中國儲能網(wǎng)訊：唐程輝 國網(wǎng)能源研究院有限公司
長期以來，在國家全額保障性收購政策支持下，以風(fēng)電、光伏發(fā)電為代表的新能源參與電力市場（簡稱“入市”，下同）的總體電量占比不高，新能源發(fā)電大多按照政府定價(jià)由電網(wǎng)企業(yè)收購。隨著全國統(tǒng)一電力市場、尤其是現(xiàn)貨市場建設(shè)的不斷深入，新能源作為未來新型電力系統(tǒng)的主體電源，勢必要逐步放開參與市場。由于陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電步入平價(jià)階段不久，入市后因電價(jià)形成機(jī)制變化帶來電價(jià)波動風(fēng)險(xiǎn)，需特別關(guān)注入市后的收益變化情況，統(tǒng)籌新能源入市和實(shí)現(xiàn)合理收益，保障新能源發(fā)電項(xiàng)目的投資積極性，促進(jìn)新能源健康、可持續(xù)發(fā)展。
本文首先從電力系統(tǒng)視角論述新能源入市的必然趨勢，進(jìn)而站在新能源企業(yè)視角分析入市的現(xiàn)實(shí)困難，最后圍繞統(tǒng)籌新能源市場化消納與發(fā)展積極性，提出新能源參與電力市場的思路。
01
新能源入市
是新型電力系統(tǒng)建設(shè)的必然趨勢
從市場運(yùn)行的角度，隨著新能源占比不斷提升和市場化建設(shè)的深入推進(jìn)，新能源入市是實(shí)現(xiàn)社會福利最大化的必然要求。通常來說，電力市場資源配置范圍越廣、競爭越充分，資源優(yōu)化配置的效率越高。新能源參與市場后，按照市場規(guī)則形成分時(shí)電價(jià)、承擔(dān)調(diào)節(jié)成本，能夠發(fā)現(xiàn)新能源發(fā)電的真實(shí)價(jià)值，激勵新能源企業(yè)主動提高自身預(yù)測精度與功率調(diào)節(jié)能力，同時(shí)公平承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本。在新能源占比較高的地區(qū)，若新能源一直不參與市場，僅作為邊界條件，則將出現(xiàn)因市場“割裂”導(dǎo)致的市場價(jià)格信號偏離，且隨著新能源度電成本的下降，在保障性收購的支持下將無序發(fā)展，進(jìn)一步降低電力市場資源優(yōu)化配置效率，而由此帶來更高的電力系統(tǒng)綜合成本，造成常規(guī)機(jī)組承擔(dān)不公平責(zé)任，終端用能成本上升。國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）明確提出，“到2030年，新能源全面參與市場交易”。
其次，我國電力系統(tǒng)中實(shí)際存在市場定價(jià)與政府定價(jià)“雙軌制”，由此帶來各自的發(fā)用電匹配需求，一定程度上也要求逐步放開新能源入市。2021年10月，《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號）下發(fā)后，明確要推動工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場。未來，只有居民（含執(zhí)行居民電價(jià)的公益性事業(yè)用戶等）、農(nóng)業(yè)用戶不參與電力市場（即非市場化用戶），執(zhí)行政府定價(jià)，該部分電量不到全社會用電量的20%。隨著“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)下新能源發(fā)電的快速增長，超過非市場化用戶用電增速，若新能源仍不參與電力市場，將導(dǎo)致政府定價(jià)的新能源電量實(shí)際由市場化用戶消納，隨著電網(wǎng)代理購電規(guī)模的不斷縮小，政府定價(jià)電量與市場化電量價(jià)差引起不平衡資金，降低市場資源優(yōu)化配置效率。因此，在山西、甘肅等新能源占比較高的地區(qū)，由于新能源總共能分到的保障性收購（即政府定價(jià)）電量有限，隨著新能源裝機(jī)的快速提高，平均到每一個(gè)新能源場站，實(shí)際能夠執(zhí)行的保障性利用小時(shí)數(shù)將逐漸降低。
因此，新能源入市是大勢所趨，但若不能妥善處理入市與合理收益問題，可能挫傷新能源發(fā)展的積極性。新能源項(xiàng)目在建設(shè)過程中，通常會考慮未來20、25年，甚至更長時(shí)間的電價(jià)收入，亟需由政府早日明確新能源入市預(yù)期。同時(shí)，新能源企業(yè)自身也必須認(rèn)識到市場化消納的發(fā)展方向，及早準(zhǔn)備，在項(xiàng)目建設(shè)中充分考慮未來市場風(fēng)險(xiǎn)。
02
