中國儲能網(wǎng)訊：目前，全國共有14個省份和地區(qū)出臺了保障利用小時數(shù)，5個省仍執(zhí)行可再生能源全額保障性消納，21個省份長期組織可再生能源參與電力直接交易，成交均價為288元/兆瓦時（算術(shù)平均值），其中最低為55.7元/兆瓦時，最高為431.82元/兆瓦時，可再生能源參與電力直接交易的價格相對當(dāng)?shù)鼗鶞蕛r降幅超過100元/兆瓦時。山西、山東、甘肅、蒙西可再生能源還參加了電力現(xiàn)貨交易。1439號文印發(fā)后，山東等多省允許可再生能源交易價格與燃煤發(fā)電交易價格較基準價同樣上下浮動20%。
從目前的情況看，可再生能源參加電力交易分以下幾類：
一是以扶持特定行業(yè)為目的的專場交易。扶持特定行業(yè)為目的的專場交易在可再生能源富集省區(qū)較為普遍，多以戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)等名義，要求可再生能源大幅降低電價與高耗能用戶進行交易，是各地可再生能源降價幅度最大的交易。三北地區(qū)還存在為電采暖提供低價的電采暖專場交易。
二是以降低電價為目的的打捆交易。打捆交易是可再生電源與火電等調(diào)節(jié)電源按照既定比例進行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肅等省內(nèi)電力中長期交易中使用。打捆交易的理由一般是通過調(diào)節(jié)性電源與可再生捆綁交易，為用戶或電網(wǎng)輸送提供穩(wěn)定的出力。通常在風(fēng)火打捆過程中，可再生能源需要與火電采用1：3進行配比，向火電補貼20元/兆瓦時。
三是以向火電輸血為目的的調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易。部分觀點堅持認為可再生能源的波動性和逆調(diào)峰特性，引發(fā)了部分調(diào)峰輔助服務(wù)需求，要求可再生能源分攤部分調(diào)峰輔助服務(wù)費用。即使在1439和809號文明確輔助服務(wù)費用由電力用戶承擔(dān)的前提下，仍有部分文件要求“特殊機組”承擔(dān)部分輔助服務(wù)費用。如：東北等地輔助服務(wù)費用的度電分攤增速遠遠高于可再生能源消納的增長，極端情況下曾經(jīng)出現(xiàn)度電分攤超過0.1元的情況。
四是以體現(xiàn)綠色效益的綠電交易和綠證交易。2020年開始，國家發(fā)改委、國家能源局推動電力用戶直接購買可再生能源，以平價上網(wǎng)的可再生能源項目為主，超出電能量平價部分對應(yīng)綠電價格，綠電價格較基準價上升10-30元/兆瓦時。除“證電合一”的綠電交易制外，還允許開展綠證交易，綠證的價格一般在25-50元/兆瓦時。
五是現(xiàn)貨試點地區(qū)正常的電力現(xiàn)貨交易。山西、山東、甘肅、蒙西作為第一批電力現(xiàn)貨試點地區(qū)，已經(jīng)將可再生能源納入電力現(xiàn)貨交易范疇?？稍偕茉措娏χ虚L期交易在電力現(xiàn)貨市場中，支付的偏差電費，實際上是可再生能源消納成本，偏差電費折算成可再生能源的度電降幅，絕對值可以達到基準價的20%左右。隨著可再生能源快速發(fā)展，該部分消納成本進一步提高的趨勢明顯。
存在的問題
從目前情況看，可再生能源無論參加何種交易，都會造成收入損失。除在電力現(xiàn)貨交易，支付的消納成本顯性化外，其他收入損失均為不合理損失，應(yīng)予以足夠重視。
一是專場交易和強制打捆交易是影響可再生能源收益的最關(guān)鍵因素。專場交易違背了電力交易公平競爭的基本精神，可再生能源作為變動成本最低的機組，一般不是用于定價的邊際機組，部分地區(qū)通過人為劃定供需比、以不參與交易便棄電為理由，要求可再生能源向特定電力用戶“輸血”；省間強制打捆交易僅僅為了增強該省外送的價格競爭能力，省內(nèi)強制打捆是為了增強省內(nèi)火電向用戶降價的能力，而在打捆階段已經(jīng)提供過補貼的可再生能源，還要繼續(xù)支付電力現(xiàn)貨市場中的偏差費用和調(diào)峰費用，造成可再生能源為其不穩(wěn)定性連續(xù)“三次買單”。從目前數(shù)據(jù)看，專場交易和強制打捆交易引發(fā)的電價降幅，占可再生能源參與交易電量核定電價的20%-60%，是造成可再生能源經(jīng)營困難的最關(guān)鍵因素。
