ความปั่นป่วนของราคาพลังงานไฟฟ้าจากโซลาร์เซลล์: การปฏิรูปสิบหกปีที่กำลังเข้าสู่จุดเปลี่ยนสำคัญ?

เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ คณะกรรมการพัฒนาและปฏิรูปแห่งชาติ (NDRC) และสำนักงานพลังงานแห่งชาติได้ร่วมกันออกเอกสารประกาศว่า ภาคพลังงานใหม่ของจีนได้สิ้นสุดยุค "ราคาค่าไฟฟ้าคงที่" และเข้าสู่ช่วงราคาค่าไฟฟ้าตามกลไกตลาดอย่างเต็มรูปแบบ

ย้อนกลับไปในอดีต การเปลี่ยนแปลงนโยบายการกำหนดราคาค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงกระบวนการพัฒนาของอุตสาหกรรม ตั้งแต่การเปิดตัวสถานีไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในปี 2008 จีนได้ผ่านหลายช่วงเวลา รวมถึงราคาค่าไฟฟ้าคงที่ ราคาค่าไฟฟ้าอ้างอิง ราคาค่าไฟฟ้าแนะแนวที่รวมกับการกำหนดราคาผ่านการแข่งขัน ค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เท่าทุน และการตลาดเต็มรูปแบบ ในช่วงเวลากว่าทศวรรษ ค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบของพลังงานแสงอาทิตย์ลดลงจาก 4 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมงจนถึงระดับเท่าทุน ราคาต่ำ และแม้กระทั่งขับเคลื่อนโดยตลาดทั้งหมด

ในฐานะตัวชี้วัดสำคัญสำหรับการลงทุนในสถานีไฟฟ้า ในช่วงการเปลี่ยนแปลงที่สำคัญของนโยบายการกำหนดราคาค่าไฟฟ้านี้ Polaris ได้ทบทวนช่วงการพัฒนาประวัติศาสตร์ที่แตกต่างกันของค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบของพลังงานแสงอาทิตย์

01. ช่วงการอนุมัติและการกำหนดราคาผ่านการแข่งขัน (2008–2010)

ในฐานะจุดเริ่มต้นของการประยุกต์ใช้สถานีไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์เชิงพาณิชย์ในจีน ในปี 2008 NDRC ได้อนุมัติโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ 4 โครงการในลักษณะเป็นชุด ในช่วงเวลานี้ รัฐบาลสนับสนุนการก่อสร้างสถานีไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ผ่านราคาค่าไฟฟ้าสูง โดยราคาที่ได้รับการอนุมัติสูงถึง 4 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง

เพื่อกระตุ้นตลาดเพิ่มเติม ตั้งแต่ปี 2008 ถึง 2010 จีนได้เปิดตัวโครงการประมูลสัมปทานพลังงานแสงอาทิตย์สองชุด โดยใช้วิธีการประมูลราคาต่ำ ในช่วงสัมปทาน 25 ปีถัดมา สถานีไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ได้ใช้ราคาประมูลที่ชนะเป็นราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบแบบรวม

ในจำนวนนี้ CGN ได้รับโครงการสัมปทานแรกของจีน—โครงการพลังงานแสงอาทิตย์ 10 เมกะวัตต์ในตุนหวง—ในราคาที่ 1.09 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง ขณะที่ SDIC Huajing Power Holdings ได้ก่อสร้างโครงการ 10 เมกะวัตต์อีกโครงการในตุนหวงในราคาเดียวกัน ชุดที่สองของโครงการสัมปทานพลังงานแสงอาทิตย์ประกอบด้วย 13 โครงการที่กระจายอยู่ใน 8 มณฑลทางตะวันตกของจีน โดยมีความจุรวม 280 เมกะวัตต์ ในเวลานั้น มีบริษัท 50 แห่งที่ยื่นประมูลในช่วง 0.7288 ถึง 0.9907 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง

ในขณะเดียวกัน ในปี 2009 รัฐบาลได้เปิดตัวโครงการสาธิต Golden Sun โดยจัดโครงการสาธิต 294 โครงการที่มีความจุรวม 642 เมกะวัตต์ ซึ่งทั้งหมดรวมอยู่ในเงินอุดหนุนระดับชาติ อย่างไรก็ตาม ไม่มีการกำหนดราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบแบบรวม เนื่องจากช่องโหว่ของนโยบายและการขาดการกำกับดูแล เงินอุดหนุนจึงถูกยุติและยกเลิกในภายหลัง

02. ช่วงราคาค่าไฟฟ้าอ้างอิง (2011–2018)