市場價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)等因素
降低了新能源企業(yè)入市動力
新能源發(fā)電具有隨機(jī)性、波動性和反調(diào)峰特性，決定了平價(jià)階段初期在新能源占比較高的電力市場中，普遍缺乏與燃煤發(fā)電相同的電價(jià)競爭力。新能源步入平價(jià)階段，意味著在沒有政府補(bǔ)貼下，新能源上網(wǎng)電量以當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)結(jié)算，能夠基本滿足項(xiàng)目投資收益要求。新能源參與市場尤其是現(xiàn)貨市場后，假設(shè)市場均價(jià)即燃煤基準(zhǔn)價(jià)，從市場原理來看，新能源上網(wǎng)電量按照市場形成的分時(shí)電價(jià)結(jié)算，疊加需承擔(dān)的系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本后，綜合結(jié)算電價(jià)很可能低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)。一方面，由于新能源發(fā)電的“反調(diào)峰”特性，在負(fù)荷高峰時(shí)段發(fā)電量相對較低，而低谷時(shí)段發(fā)電量相對較高，加權(quán)平均后的電價(jià)將有所下降。在新能源占比較高的電力系統(tǒng)中，新能源發(fā)電甚至直接決定供需形勢（凈負(fù)荷曲線），自然導(dǎo)致電量更多發(fā)在低電價(jià)時(shí)段。尤其是光伏發(fā)電占比較高的地區(qū)，參與現(xiàn)貨市場后，新能源“反調(diào)峰”缺陷將暴露無遺。以山西現(xiàn)貨為例，近期多個(gè)月份光伏電站平均上網(wǎng)電價(jià)不足0.15元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)低于0.332元/千瓦時(shí)的燃煤基準(zhǔn)價(jià)。另一方面，新能源發(fā)電的隨機(jī)性和波動性意味著系統(tǒng)需要更多的備用、調(diào)頻、快速爬坡等資源以保障安全運(yùn)行，在現(xiàn)有市場規(guī)則下，這些成本很大部分通過輔助服務(wù)市場、“兩個(gè)細(xì)則”考核等方式分?jǐn)偨o新能源企業(yè)，尚未向用戶側(cè)有效疏導(dǎo)，部分地區(qū)此類成本最高可達(dá)0.08元/千瓦時(shí)左右。盡管新能源項(xiàng)目是否入市都可能承擔(dān)此部分成本，但由于此部分成本按照市場規(guī)則計(jì)算形成，新能源企業(yè)不免將其與市場建設(shè)相聯(lián)系，降低對市場的積極性。此外，同樣由于發(fā)電的隨機(jī)性，新能源無法提前一年、一個(gè)月準(zhǔn)確預(yù)測其電量及曲線，難以利用年度、月度中長期交易合同規(guī)避現(xiàn)貨價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)，也難以有效管理日前與實(shí)時(shí)市場中的曲線偏差風(fēng)險(xiǎn)，進(jìn)一步削弱了市場競爭力。若要求新能源在年度、月度簽訂高占比中長期交易合同，尤其是在缺乏靈活的合同交易或其他金融避險(xiǎn)工具下，反而將加大新能源收益風(fēng)險(xiǎn)。
因此，在新能源企業(yè)綜合考慮入市收益及風(fēng)險(xiǎn)的出發(fā)點(diǎn)下，在全額保障性收購政策的支持下，目前我國新能源總體入市比例不高。一方面，長期以來，我國新能源按照風(fēng)電、光伏全額保障性收購管理政策要求，以“保量保價(jià)”的保障性收購為主，按照《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源〔2016〕1150號）文件要求，保障性利用小時(shí)數(shù)以內(nèi)的電量執(zhí)行政府定價(jià)，以外的電量參與市場。在我國中、東部等新能源占比相對不高的省份，大多按此原則放開新能源入市。另一方面，盡管國家在2021、2022年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策中，均明確提出新建項(xiàng)目可自愿參與市場化交易，但綜合考慮到未來市場多重風(fēng)險(xiǎn)，在現(xiàn)有條件下新能源企業(yè)主動入市積極性不高，除非新能源企業(yè)預(yù)期可在市場中獲得足夠高上網(wǎng)電價(jià)（如能夠簽到長周期購電協(xié)議），或入市后能夠保留其靈活選擇退市的權(quán)利?；谏鲜鲈颍試W(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)為例，近年來內(nèi)新能源市場化交易規(guī)模持續(xù)提升，但占上網(wǎng)電量的比重始終維持在3成左右。
