Sơn Đông vừa ban hành ba văn bản chính sách quan trọng liên quan đến tích hợp năng lượng tái tạo.
Thứ nhất là Thông báo tham vấn công chúng về một số thông số giá của thị trường điện giao ngay, do Ủy ban Cải cách và Phát triển tỉnh Sơn Đông ban hành. Đề xuất sẽ hạ giá sàn chào giá năng lượng từ -80 NDT/MWh xuống -120 NDT/MWh và giá sàn thanh toán bù trừ từ -100 NDT/MWh xuống -140 NDT/MWh.
Thứ hai là Công văn về việc tối ưu hóa hơn nữa cơ chế giá điện theo thời gian sử dụng, do Ủy ban Cải cách và Phát triển tỉnh Sơn Đông, Văn phòng Giám sát Năng lượng Sơn Đông và Cục Năng lượng tỉnh Sơn Đông phối hợp ban hành. Lưới điện Nhà nước chi nhánh Sơn Đông sau đó đã công bố khung giờ giá điện theo thời gian sử dụng được điều chỉnh, có hiệu lực từ ngày 1 tháng 10 năm 2026.
Thứ ba là Thông báo về việc đẩy nhanh phát triển chất lượng cao hệ thống lưu trữ năng lượng đồng bộ với các trạm năng lượng tái tạo, do Cục Năng lượng tỉnh Sơn Đông ban hành. Văn bản làm rõ thêm giới hạn công suất lưu trữ, phân bổ công suất tiếp cận lưới điện, đấu thầu chung năng lượng tái tạo - lưu trữ và các yêu cầu về sạc, xả.
Ba văn bản vận hành ở các cấp độ khác nhau của thị trường. Thông số giá thị trường giao ngay ảnh hưởng đến thanh toán bù trừ bán buôn, giá điện theo thời gian sử dụng chủ yếu tác động đến khách hàng công nghiệp và thương mại, trong khi hướng dẫn về lưu trữ điều chỉnh vận hành phía nhà máy. Tuy nhiên, cả ba đều phản ứng với cùng một vấn đề cơ cấu: khi công suất điện mặt trời lắp đặt của Sơn Đông tiếp tục tăng, giờ trưa ngày càng trở thành giai đoạn dư thừa điện và chịu áp lực giảm giá.
Đối với các dự án điện mặt trời, trọng tâm do đó đang chuyển từ việc liệu có thể phát điện hay không sang giá trị của lượng điện đó khi đến thị trường. Gói chính sách mới nhất của Sơn Đông đang thúc đẩy ngành vượt ra khỏi mô hình dựa trên sản lượng, hướng tới quản lý chặt chẽ hơn thời điểm phát điện và giá trị điện năng.
Thêm 212 giờ giá rất thấp mở rộng khung giờ tiêu thụ buổi trưa
Khung giờ giá điện theo thời gian sử dụng được điều chỉnh của Sơn Đông sẽ có hiệu lực từ ngày 1 tháng 10 năm 2026. Theo lịch mới, tổng số giờ giá thấp hàng năm sẽ tăng từ 2.185 lên 2.520 giờ, tăng thêm 335 giờ. Số giờ giá rất thấp sẽ tăng từ 819 lên 1.031 giờ, tăng thêm 212 giờ.
Các khung giờ giá thấp bổ sung tập trung quanh các giờ có sản lượng điện mặt trời mạnh. Từ tháng 3 đến tháng 6, khung giờ giá thấp sẽ kéo dài từ 08:00 đến 15:00, bao gồm khung giờ giá rất thấp từ 10:00 đến 14:00. Từ tháng 9 đến tháng 11, khung giờ giá thấp sẽ bắt đầu lúc 09:00, với giá rất thấp được áp dụng từ 11:00 đến 14:00.
Kết hợp với việc điều chỉnh giá điện theo khung giờ, với mức giảm 70% so với giá cơ bản vào giờ thấp điểm và 90% vào giờ sâu thấp điểm, biểu giá mới phát đi tín hiệu giá bán lẻ rõ ràng hơn để khuyến khích các hộ tiêu thụ công nghiệp và thương mại chuyển một phần nhu cầu điện sang giữa trưa.
