煌某公司就460MW新能源场站电力交易合作开发项目招标,中标人需为新能源电站提供电力交易合作服务,代理服务期间的电力市场化交易业务相关事宜,包括:省内中长期交易、省间中长期交易、绿电交易、省内电力现货交易、省间电力现货交易及2026年中长期交易,为招标人定期提供省内、省间政策变化分析报告,提供电力交易培训等及其伴随服务。
值得注意的是,该项目以超额累进收益分成形式支付,根据预设的区间和对应的分成比例,将光伏电站和风电场目标收益分别划分为4部分,分别计算每个区间的合作分成费用,将各个区间的合作分成费用相加,即为合作分成总费用。
电站总收入以电站各月结算出具结算电费总和为准,其中各电力交易品种结算电量,结算电价、市场运行费用以及辅助服务费用均以电网发布结算单数据为依据,分成比例即为该项目报价。
招标公告显示,260MW光伏电站实现4850(含)万元收益,分成比例为1.8%,若达到5850万元以上收益,分成为30%;而200MW风电项目,实现8865(含)万元收益,可分成1.3%,若实现10850万元以上收益,可分成30%。
上述招标体现了,电站获得收益越高,企业获得的收益分成比例越高,因此电站的精细化管理更加重要。也表明,未来电力市场化交易能力更强的企业,更加熟悉电力交易规则并能精准预测发电量及电价的企业,则更具备竞争力。
上述模式为地方国企参与电力市场交易的不同途径,但随着全面入市大幕拉开,或许提升自身的交易能力才是地方国企的保持核心竞争力的关键。
为探讨光伏及储能行业技术发展新趋势,2025年4月22日,北极星太阳能光伏网、北极星储能网将于江苏南京召开“ 2025分布式光储创新论坛 ”,携手行业各方共谋、共思、共享,共同促进分布式光储高质量发展。
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