ในปี 2011 จีนเข้าสู่ช่วงราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบอ้างอิงสำหรับสถานีไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ โดยใช้เดือนกรกฎาคม 2011 เป็นจุดตัด ราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบถูกกำหนดไว้ที่ 1.15 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง และ 1 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง (ไม่รวมทิเบต) โครงการประมูลสัมปทานก่อนหน้านี้ยังคงใช้ราคาประมูลที่ชนะ แต่ไม่เกินราคาค่าไฟฟ้าอ้างอิง ขณะที่โครงการที่ได้รับเงินอุดหนุนใช้ราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบของไฟฟ้าถ่านหินในท้องถิ่น

สามปีต่อมา จีนเริ่มใช้ราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบอ้างอิงแบบแบ่งโซน โดยพิจารณาจากชั่วโมงการใช้งานเทียบเท่าประจำปีของแต่ละภูมิภาค ประเทศถูกแบ่งออกเป็นสามโซนทรัพยากรพลังงานแสงอาทิตย์ สำหรับสถานีไฟฟ้าที่เชื่อมต่อกับระบบหลังเดือนมกราคม 2014 ราคาค่าไฟฟ้าอ้างอิงเริ่มต้นสำหรับสามโซนถูกกำหนดไว้ที่ 0.9 หยวน, 0.95 หยวน และ 1 หยวน ตามลำดับ

อย่างไรก็ตาม ราคาค่าไฟฟ้าอ้างอิงสำหรับสามโซนลดลงทุกปี ในปี 2018 รัฐบาลได้ออกนโยบายใหม่ "531" และราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบได้รับการปรับลดสองครั้ง โดยสุดท้ายอยู่ที่ 0.5 หยวน, 0.6 หยวน และ 0.7 หยวน การลดราคาที่สำคัญนี้ได้บีบพื้นที่การอยู่รอดของบริษัทพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดเล็กและขนาดกลางที่พึ่งพาเงินอุดหนุนอย่างรุนแรง

03. ช่วงราคาค่าไฟฟ้าแนะแนว + การกำหนดราคาผ่านการแข่งขัน (2019–2020)

หลังจากผลกระทบของ "531" จีนได้ปรับนโยบายการกำหนดราคาค่าไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์อีกครั้ง ตั้งแต่ปี 2019 ถึง 2020 ประเทศได้เข้าสู่ช่วงใหม่ของราคาค่าไฟฟ้าแนะแนวที่รวมกับการกำหนดราคาผ่านการแข่งขัน หลังจากที่ NDRC กำหนดราคาค่าไฟฟ้าอ้างอิงสำหรับสามโซน โครงการใหม่ (ไม่รวมโครงการบรรเทาความยากจนและโครงการครัวเรือน) ต้องกำหนดราคาผ่านการแข่งขันในตลาด โดยราคาประมูลต้องไม่เกินราคาที่แนะแนวสำหรับโซนทรัพยากรที่เกี่ยวข้อง

ต่อมา ราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบกลายเป็นเงื่อนไขการแข่งขันหลักสำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ รัฐบาลกำหนดรายชื่อเงินอุดหนุนตามการจัดอันดับตามจำนวนเงินอุดหนุน มีรายงานว่าในปี 2019 และ 2020 มีโครงการประมูลแข่งขัน 4,355 โครงการ โดยมีความจุรวมเกือบ 50 กิกะวัตต์ ราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบต่ำสุดอยู่ที่ 0.2795 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง และ 0.2427 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ

ควรสังเกตว่าเมื่อเปรียบเทียบกับสถานีไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ติดตั้งบนพื้นดิน พลังงานแสงอาทิตย์แบบกระจายได้รับการปฏิบัติที่ดีกว่าเสมอ ในปี 2013 รัฐบาลได้กำหนดเงินอุดหนุน 0.42 หยวน/กิโลวัตต์ชั่วโมงสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบกระจาย ซึ่งลดลงเหลือ 0.32 หยวนในปี 2018 หลังจากปี 2019 พลังงานแสงอาทิตย์แบบกระจายถูกแบ่งออกเป็นประเภทการบริโภคเองและพลังงานแสงอาทิตย์ครัวเรือน โดยมีเงินอุดหนุน 0.1 หยวน และ 0.18 หยวน ตามลำดับ ภายในปี 2020 เงินอุดหนุนเหล่านี้ลดลงเหลือ 0.05 หยวน และ 0.08 หยวน

04. ช่วงเท่าทุนเต็มรูปแบบ + การกำหนดราคาตามตลาด (2021–2024)