Tác động trực tiếp nhất sẽ thể hiện ở phía nhu cầu. Sản xuất công nghiệp, hệ thống làm mát và sưởi ấm, trạm sạc xe điện, hệ thống lưu trữ sau công tơ và nhà máy điện ảo đều có thể điều chỉnh lịch vận hành để thích ứng với các khung giờ giá mới. Nếu nhu cầu điện giữa trưa tăng tương ứng, điều này sẽ tạo ra một bể chứa nhu cầu lớn hơn cho điện mặt trời.
Tuy nhiên, không nên đánh đồng giá điện theo khung giờ dành cho khối công nghiệp và thương mại với giá giao ngay bán buôn mà các nhà máy điện mặt trời nhận được. Giá trước làm thay đổi chi phí điện của người dùng cuối, còn giá sau quyết định kết quả thanh toán cho các nhà phát điện tham gia thị trường bán buôn. Mối liên hệ giữa hai loại giá này vẫn phụ thuộc vào hợp đồng bán lẻ, điều chỉnh phụ tải và thanh toán bù trừ trên thị trường giao ngay. Việc tăng số giờ sâu thấp điểm sẽ không tự động cải thiện doanh thu của các nhà máy điện mặt trời.
Mức giảm 40 nhân dân tệ/MWh kéo dài phần đuôi giá xuống thấp hơn
Trong khi mở rộng khung giờ nhu cầu giữa trưa, Sơn Đông cũng đề xuất nới rộng biên độ giảm cho phép của thị trường giao ngay.
Theo đề xuất tham vấn, giá chào mua năng lượng sẽ giảm xuống còn -120 nhân dân tệ/MWh và giá thanh toán bù trừ xuống còn -140 nhân dân tệ/MWh, tương ứng mức giảm 40 nhân dân tệ/MWh cho cả hai trường hợp. Giá trần chào mua và giá trần thanh toán bù trừ sẽ giữ nguyên ở mức lần lượt là 1.300 nhân dân tệ/MWh và 1.500 nhân dân tệ/MWh.
Dữ liệu theo giờ từ ngày 1 tháng 1 đến ngày 7 tháng 9 năm 2026 cho thấy cả giá giao ngay ngày tới và giá giao ngay thời gian thực của Sơn Đông đều đã thể hiện rõ xu hướng đáy giữa trưa và đỉnh buổi tối. Giá ngày tới trung bình giảm xuống còn 103,52 nhân dân tệ/MWh vào lúc 13:00 trước khi tăng lên 460,83 nhân dân tệ/MWh vào lúc 19:00, tạo ra chênh lệch trong ngày là 357,31 nhân dân tệ/MWh. Giá thời gian thực trung bình cũng đạt mức thấp nhất trong ngày vào lúc 13:00, ở mức 112,55 nhân dân tệ/MWh, trước khi tăng lên 457,58 nhân dân tệ/MWh vào lúc 19:00.
Những con số này không có nghĩa là giá trung bình theo giờ sẽ giảm đồng loạt sau khi giá sàn được hạ xuống. Giá trung bình theo giờ hiện tại vẫn ở mức dương, trong khi giá sàn chủ yếu giới hạn các mức giá cực đoan trong những giai đoạn dư cung nghiêm trọng. Do đó, việc điều chỉnh này nhiều khả năng sẽ ảnh hưởng đến độ sâu của giá âm, thời gian giá chạm sàn và hình dạng phân bố giá ở phần giảm hơn là đẩy toàn bộ đường cong giá trung bình xuống thấp hơn một cách máy móc.
Sự khác biệt này rất quan trọng khi đánh giá tác động đến các nhà máy điện mặt trời. Trong những giai đoạn dư thừa nguồn cung vào giữa trưa, giá sẽ có nhiều dư địa giảm hơn cho đến khi thị trường đạt trạng thái cân bằng. Chi phí biên thấp của nguồn điện tái tạo có thể được phản ánh đầy đủ hơn trong thứ tự chào giá và điều độ, nhưng sản lượng điện mặt trời tham gia thị trường cũng sẽ đối mặt với rủi ro giá âm sâu hơn.
