0.38元/度、降4分！被“誤讀”的廣西風(fēng)、光市場化交易電價

日前，廣西2024年風(fēng)電、光伏企業(yè)“市場化交易電價”備受關(guān)注。

根據(jù)1月7日《廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關(guān)于明確新能源發(fā)電企業(yè)政府授權(quán)合約價格有關(guān)事宜的通知》，2024年電力市場化交易新能源發(fā)電企業(yè)市場電量政府授權(quán)合約價格，集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)為0.38元/千瓦時，較當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價0.4207元/kWh降低4分錢。據(jù)此，2024年廣西風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)市場化交易電價0.38元/千瓦時的消息廣泛傳播。

不過，據(jù)當(dāng)?shù)仄髽I(yè)反饋，將0.38元/千瓦時解讀為市場化交易電價實為誤讀。事實上，上述通知已明確寫明是“政府授權(quán)合約價格”，是基于2024年廣西電力市場交易實施方案政府授權(quán)合約機制計算公式，對標(biāo)市場交易均價后的最終結(jié)算價格。

2023年底，廣西印發(fā)2024年電力市場化交易實施方案。根據(jù)該方案，集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易，集中式風(fēng)電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為800小時，集中式光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為500小時。

而發(fā)電企業(yè)交易價格，采用“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化上網(wǎng)電價機制，按照峰段、平段、谷段三個時段分別形成分時段交易價格。除燃煤發(fā)電企業(yè)外，其余包括風(fēng)、光發(fā)電企業(yè)，平段交易價格可在核定上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上上浮20%，價格下限最低為0；峰段交易價格上下限為各自平段交易價格上下限的1.15倍；谷段交易價格上下限為各自平段交易價格上下限的0.85倍，價格具體浮動幅度由市場交易形成。

據(jù)此，風(fēng)電、光伏企業(yè)分時段交易價格上下限如下：

這也意味著，風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)市場化交易電價，最高可至0.58057元/千瓦時，最低則為0。

當(dāng)下，新能源加速入市已是大勢所趨。據(jù)國家能源局最新數(shù)據(jù)，2023年新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47.3%。

然而，新能源入市后，電價正成為新能源投資最大的不確定性。由于波動性、間歇性的天然屬性，新能源項目參與市場后大多面臨著電價下行的較大壓力，特別是現(xiàn)貨市場中，風(fēng)電、光伏大發(fā)時段往往出清電價較低，疊加中長期分解曲線與發(fā)電曲線不匹配等影響，項目電價波動較大。如去年山東、山西新能源“0電價”、“負(fù)電價”頻頻沖上熱搜。

近期，四川、河南、云南等多省也發(fā)布新政，加大新能源入市比例。

而為解決不同成本電源同臺競價的問題，廣西試點引入政府授權(quán)合約價格。

根據(jù)廣西2024年電力市場化交易實施方案，廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的核電發(fā)電企業(yè)，集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)執(zhí)行政府授權(quán)合約機制。

就合約電量，參與市場交易的集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)為交易單元市場化上網(wǎng)電量，非市場電量仍按核定上網(wǎng)電價結(jié)算。即集中式風(fēng)電800小時、集中式光伏500小時以內(nèi)的非市場化電量按核定上網(wǎng)電價，即0.4207元/kWh結(jié)算。

此外各發(fā)電企業(yè)自主參與市場交易，確定交易電量、交易價格等信息，按照市場交易規(guī)則及有關(guān)規(guī)定進(jìn)行結(jié)算，發(fā)電企業(yè)結(jié)算費用=市場化結(jié)算費用+政府授權(quán)合約差價費用。

具體規(guī)則如下：

總體來看，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)下，保障新能源投資的穩(wěn)定性和可持續(xù)性，建立更加適合新能源的市場機制成為行業(yè)共同呼聲。