多省取消优惠电价有何影响？

国合洲际能源咨询院院长王进表示，取消优惠电价有两大主要背景。一是地方政府财政普遍紧张。此前，这些地方政府为招商引资，给予企业部分优惠电价，优惠部分实际上由财政进行补贴。

另一背景是电力紧张。“目前各地用电需求较多，多地电力存在供不应求的情况。”王进表示。

“但取消优惠电价，不会对光伏行业造成太大影响。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，云南、内蒙古等地聚集了部分光伏产能，电价优惠取消后，硅料端的用能成本会有较为明显的提升。但硅料价格已在高位，产业链扩张、技术进步明显等外在条件的变化，将刺激企业挖掘内在的科技潜力及其他管理成本。

北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目（CCETP）副主任康俊杰同样认为，光伏产品的市场成交价格，由主流平均成本或市场接受程度决定，电价更多是对上游制造企业本身产生影响，但影响比重较低。

据界面新闻此前梳理，国内四大硅料企业在内蒙古地区均项目布局。

通威股份（600438.SH）在内蒙古布局了9万吨多晶硅产能。最新投资公告显示，该公司还计划在内蒙古包头建设20万吨高纯晶硅及配套项目。新特能源（01799.HK）正在内蒙古建设年产10万吨高纯多晶硅项目，预计四季度达产。

协鑫科技（03800.HK）在内蒙古投资建设了包头和呼和浩特两个10万吨颗粒硅项目，正在规划和建设中。

除上述企业外，还有多家光伏企业今年频频宣布新建项目落地内蒙古。业内有观点认为，内蒙古取消优惠电价，或对未来国内光伏制造项目布局产生一定影响。

王进表示，虽然存在部分影响，但具体影响多大，还要看各地招商引资政策与产业链布局的情况。企业布局项目，将从全成本角度进行考虑，除电价外，还包括其他多方面的因素。

彭澎认为，即便取消优惠政策，云南和内蒙的电价在全国电力市场来看吸引力犹在。

早期，云南、内蒙已经吸引了大量企业落户，拥有较好的产业基础。“企业会参考当地营商环境、税收、上下游配套等因素，如内蒙、青海等地未来将是中国光伏西部大基地的巨大市场。”彭澎称。

电力市场化改革趋势确定

云南、内蒙古等地取消优惠电价的另一大背景是，中国正在进行电力市场化改革。近年来，国家多次提及电力市场化改革的重要性。2021年更是中国电力市场化改革重要节点。

去年10月，发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，市场化规模大幅提升，燃煤发电电量全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；同时推动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价。

该通知还要求扩大市场交易电价上下浮动范围，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动区间不超过20%，高耗能企业不受区间限制。未来，将通过市场化方式构建以新能源为主体的新型电力系统建设。

康俊杰表示，长远看，市场化改革是中国电力市场不可改变的趋势。电力市场绝不仅是电量的现货市场，而是一套完善的市场体系。在现货市场之外，还包括辅助服务市场、容量市场，以及碳市场等。

“电力体制的改革没有回头路，从2015年开始以来走走停停，但在‘双碳’大政策宣布后，明显对新型电力系统提出了新要求。”彭澎表示。

“但真正市场化的电力市场机制尚未有效建立，如峰谷电力、辅助服务等，都不是由市场在定价。此外，新能源与其配套的储能如何纳入交易市场，还需进一步设计，目前尚在摸索阶段。”王进称。

彭澎认为，目前太多波动性的电源加入到市场，仅靠人工很难来公平、公正地分配电力系统的资源，所以需要引入市场，引入更清晰的价格信号，让所有参与者自主地去选择自己的位置。随着风、光等更多新能源参与竞争，执行市场化电价，也面临着一定的挑战。

王进称，新能源发电市场化面临很多问题，交易不仅是电量交易，也是电力交易。由于新能源发电的随机性和波动性，给电力交易带来不确定的风险，因此需要建立新能源市场有效的交易机制，否则风险较大。

在“碳达峰、碳中和”目标下，中国到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上。当前，中国风光发电量占比近10%。

王进指出，测算模型显示，若按照用电量每年3%的增长率，2060年中国社会用电量将达24万亿千瓦时，是当下的3倍左右。

“未来的电网技术能否支撑用电供求适配，电力体制能否支撑能源安全，是一个巨大的挑战。”王进称，为实现碳中和目标下的超高比例可再生能源，现有电力体制还需要深化改革。

新能源今后将如何发展？

“‘十三五’之前，整个电力行业来引导或补贴光伏和风电的发展。但‘十四五’之后，风光行业可能将反哺整个电力行业。”康俊杰称。

康俊杰表示，影响新能源行业本身发展的是强制消纳制度、考核制度等因素。风光参与市场化交易，并进行降价，是未来的趋势。

面对电力市场化改革，风电、光伏等新能源产业该如何更好地发展?专家们频提储能的重要性。

风电和光伏发电具有不稳定性，如果实现平滑上网，需要搭配储能和调峰电站等设施，但这将增加风光成本。据《中国能源报》此前报道，一座光伏电站配建装机量20%、时长两小时的储能项目，其初始投资将增加8-10%；风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%。

当前，国家和地方政府出台的一系列“十四五”规划中，均提出大力发展储能。

民生证券统计数据显示，今年一季度，国内已明确的“风光储一体化”项目规模达69.29 GW，央国企项目规划达42.49 GW，占总规模61%。

“市场化电力供需关系中，应鼓励企业去签定更多的电力长单，建立相应的电力调节手段，这会给储能创造更多的商业场景。”彭澎称，电价有波动，电力系统才会真正需要储能，才会愿意为储能的服务来付费买单。

康俊杰认为，短期看，风光搭配储能一定是未来趋势。在东部地区，风光和终端储能结合，用分布式微网的形式来实现；西部以风光大基地等形式发展，集中式和分布式相结合。

彭澎表示，短期内，在保有稳定的火电定量的同时，在“十四五”提高可再生能源比例的目标下，需要电力市场进行灵活性资源调配，给出明确的价格信号，以吸引大量的投资进入类似储能等创新型的商业体系中来。