Điện nằm trong cơ chế định giá năng lượng tái tạo có mức độ bảo vệ doanh thu nhất định thông qua cơ chế thanh toán kiểu hợp đồng chênh lệch. Ngược lại, sản lượng ngoài cơ chế và điện tăng thêm bán trực tiếp trên thị trường chịu tác động nhiều hơn từ biến động giá giao ngay. Khi tỷ trọng điện theo cơ chế thị trường tăng lên, phát nhiều điện hơn không còn đồng nghĩa với doanh thu cao hơn.
Trần công suất lưu trữ của điện mặt trời nâng lên 50%—Nhưng không phải tỷ lệ bắt buộc
Trong bối cảnh rủi ro giá giảm ngày càng lớn, các quy định cập nhật của Sơn Đông về hệ thống lưu trữ năng lượng kết hợp với trạm năng lượng tái tạo càng có ý nghĩa quan trọng hơn.
Theo hướng dẫn mới, trần công suất lưu trữ đối với dự án điện mặt trời được nâng từ 30% lên 50%, trong khi trần đối với dự án điện gió vẫn giữ ở mức 30%. Việc điều chỉnh cho phép các trạm điện mặt trời tích hợp hệ thống lưu trữ lớn hơn vào vận hành chung. Tuy nhiên, ngưỡng 50% là tỷ lệ công suất tối đa được phép, không phải yêu cầu lưu trữ bắt buộc. Không nên hiểu đây là yêu cầu mọi dự án điện mặt trời phải lắp đặt hệ thống lưu trữ bằng 50% công suất phát điện của mình.
“Tỷ lệ điện mặt trời so với điện gió là 4:1” nêu trong chính sách cũng dễ bị hiểu sai. Đây không phải là tỷ lệ công suất năng lượng tái tạo so với lưu trữ, cũng không phải yêu cầu dự án điện mặt trời phải lắp đặt lưu trữ theo tỷ lệ 1:4. Thay vào đó, đây là trọng số phân bổ được sử dụng khi công suất tiếp cận lưới điện khả dụng cho hệ thống lưu trữ kết hợp không đủ.
Trong điều kiện đó, công suất tiếp cận sẽ được phân bổ dựa trên quy mô có trọng số của các dự án năng lượng tái tạo liên quan. Dự án điện mặt trời nhận trọng số bốn, trong khi dự án điện gió nhận trọng số một. Đối với hai dự án năng lượng tái tạo có công suất bằng nhau, giá trị có trọng số của dự án điện mặt trời sẽ gấp bốn lần dự án điện gió.
Chính sách không trực tiếp yêu cầu dự án điện mặt trời phải lắp đặt hệ thống lưu trữ, nhưng trao cho dự án điện mặt trời trọng số cao hơn khi phân bổ công suất tiếp cận lưu trữ hạn chế. Logic của hệ thống rất rõ ràng: sản lượng điện mặt trời tập trung cao độ vào khoảng giữa trưa và do đó có nhiều khả năng hơn điện gió trong việc tạo ra tình trạng dư cung đồng thời và áp lực giảm giá. Hệ thống lưu trữ có thể dịch chuyển một phần lượng điện này sang giai đoạn cao điểm cuối chiều và tối.
Quan trọng hơn, Sơn Đông đang định vị lưu trữ đồng vị trí như một nguồn lực vận hành và giao dịch thay vì chỉ đơn thuần là yêu cầu phát triển dự án. Hướng dẫn cho phép phát điện tái tạo và lưu trữ đi kèm tham gia đấu thầu và vận hành chung. Các nhà máy sẽ cần phối hợp dự báo sản lượng, giá giao ngay và trạng thái sạc pin khi lập kế hoạch thị trường.
Trừ khi được lưới điện điều độ hoặc trong các trường hợp quy định khác, lưu trữ đồng vị trí thường được yêu cầu sạc từ dự án năng lượng tái tạo liên kết. Do đó, giá trị của nó sẽ ngày càng phụ thuộc vào dự báo, chiến lược sạc và xả, và quản lý rủi ro sai lệch thay vì chỉ hoàn thành xây dựng lưu trữ.
Ba Chính Sách Có Chỉ Ra Sự Phối Hợp Điện Mặt Trời - Lưu Trữ Mạnh Mẽ Hơn?