二是綠電交易的設(shè)計并不能保證可再生能源的實際收入中包含綠色“溢價”。綠電交易的設(shè)計初衷是鼓勵電力用戶直接購買包含綠證在內(nèi)的可再生能源電量，實現(xiàn)綠色“溢價”。目前證電合一的綠電交易設(shè)計有兩大缺欠，一是受電網(wǎng)輸送能力影響，可再生能源發(fā)電不能保證輸送到用戶所在地區(qū)；二是可再生能源發(fā)電做不到出力曲線或分月電量與用戶一致，越長期限的綠電交易，可再生能源面臨的交易風(fēng)險越高。這兩大缺陷在每一個可再生能源項目中都會出現(xiàn)，可再生能源購買偏差電量付出的代價遠遠高于可再生能源在交易過程中獲得的綠色“溢價”。在國外電力市場化國家，證電合一的綠電交易購買方多為售電公司，由售電公司整合各種能源向用戶提供以綠證為證明的綠電，甚至售電公司會直接運營出售綠電的可再生能源企業(yè)，該類交易絕大部分在場外運行，并不通過電力交易機構(gòu)。由于綠電交易、綠證交易、超額消納量三者同時共存，造成我國綠證的公信力遠低于國際綠證，迫使部分跨國公司在華企業(yè)轉(zhuǎn)向購買國際綠證，不利于國內(nèi)綠證市場的發(fā)展。
三是實現(xiàn)可再生能源綠色價值需要完善強制配額制度。從國際經(jīng)驗來看，無論是證電合一的綠電交易還是單獨購買綠證的金融性交易，均為基于強制配額制度之下的交易行為。因為有了落實到用戶身上的強制配額，特別是制定未完成配額的強制罰款作為綠證的影子價格，用戶才有動力要求售電公司向其提供綠電，售電公司也才有動力為了獲取更多綠證，與可再生能源企業(yè)簽訂長周期的綠電交易合同（即PPA），或為完成配額購買更多的綠證。我國雖然已經(jīng)建立了可再生能源消納責(zé)任制度，但沒有制定出與之配套的罰款制度。沒有考核和懲罰，任何制度執(zhí)行都落不了地，這就是當(dāng)前我國雖然明確了用戶側(cè)配額，但是未出現(xiàn)用戶踴躍購買綠證情況的根本原因。只有每一個用戶均實際承擔(dān)起“碳達峰、碳中和”的經(jīng)濟責(zé)任，可再生能源綠色“溢價”變現(xiàn)才能成為現(xiàn)實。
四是可再生能源沒有承擔(dān)調(diào)峰輔助服務(wù)費用的義務(wù)和責(zé)任。首先調(diào)峰輔助服務(wù)是電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式下的特殊政策，并不適應(yīng)目前發(fā)用雙方直接交易，沒有統(tǒng)購統(tǒng)銷，不把全部用戶看成一個“大用戶”，電力系統(tǒng)運行也就沒有必要在不同電源之間分配出力，也就不存在調(diào)峰輔助服務(wù)；其次，用戶是使用可再生能源的最終受益者，按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，應(yīng)當(dāng)由用戶最終承擔(dān)輔助服務(wù)費用，可再生能源作為電能的生產(chǎn)者，沒有義務(wù)承擔(dān)其他生產(chǎn)成本，電力生產(chǎn)、傳輸、損耗等全部成本費用，都應(yīng)當(dāng)隨電能量轉(zhuǎn)移到用戶側(cè)；最后，當(dāng)前的電力系統(tǒng)是無法精確計量，到底哪一個可再生能源項目引發(fā)輔助服務(wù)，因為任何電源運行都有可能引發(fā)輔助服務(wù)，不能因為可再生能源的某些運行特性，就通過制度進行“集體懲罰”。
五是現(xiàn)貨市場中凸顯的可再生能源消納成本需要場外配套機制疏導(dǎo)和場內(nèi)的改革措施應(yīng)對?，F(xiàn)有可再生能源中長期合同電價，與參與電力現(xiàn)貨市場后，獲得的綜合平均電價之差，實質(zhì)就是可再生能源消納成本。這部分消納成本產(chǎn)生的原因是，可再生能源在現(xiàn)貨市場兌付中長期合同過程中，由于其天然的不穩(wěn)定性，產(chǎn)生了相對中長期合同曲線的偏差。如日內(nèi)傍晚負荷高峰時段，可再生能源發(fā)電不足，需要從市場購買偏差電量以完成合同執(zhí)行，此時市場往往以傳統(tǒng)機組出力為主，現(xiàn)貨交易價格偏高；而在日內(nèi)午間負荷低谷時段，往往是可再生能源大發(fā)時段，但此時現(xiàn)貨交易價格偏低。這就是可再生能源合同兌付過程中，典型的偏差電量“高買低賣”現(xiàn)象。