ในปี 2021 อุตสาหกรรมพลังงานแสงอาทิตย์เข้าสู่ "ปีแรก" ของราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เท่าทุน รัฐบาลกำหนดว่าโครงการใหม่ตั้งแต่ปี 2021 จะต้องปฏิบัติตามราคาค่าไฟฟ้าถ่านหินในท้องถิ่นและสนับสนุนการมีส่วนร่วมในตลาด โครงการใหม่จะไม่ได้รับเงินอุดหนุนอีกต่อไป ยกเว้นโครงการครัวเรือนใหม่ที่ยังคงได้รับเงินอุดหนุน 0.03 หยวน ในปี 2022 นโยบายราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เท่าทุนยังคงดำเนินต่อไป แต่เงินอุดหนุนสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ครัวเรือนและโครงการสาธิตพลังงานแสงอาทิตย์แบบความร้อนถูกยกเลิก ซึ่งเป็นการเข้าสู่ยุคของราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เท่าทุนอย่างเต็มรูปแบบของอุตสาหกรรมพลังงานแสงอาทิตย์ของจีน

หลังจากปี 2023 รายได้จากราคาค่าไฟฟ้าพลังงานใหม่ในภูมิภาคต่าง ๆ มาจากการซื้อที่รับประกัน (ชั่วโมง) และการทำธุรกรรมตามตลาด ส่วนที่รับประกันการซื้อจะปฏิบัติตามราคาค่าไฟฟ้าถ่านหินในท้องถิ่น ขณะที่ส่วนที่ทำธุรกรรมตามตลาดจะผันผวนตามสภาพตลาด อย่างไรก็ตาม บางภูมิภาคยังคงให้เงินอุดหนุนบางส่วนสำหรับส่วนที่ทำธุรกรรมตามตลาด

ในความเป็นจริง เมื่อความจุติดตั้งของพลังงานใหม่เพิ่มขึ้น กลไกการกำหนดราคาค่าไฟฟ้าแบบเดียวไม่สามารถสะท้อนถึงอุปสงค์และอุปทานของตลาดได้อย่างเต็มที่ หลังจากบรรลุราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เท่าทุน ชั่วโมงที่ซื้อในราคาค่าไฟฟ้าถ่านหินได้ลดลงในภูมิภาคต่าง ๆ และการทำธุรกรรมตามตลาดสำหรับไฟฟ้าขายเข้าระบบพลังงานใหม่ได้กลายเป็นฉันทามติ

ข้อมูลแสดงให้เห็นว่าในปี 2022 สัดส่วนของไฟฟ้าพลังงานใหม่ที่ทำธุรกรรมตามตลาดในกำลังการผลิตไฟฟ้ารวมทั้งหมดอยู่ที่ 38% ในปี 2023 สัดส่วนนี้เพิ่มขึ้นเป็น 47.3% ตั้งแต่เดือนมกราคมถึงตุลาคม 2024 สัดส่วนของไฟฟ้าพลังงานใหม่ที่ทำธุรกรรมตามตลาดในกำลังการผลิตไฟฟ้าพลังงานใหม่รวมเกือบ 50%

ด้วยเป้าหมายในการสร้างระบบตลาดไฟฟ้าแห่งชาติที่เป็นเอกภาพภายในปี 2030 และการมีส่วนร่วมในตลาดอย่างเต็มรูปแบบสำหรับพลังงานใหม่ มณฑลต่าง ๆ กำลังเร่งกระบวนการบูรณาการพลังงานใหม่เข้าสู่ตลาด ในแผนการซื้อขายไฟฟ้าปี 2024 ที่เผยแพร่โดยมณฑลต่าง ๆ มี 17 มณฑลที่ได้ชี้แจงสัดส่วนการมีส่วนร่วมในตลาดของพลังงานใหม่และชั่วโมงการซื้อที่รับประกันสำหรับพลังงานใหม่

แผนภูมิสรุปกฎการซื้อขายตลาดไฟฟ้าสำหรับโครงการพลังงานใหม่ใน 17 มณฑลมีให้ที่ส่วนท้ายของบทความ

05. ช่วงราคาค่าไฟฟ้ากลไก (2025–)

เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ NDRC ได้ออก "ประกาศเกี่ยวกับการปฏิรูปตลาดราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบพลังงานใหม่เพื่อส่งเสริมการพัฒนาพลังงานใหม่ที่มีคุณภาพสูง" โดยระบุว่าโครงการพลังงานใหม่ทั้งหมดต้องมีส่วนร่วมในตลาดอย่างเต็มรูปแบบ โดยราคาค่าไฟฟ้าขายเข้าระบบจะถูกกำหนดผ่านการทำธุรกรรมในตลาด โครงการใหม่และโครงการที่มีอยู่จะถูกดำเนินการแยกกัน แม้ว่าการมีส่วนร่วมในตลาดอย่างเต็มรูปแบบจะได้รับการคาดการณ์มานานแล้ว แต่ก็ยังส่งผลกระทบอย่างมากต่อความรู้สึกไวของตลาด