Xét riêng lẻ, đề xuất giá sàn thị trường giao ngay là một cải cách thị trường bán buôn, điều chỉnh giá điện theo thời gian sử dụng là biện pháp phía cầu, và hướng dẫn lưu trữ là khung vận hành cho các nhà máy năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, khi kết hợp lại, chúng tạo thành một lộ trình truyền tải tương đối rõ ràng.
Giá sàn thị trường giao ngay thấp hơn cho phép tình trạng dư cung nghiêm trọng được phản ánh qua mức giá âm sâu hơn. Nhiều giờ thấp điểm sâu vào buổi trưa khuyến khích người tiêu dùng công nghiệp và thương mại tăng mức tiêu thụ điện khi sản lượng điện mặt trời dồi dào. Giới hạn lưu trữ PV cao hơn và các quy tắc phân bổ truy cập lưới điện được sửa đổi mang lại cho nhà vận hành nhà máy nhiều dư địa hơn để chuyển điện buổi trưa sang các giờ muộn hơn.
Do đó, Sơn Đông đang phát đi tín hiệu mạnh mẽ hơn ủng hộ sự phối hợp điện mặt trời - lưu trữ, nhưng điều này không đồng nghĩa với việc quay lại yêu cầu lưu trữ theo mệnh lệnh hành chính. Thay vào đó, giá thị trường và các quy tắc vận hành đang làm tăng chi phí của việc hoàn toàn phơi nhiễm với giá điện buổi trưa mà không có sự linh hoạt.
Chênh lệch giá lưu trữ tiềm năng cũng có thể mở rộng. Một mặt, giá sàn thị trường giao ngay đang hạ xuống; mặt khác, giá giao ngay buổi tối vẫn duy trì ở mức tương đối cao trong ngày, trong khi cả thời kỳ thấp điểm sâu và cao điểm tới hạn của giá bán lẻ đều đang tăng.
Tuy nhiên, phạm vi giá cho phép rộng hơn không đảm bảo lợi nhuận lưu trữ cao hơn. Kinh tế dự án sẽ tiếp tục phụ thuộc vào tần suất giá âm, giá cao điểm buổi tối, hiệu suất khứ hồi, suy giảm pin, điều kiện truy cập lưới điện và chiến lược giao dịch.
Từ Sản Xuất Nhiều Điện Hơn Đến Bán Đúng Thời Điểm
Gói chính sách mới nhất của Sơn Đông không đưa ra câu trả lời duy nhất về việc một dự án PV nên lắp đặt bao nhiêu dung lượng lưu trữ. Tuy nhiên, nó thay đổi những câu hỏi mà nhà phát triển và nhà vận hành dự án cần trả lời.
Đối với các nguồn PV không thuộc cơ chế, rủi ro chính có thể ngày càng chuyển từ việc bị cắt giảm hoàn toàn sang việc điện được phát lên lưới nhưng thanh toán ở mức giá thấp kéo dài. Đối với lưu trữ năng lượng, giá trị sẽ không còn chủ yếu đến từ việc đáp ứng yêu cầu phát triển, mà từ việc chuyển điện giá trị thấp vào giữa trưa sang các khung giờ tối có giá trị cao hơn.
Từ mức sàn thị trường giao ngay thấp hơn và các khung giờ thấp điểm sâu giữa trưa được mở rộng đến trần lưu trữ PV cao hơn, Sơn Đông đang dần chuyển áp lực tích hợp năng lượng tái tạo thành các tín hiệu giá và ràng buộc vận hành có thể quan sát được.
Khả năng cạnh tranh của một dự án PV cuối cùng sẽ không chỉ phụ thuộc vào công suất lắp đặt và số giờ sử dụng hàng năm, mà còn phụ thuộc vào khả năng quản lý thời điểm phát điện, mức độ tiếp xúc với giá thị trường và giá trị của điện trong các khung giờ khác nhau.
Các chính sách không quy định mỗi dự án PV phải lắp đặt bao nhiêu dung lượng lưu trữ. Tuy nhiên, thị trường đang gửi đi một thông điệp ngày càng trực tiếp: điện PV không có khả năng dịch chuyển thời gian có thể ngày càng khó đạt được mức giá hấp dẫn.
![[Solar: Romania phân bổ 650 triệu euro cho điện mặt trời, lưu trữ tại các tòa nhà công cộng]](https://imgqn.smm.cn/usercenter/HKFoG20251217171742.jpg)
