多省取消優惠電價有何影響？

國合洲際能源咨詢院院長王進表示，取消優惠電價有兩大主要背景。一是地方政府財政普遍緊張。此前，這些地方政府為招商引資，給予企業部分優惠電價，優惠部分實際上由財政進行補貼。

另一背景是電力緊張。“目前各地用電需求較多，多地電力存在供不應求的情況。”王進表示。

“但取消優惠電價，不會對光伏行業造成太大影響。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎認為，云南、內蒙古等地聚集了部分光伏產能，電價優惠取消后，硅料端的用能成本會有較為明顯的提升。但硅料價格已在高位，產業鏈擴張、技術進步明顯等外在條件的變化，將刺激企業挖掘內在的科技潛力及其他管理成本。

北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目（CCETP）副主任康俊杰同樣認為，光伏產品的市場成交價格，由主流平均成本或市場接受程度決定，電價更多是對上游制造企業本身產生影響，但影響比重較低。

據界面新聞此前梳理，國內四大硅料企業在內蒙古地區均項目布局。

通威股份（600438.SH）在內蒙古布局了9萬噸多晶硅產能。最新投資公告顯示，該公司還計劃在內蒙古包頭建設20萬噸高純晶硅及配套項目。新特能源（01799.HK）正在內蒙古建設年產10萬噸高純多晶硅項目，預計四季度達產。

協鑫科技（03800.HK）在內蒙古投資建設了包頭和呼和浩特兩個10萬噸顆粒硅項目，正在規劃和建設中。

除上述企業外，還有多家光伏企業今年頻頻宣布新建項目落地內蒙古。業內有觀點認為，內蒙古取消優惠電價，或對未來國內光伏制造項目布局產生一定影響。

王進表示，雖然存在部分影響，但具體影響多大，還要看各地招商引資政策與產業鏈布局的情況。企業布局項目，將從全成本角度進行考慮，除電價外，還包括其他多方面的因素。

彭澎認為，即便取消優惠政策，云南和內蒙的電價在全國電力市場來看吸引力猶在。

早期，云南、內蒙已經吸引了大量企業落戶，擁有較好的產業基礎。“企業會參考當地營商環境、稅收、上下游配套等因素，如內蒙、青海等地未來將是中國光伏西部大基地的巨大市場。”彭澎稱。

電力市場化改革趨勢確定

云南、內蒙古等地取消優惠電價的另一大背景是，中國正在進行電力市場化改革。近年來，國家多次提及電力市場化改革的重要性。2021年更是中國電力市場化改革重要節點。

去年10月，發改委發布《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，市場化規模大幅提升，燃煤發電電量全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價；同時推動工商業用戶全部進入市場，取消工商業目錄銷售電價。

該通知還要求擴大市場交易電價上下浮動范圍，燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動區間不超過20%，高耗能企業不受區間限制。未來，將通過市場化方式構建以新能源為主體的新型電力系統建設。

康俊杰表示，長遠看，市場化改革是中國電力市場不可改變的趨勢。電力市場絕不僅是電量的現貨市場，而是一套完善的市場體系。在現貨市場之外，還包括輔助服務市場、容量市場，以及碳市場等。

“電力體制的改革沒有回頭路，從2015年開始以來走走停停，但在‘雙碳’大政策宣布后，明顯對新型電力系統提出了新要求。”彭澎表示。

“但真正市場化的電力市場機制尚未有效建立，如峰谷電力、輔助服務等，都不是由市場在定價。此外，新能源與其配套的儲能如何納入交易市場，還需進一步設計，目前尚在摸索階段。”王進稱。

彭澎認為，目前太多波動性的電源加入到市場，僅靠人工很難來公平、公正地分配電力系統的資源，所以需要引入市場，引入更清晰的價格信號，讓所有參與者自主地去選擇自己的位置。隨著風、光等更多新能源參與競爭，執行市場化電價，也面臨著一定的挑戰。

王進稱，新能源發電市場化面臨很多問題，交易不僅是電量交易，也是電力交易。由于新能源發電的隨機性和波動性，給電力交易帶來不確定的風險，因此需要建立新能源市場有效的交易機制，否則風險較大。

在“碳達峰、碳中和”目標下，中國到2060年，非化石能源消費比重達到80%以上。當前，中國風光發電量占比近10%。

王進指出，測算模型顯示，若按照用電量每年3%的增長率，2060年中國社會用電量將達24萬億千瓦時，是當下的3倍左右。

“未來的電網技術能否支撐用電供求適配，電力體制能否支撐能源安全，是一個巨大的挑戰。”王進稱，為實現碳中和目標下的超高比例可再生能源，現有電力體制還需要深化改革。

新能源今后將如何發展？

“‘十三五’之前，整個電力行業來引導或補貼光伏和風電的發展。但‘十四五’之后，風光行業可能將反哺整個電力行業。”康俊杰稱。

康俊杰表示，影響新能源行業本身發展的是強制消納制度、考核制度等因素。風光參與市場化交易，并進行降價，是未來的趨勢。

面對電力市場化改革，風電、光伏等新能源產業該如何更好地發展?專家們頻提儲能的重要性。

風電和光伏發電具有不穩定性，如果實現平滑上網，需要搭配儲能和調峰電站等設施，但這將增加風光成本。據《中國能源報》此前報道，一座光伏電站配建裝機量20%、時長兩小時的儲能項目，其初始投資將增加8-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%—20%。

當前，國家和地方政府出臺的一系列“十四五”規劃中，均提出大力發展儲能。

民生證券統計數據顯示，今年一季度，國內已明確的“風光儲一體化”項目規模達69.29 GW，央國企項目規劃達42.49 GW，占總規模61%。

“市場化電力供需關系中，應鼓勵企業去簽定更多的電力長單，建立相應的電力調節手段，這會給儲能創造更多的商業場景。”彭澎稱，電價有波動，電力系統才會真正需要儲能，才會愿意為儲能的服務來付費買單。

康俊杰認為，短期看，風光搭配儲能一定是未來趨勢。在東部地區，風光和終端儲能結合，用分布式微網的形式來實現；西部以風光大基地等形式發展，集中式和分布式相結合。

彭澎表示，短期內，在保有穩定的火電定量的同時，在“十四五”提高可再生能源比例的目標下，需要電力市場進行靈活性資源調配，給出明確的價格信號，以吸引大量的投資進入類似儲能等創新型的商業體系中來。