03
統(tǒng)籌新能源市場化消納與發(fā)展積極性
尊重歷史沿革和客觀實(shí)際，區(qū)分存量、新建新能源項(xiàng)目參與市場，明確入市具體路徑，通過綠證、綠電交易發(fā)現(xiàn)環(huán)境價(jià)值，出臺電價(jià)支持機(jī)制等配套政策，完善新能源參與市場的交易組織方式、價(jià)格機(jī)制以及相關(guān)銜接機(jī)制，推動新能源市場化消納。
一是通過發(fā)現(xiàn)環(huán)境價(jià)值提升新能源發(fā)電的綜合競爭力。2017年起，我國建立了綠證核發(fā)與自愿認(rèn)購交易制度，但綠證僅納入陸上風(fēng)電和集中式光伏；2021年9月，我國啟動了全國綠電交易試點(diǎn)，用戶參與交易同時(shí)獲得電能量與綠證。整體來看，綠證、綠電交易規(guī)模均較為有限，依據(jù)綠證認(rèn)購平臺數(shù)據(jù)，截至2022年8月10日，通過綠證交易累計(jì)出售的綠證對應(yīng)新能源上網(wǎng)電量僅為20.5億千瓦時(shí)；2021年國網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)內(nèi)累計(jì)組織開展綠電交易75.2億千瓦時(shí)，僅約當(dāng)年新能源上網(wǎng)電量的1%。下一步，需建立統(tǒng)一規(guī)范的綠證體系，實(shí)現(xiàn)各類可再生能源類型及電量的全覆蓋，推動綠證作為可再生能源環(huán)境價(jià)值的唯一憑證。同時(shí)，借鑒美國部分州、澳大利亞等國家和地區(qū)的“配額制+綠證”的可再生能源發(fā)展激勵政策，以綠證作為我國可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成的唯一計(jì)量方式，充分考慮用戶側(cè)承受能力，強(qiáng)化可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重考核，分階段、分類型引導(dǎo)用戶側(cè)通過綠證、綠電交易獲取綠證，提升新能源發(fā)電的環(huán)境價(jià)值收益。
二是探索建立政府授權(quán)差價(jià)合約等電價(jià)支持機(jī)制。為保障新能源入市后的合理收益，防止因市場總體電價(jià)水平過低導(dǎo)致新能源發(fā)展動力不足，可考慮用戶承受能力，按照激勵相容的原則，建立新能源參與市場后的電價(jià)支持機(jī)制?？墒孪冉⒈臼⌒履茉窗l(fā)電收益率標(biāo)準(zhǔn)，據(jù)此分別計(jì)算風(fēng)電、光伏發(fā)電目標(biāo)電價(jià)，當(dāng)出現(xiàn)因市場整體供大于求等導(dǎo)致新能源無法滿足收益要求，則按照一定方式進(jìn)行補(bǔ)償。如以月為周期，若風(fēng)電/光伏發(fā)電系統(tǒng)平均結(jié)算電價(jià)低于目標(biāo)電價(jià)，則補(bǔ)償差價(jià)部分（目標(biāo)電價(jià)-系統(tǒng)平均結(jié)算電價(jià)）。當(dāng)風(fēng)電/光伏發(fā)電系統(tǒng)平均結(jié)算電價(jià)高于等于風(fēng)、光目標(biāo)電價(jià)，不進(jìn)行結(jié)算電價(jià)調(diào)整。
三是完善適應(yīng)新能源占比逐漸提高的市場交易機(jī)制?？紤]到新能源發(fā)電預(yù)測精度隨預(yù)測提前時(shí)間的縮短而提高的特點(diǎn)，完善適應(yīng)新能源發(fā)電特性的中長期交易機(jī)制，逐步縮短交易周期，探索在運(yùn)行日前2、3天組織的中長期連續(xù)交易，合理引導(dǎo)新能源在年度、月度、月內(nèi)及更短周期中長期交易的合同比例。做好現(xiàn)貨市場規(guī)則和“兩個(gè)細(xì)則”考核之間有效銜接，避免對新能源發(fā)電的重復(fù)考核。引導(dǎo)電動汽車、工業(yè)可調(diào)節(jié)負(fù)荷等通過虛擬電廠、負(fù)荷聚合商等模式參與電力現(xiàn)貨市場，推動各類靈活資源主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)并獲得合理收益，促進(jìn)“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同互動消納新能源。
在文章撰寫過程中，華能集團(tuán)、華電集團(tuán)、國家能源集團(tuán)和國電投集團(tuán)電力市場專家對文章內(nèi)容提出了寶貴建議，在此表示衷心感謝。
