中国改革电力市场规则 挑战可再生能源热潮

中国可再生能源的空前繁荣正面临来自政府规定的新挑战，这些规定将允许市场力量决定新的风能和太阳能发电的价格。



从6月1日起，这项规定可能会减缓清洁能源的增加，尽管不足以威胁到中国作为全球最大风能和太阳能安装国的地位。消费者应该从较低的电价中受益，但储能供应商可能不得不面对更大的不确定性。



自十多年前开始快速扩张以来，中国的可再生能源行业一直受到政策变化的影响。在确保能源安全和推动电力系统向更加市场化的方向发展的同时，中国政府一直在努力应对两个有时相互矛盾的目标。



据彭博报道，其结果是，2023年，中国近一半的风能和太阳能在公开市场上销售，而2019年这一比例还不到10%。其余部分则与主要电力来源——煤炭的基准价格挂钩。通过寻求全面合规，政府正在推进原本计划在本十年末实施的改革。



“中国的政策制定者成功地平衡了脱碳和自由化的双重追求，实现了创纪录的装机容量增长，尽管发电商本身的回报保障更少，以及更多的市场不确定性。”Lantau Group的顾问戴维·菲什曼（David Fishman）在领英（LinkedIn）上发布的一份报告中说，“最近的调整是这一趋势的延续。”



*净零*

自中国的可再生能源开发商首次出现以来，他们一直在与繁荣和萧条的环境作斗争。2023年，中国安装的风能和太阳能比世界其他地区的总和还要多。这导致越来越多来自涡轮机和电池板的电力被浪费，尽管浪费程度远低于之前的经济周期。



现在的押注是，多年来降低成本将使更多的清洁能源以比煤炭更具竞争力的市场价格出清。据彭博新能源财经报道，从2022年到2024年上半年，在公开市场上出售的太阳能和风能的平均价格分别为每兆瓦时210元和250元，而煤炭的平均价格为450元以上。



可再生能源仍将得到一些保护。对于6月1日前建成的项目，与电网的现有协议将作为数量和价格的下限。对于该日期之后的项目，各省将拍卖电网空间。最高中标价格将设定执行价格，电网将确保开发商在一定年限内按该价格获得补偿。



惠誉国际评级（Fitch Ratings）分析师戴安娜·夏（Diana Xia）和彭尼·陈（Penny Chen）在一份研究报告中说，结果可能是，在获得现有保护资格的最后期限之前，急于完成项目。



在那之后，很大程度上将取决于各省制定的执行价格和付款条件，尽管预计安装量将有所放缓。根据摩根士丹利（Morgan Stanley）的一份报告，政府机构国家发展和改革委员会能源研究所预计，今年的装机容量约为320吉瓦，在接下来的十年里，每年的装机容量约为300吉瓦，而2024年的装机容量为356吉瓦。



*储能*

面临不确定性增加的一个领域将是电池系统。新规定不再要求风能和太阳能发电场将发电量与一定数量的存储相匹配。虽然这一政策有助于推动电池销售，但也因制造了过多闲置产能而招致批评，因为这些储能系统安装后，缺乏使用它们的激励措施。



花旗集团（Citigroup Inc.）分析师皮埃尔·刘（Pierre Lau）在一份报告中说，放弃强制安装可能会对储能需求产生负面影响，对电池系统制造商也有影响。



但从长远来看，向更加自由化的电力市场的转变应该会使储能更具吸引力。据彭博新能源财经报道，考虑到更便宜的日光电力和更昂贵的夜间电力之间可能出现更大的波动，对储能系统的需求将会更大。



*绿色能源*

长期来看，通过允许与执行价格挂钩的多年电力购买协议，也可能为装机带来新的活力。此类交易在中国以外很受欢迎，因为它们给开发商带来了收入的确定性，用户也有能力将自己的产品推广为无碳产品。



彭博新能源财经分析师董香农（Shannon Dong）表示，此类（长期购电协议）在中国相对少见，因为市场波动使得各方难以就长期电价达成一致。新的执行价格可作为谈判的起点，让开发商有机会获得更多一些收入。

反过来，买家将因购买绿色能源而获得信贷，这对于寻求向欧盟出口的制造商来说可能是一个优势，例如，无需支付欧盟将于明年生效的碳税。

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