其本質(zhì)也是可再生能源向傳統(tǒng)化石電源支付消納成本的過程，符合市場的基本原理和原則，該部分費用在現(xiàn)貨市場中能得到計量，非現(xiàn)貨地區(qū)，據(jù)測算傳統(tǒng)電源為可再生能源消納，承擔(dān)了其電價20%左右的成本，這種情況在任何國外電力市場也普遍存在。鑒于可再生能源消納要付出消納成本，消納成本呈上升趨勢且無法避免，因此，必須設(shè)計場外機制對消納成本進行疏導(dǎo)，電力市場場內(nèi)交易是無法解決這一問題的。同時，我國現(xiàn)行電力中長期交易制度過于重視年度交易比例、交易頻次過低、限制發(fā)電企業(yè)作為買方等缺陷存在，造成我國的電力中長期交易制度設(shè)計不符合可再生能源對“市場流動性”的渴求，人為地使電力中長期交易曲線偏離可再生實際出力曲線過多（大幅增加消納成本），這是當(dāng)前場內(nèi)交易規(guī)則亟需完善的方面。
政策建議
即使目前的交易機制存在這樣和那樣的問題，可再生能源參與市場交易仍是大勢所趨。1439號、807號文明確的電網(wǎng)代理購電制度，將加快新能源進入市場的步伐。電網(wǎng)代理購電制度，替代了電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式，電網(wǎng)企業(yè)與用戶在法律關(guān)系上屬委托代理關(guān)系，而非供售電服務(wù)，電網(wǎng)企業(yè)按政策收取過網(wǎng)費，不再承擔(dān)批發(fā)側(cè)購買電能導(dǎo)致的盈虧，也不具備承擔(dān)保價保量收購可再生能源的能力。
因為現(xiàn)貨市場運行地區(qū)或開展中長期分時段交易的非現(xiàn)貨試點地區(qū)，電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)代理工商業(yè)用戶和居民農(nóng)業(yè)等保障性用戶用電情況，確定電力中長期交易合同曲線。即使在未開展分時段簽約模式的非現(xiàn)貨試點地區(qū)，電網(wǎng)企業(yè)也要根據(jù)代理工商業(yè)用戶和居民農(nóng)業(yè)等保障性用戶用電情況，分月進行購電，無論是帶曲線或者分月購電量，都很難與可再生能源出力曲線匹配或者與分月發(fā)電量相同。燃煤發(fā)電計劃全面放開后，作為電力系統(tǒng)主要調(diào)節(jié)電源的煤電，電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)不能像過去，通過調(diào)節(jié)燃煤發(fā)電機組出力，來平衡可再生能源發(fā)電曲線與代理購電工商業(yè)用戶和居民農(nóng)業(yè)等保障性用戶曲線或分月電量之間的偏差，因為煤電沒有計劃電量和基準電價了。因此，代理購電制度下，電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)喪失了統(tǒng)購統(tǒng)銷模式下對可再生能源保價保量收購的能力，未來可再生能源只能加快進入電力市場。為確保大規(guī)?？稍偕茉从行騾⒓与娏κ袌鼋灰?，國家以及地方各級政府層面應(yīng)該提前著手以下相關(guān)工作。
一是立即停止針對可再生能源的不合理交易?？稍偕茉醋儎映杀镜筒粦?yīng)成為可再生能源參與低價專場交易的理由，電力作為商品應(yīng)當(dāng)同質(zhì)同價，應(yīng)該立即停止定向輸送利益的專場交易。同時，由于電力中長期交易過程中，可再生能源產(chǎn)生的偏差會通過后續(xù)更短周期的電力中長期交易和現(xiàn)貨交易進行解決，可再生能源的不穩(wěn)定性同樣不能成為強制打捆交易的理由，即使可再生能源自愿與傳統(tǒng)電源打捆，傳統(tǒng)電源也應(yīng)當(dāng)承擔(dān)起可再生能源偏差電量經(jīng)濟責(zé)任。此外，可再生能源不應(yīng)再繼續(xù)承擔(dān)輔助服務(wù)分攤費用。
