考虑市场化情况下受端消纳成本及市场电价

　　在目前已开展连续结算试运行的东部现货试点省份中，山东新能源装机占比高、市场规则较为完善、市场运行较为成熟，具有代表性，因此，假设山东为受端省份考虑光伏基地的受端消纳情况。山东现货市场电价高峰时段一般为16时至22时;而光伏大发时段均为电价低谷时段，甚至有零价的情况。根据我国地理分布情况，送受端省份光伏出力时段基本一致，意味着为匹配用户侧用电曲线，光伏基地直流落点在受端现货市场中极有可能出现“高买低卖”的情况，损失部分收益(即为受端市场中的消纳成本);随着新能源渗透率不断提高，峰谷电价差将继续拉大，进一步压缩盈利空间。2022年2月，山东现货市场平价时段电价基本在0.4元/千瓦时至0.5元/千瓦时，考虑“高买低卖”情况，该光伏基地项目在现货市场中的度电收益可能在0.3元/千瓦时至0.4元/千瓦时，也低于前文所估算成本0.432元/千瓦时。

　　根据以上估算，部分光伏基地的发电成本大概率高于当地燃煤基准价及受端市场结算均价，可能导致项目出现亏损。同时，为简化估算过程，上述例子忽略了部分实际存在的成本，估算情况属于较为乐观的情形，比如未考虑储能回收成本、输电网损、除燃料费用外的其他变动成本、燃料成本上涨、受端市场消纳成本上升(未计及受端省新能源快速发展争夺调节能力)等可能引发光伏基地成本上涨的因素，同时也未考虑项目投产初期财务成本最高的不利因素，因此估算的结果光伏基地成本电价偏低。

　　提高光伏基地项目经济效益的几点建议

　　从上述粗略分析可以看出，部分以电网消纳、远距离送电为主的光伏基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况，需要合理规划投资方案提高其经济效益，并出台配套政策保障其消纳。

　　一是建议光伏基地项目规划引入基于电力现货市场的连续生产仿真手段。通过仿真计算，准确评估各目标年光伏基地的消纳成本，在受端市场中可能获得的电价水平，以量化比较选择代替定性评估决策，做到心中有数。

　　二是建议合理规划投资时序，率先投资自然资源良好的基地。科技的进步和革新是唯一可能打破“能源不可能三角”的积极因素，考虑到光伏基地各项相关技术都在日新月异地发展，各光伏基地的投产时序应当按照经济性由高到低排序，投产节奏先慢后快，不简单追求“大干快上、齐头并进”。

　　三是建议合理选择受端地区，选择光伏基地直流电力可被实际有效利用的受端地区。尽量选择日间净需求曲线较高的地区作为光伏基地直流落地点，避免形成典型的“鸭子曲线”，加剧受端地区系统调节负担。

　　四是建议谨慎布局储能，防范消纳成本大幅上涨。从目前各项技术的经济性看，煤电作为调节资源相对于规模化配备储能设施成本优势明显，近期应主要依托煤电协助光伏基地送出和消纳。

　　五是建议将光伏基地消纳责任明确到具体受端省份用户，规定受端省份用户承担对应的“大基地配额”，并建立清晰的配额罚款收缴制度，促使用户侧主动承担光伏基地的各类消纳成本。

　　六是建议签订政府授权合约，锁定光伏基地收益，疏导各类消纳成本，盈亏由受端省份工商业用户共同承担，通过政府授权合约疏导光伏基地的各类消纳成本，必须要注意配额制和政府授权合约不能并行。

　　尽管经济发展的规律是办法比困难多，但是大型光伏基地的建设在全球电力发展史中是前无古人的大事件、大项目，料难从宽、估算从严有利于大型光伏基地建设工作的顺利开展，也有利于从规划、运营、价格以及市场建设上做适应性的调整。大型光伏基地建设箭在弦上，精细化的准备工作刻不容缓。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2022年04期，作者单位：中国华能集团能源研究院