สิ่งที่ได้รับความสนใจมากที่สุดคือการแนะนำแนวคิดของราคาค่าไฟฟ้ากลไกในการปฏิรูปครั้งนี้ ตามนโยบาย หลังจากที่พลังงานใหม่มีส่วนร่วมในการทำธุรกรรมในตลาด จะมีการจัดตั้งกลไกการชำระเงินส่วนต่างนอกตลาด โดยพิจารณาจากความแตกต่างระหว่างราคาการทำธุรกรรมในตลาดเฉลี่ยและราคาค่าไฟฟ้ากลไก โดยใช้วิธี "คืนมาก ชดเชยน้อย" หากราคาตลาดต่ำกว่าราคาค่าไฟฟ้ากลไก บริษัทไฟฟ้าจะชดเชยส่วนต่าง หากราคาตลาดสูงกว่า ส่วนเกินจะถูกหักออก ค่าใช้จ่ายสำหรับการชำระเงินส่วนต่างโดยบริษัทไฟฟ้าจะมาจากค่าดำเนินการระบบในท้องถิ่น

ปัจจุบัน มีความคิดเห็นที่หลากหลายในอุตสาหกรรมเกี่ยวกับวิธีการชำระเงินสำหรับราคาค่าไฟฟ้ากลไก บางคนเชื่อว่าโครงการจะได้รับเงินอุดหนุนส่วนต่างหรือไม่ขึ้นอยู่กับสภาพตลาดไฟฟ้าท้องถิ่น

ดังนั้น ราคาค่าไฟฟ้ากลไกถูกกำหนดอย่างไร? สำหรับโครงการใหม่ ราคาค่าไฟฟ้ากลไกมักถูกกำหนดตามราคาประมูลสูงสุดของโครงการที่ได้รับเลือก โดยไม่เกินเพดานการประมูล สำหรับโครงการที่มีอยู่ ราคาค่าไฟฟ้ากลไกจะปฏิบัติตามราคาท้องถิ่นปัจจุบัน แต่ไม่เกินราคาค่าไฟฟ้าถ่านหินอ้างอิง นอกจากนี้ สัดส่วนของไฟฟ้าที่อยู่ภายใต้การกำหนดราคากลไกสำหรับโครงการที่มีอยู่ต้องไม่เกินระดับของปีที่แล้ว และได้รับการสนับสนุนให้มีส่วนร่วมในตลาดอย่างแข็งขัน

โดยสรุป ราคาค่าไฟฟ้ากลไกสามารถเข้าใจได้ว่าเป็นเครื่องมือสมดุลระหว่างการรักษาเสถียรภาพการลงทุนและการปฏิรูปเชิงลึก พวกมันทำหน้าที่เป็นรูปแบบของ "ประกัน" โดยมีเป้าหมายเพื่อให้บัฟเฟอร์สำหรับองค์กรในช่วงเริ่มต้นของการมีส่วนร่วมในตลาดอย่างเต็มรูปแบบของพลังงานใหม่ เพื่อให้มั่นใจถึง "การลงจอดอย่างนุ่มนวล" และหลีกเลี่ยงการลดลงของรายได้อย่างมีนัยสำคัญที่เกิดจากความผันผวนของราคาตลาด

แน่นอนว่านโยบายมีความทันเวลาในระดับหนึ่ง แม้ว่ามันจะให้การปกป้องในเชิงบวกสำหรับองค์กรที่มีส่วนร่วมในปฏิรูปตลาดอย่างเต็มรูปแบบ การดำเนินการจริงจะขึ้นอยู่กับนโยบายเฉพาะที่ออกโดยรัฐบาลท้องถิ่นในอนาคต

การมีส่วนร่วมในตลาดอย่างเต็มรูปแบบของพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานใหม่อื่น ๆ พร้อมกับการแบ่งปันต้นทุนการปรับระบบอย่างเป็นธรรม แสดงให้เห็นว่าอุตสาหกรรมได้เติบโตเต็มที่ ในระยะยาว กลไกตลาดจะชี้นำการพัฒนาที่ประสานกันของพลังงานใหม่กับแหล่งพลังงานที่ปรับตัวได้และการวางแผนระบบไฟฟ้า โดยให้การสนับสนุนที่แข็งแกร่งสำหรับการก่อสร้างระบบไฟฟ้ารูปแบบใหม่