二是推動可再生能源參加電力現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全額電量消納?？稍偕茉吹娜~消納需要依靠電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的上升，可再生能源低價，在電力中長期交易中并不能增強電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力。要調(diào)動存量機組增強電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，只有設(shè)置合理的電力現(xiàn)貨市場。因此，加快推進現(xiàn)貨市場建設(shè)，通過現(xiàn)貨市場保障可再生能源高比例消納是迫在眉睫的工作；同時放開跨省跨區(qū)發(fā)電計劃，按照《省間現(xiàn)貨交易規(guī)則》規(guī)定的，省間交易買方作為電源參加受端現(xiàn)貨市場出清、賣方作為送端現(xiàn)貨市場負荷增量參與出清，實現(xiàn)省間和省內(nèi)市場合理銜接，推動可再生能源在更大范圍消納。
三是建立疏導(dǎo)可再生能源消納成本的場外機制。消納成本未來將成為消納可再生能源的最大成本，應(yīng)盡快建立電力市場外的可再生能源消納成本疏導(dǎo)機制?？刹捎靡韵聝煞N方案：
方案一：通過落實用戶新能源消納責(zé)任解決消納疏導(dǎo)問題。強化可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的剛性約束，要求全部用戶實際用電量的一定比例來自于新能源電量或購買綠證（綠證不再與補貼掛鉤）。實行消納責(zé)任考核機制，對于未足額擁有綠證的用戶（含使用新能源電量獲得的綠證和單獨購買的綠證），制定相應(yīng)的罰金標(biāo)準，督促用戶完成新能源消納責(zé)任。
如果再考慮可再生能源補貼欠補問題，可適當(dāng)提升消納責(zé)任權(quán)重以及罰金標(biāo)準，提升用戶購買新能源的積極性。可以將消納責(zé)任權(quán)重分為當(dāng)前消納責(zé)任權(quán)重和歷史消納責(zé)任權(quán)重，當(dāng)前消納責(zé)任權(quán)重主要解決當(dāng)前全部可再生能源消納問題，歷史責(zé)任權(quán)重主要解決補貼欠補問題，對擁有自備電廠的工商業(yè)用戶，加大消納責(zé)任分配權(quán)重。對于沒有欠補的存量項目，通過落實用戶新能源消納責(zé)任，如獲得超過基準價的收益但低于補貼絕對值部分，可一定比例用于沖抵補貼。政策層面一旦建立了實施消納責(zé)任剛性約束和罰金制度，即使保量保價的新能源電，也能與其他各類電源平等參與市場交易。
方案二：通過政府授權(quán)合約方式解決疏導(dǎo)問題。新能源保量保價電量由新能源企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）在電力市場外簽訂政府授權(quán)合約（如具有金融性質(zhì)的差價合約，不需要實際交割電量），補貼欠補項目的合約價格按照當(dāng)?shù)厝济夯鶞蕛r上浮一定比例，具體上浮標(biāo)準可根據(jù)當(dāng)年計劃解決新能源欠補金額確定，補貼未欠補項目合約價格按照當(dāng)?shù)厝济夯鶞蕛r確定。電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）按照政府授權(quán)合約價格與市場參考價之差乘以合約電量（帶曲線），作為政府授權(quán)合約結(jié)算電費。運行現(xiàn)貨市場的地區(qū)，市場參考價可選取日前現(xiàn)貨價格（含新能源參與的電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)交易等）。未運行現(xiàn)貨市場的地區(qū)，市場參考價可選取最短周期集中交易價格。開展分時段交易的地區(qū)，市場參考價可選取最短周期集中競價形成的分時段交易價格（含新能源參與的電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)交易等）。補貼未欠補項目，補貼機制繼續(xù)按現(xiàn)有方式執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）因執(zhí)行政府授權(quán)差價合約產(chǎn)生的損益由電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）單獨歸集、單獨記賬，由全體用戶承擔(dān)。
（本文作者為資深電力從業(yè)者，僅代表個人觀點。）
