中國儲能網訊：唐程輝 國網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由電網企業(yè)收購。隨著全國統(tǒng)一電力市場、尤其是現貨市場建設的不斷深入，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。由于陸上風電、光伏發(fā)電步入平價階段不久，入市后因電價形成機制變化帶來電價波動風險，需特別關注入市后的收益變化情況，統(tǒng)籌新能源入市和實現合理收益，保障新能源發(fā)電項目的投資積極性，促進新能源健康、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，進而站在新能源企業(yè)視角分析入市的現實困難，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)建設的必然趨勢
從市場運行的角度，隨著新能源占比不斷提升和市場化建設的深入推進，新能源入市是實現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)則形成分時電價、承擔調節(jié)成本，能夠發(fā)現新能源發(fā)電的真實價值，激勵新能源企業(yè)主動提高自身預測精度與功率調節(jié)能力，同時公平承擔系統(tǒng)調節(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，則將出現因市場“割裂”導致的市場價格信號偏離，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)機組承擔不公平責任，終端用能成本上升。國家發(fā)改委、國家能源局《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（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)中實際存在市場定價與政府定價“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，《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）下發(fā)后，明確要推動工商業(yè)用戶都進入市場。未來，只有居民（含執(zhí)行居民電價的公益性事業(yè)用戶等）、農業(yè)用戶不參與電力市場（即非市場化用戶），執(zhí)行政府定價，該部分電量不到全社會用電量的20%。隨著“碳達峰、碳中和”目標下新能源發(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，將導致政府定價的新能源電量實際由市場化用戶消納，隨著電網代理購電規(guī)模的不斷縮小，政府定價電量與市場化電量價差引起不平衡資金，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）電量有限，隨著新能源裝機的快速提高，平均到每一個新能源場站，實際能夠執(zhí)行的保障性利用小時數將逐漸降低。
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。新能源項目在建設過程中，通常會考慮未來20、25年，甚至更長時間的電價收入，亟需由政府早日明確新能源入市預期。同時，新能源企業(yè)自身也必須認識到市場化消納的發(fā)展方向，及早準備，在項目建設中充分考慮未來市場風險。
02
市場價格風險等因素
降低了新能源企業(yè)入市動力
新能源發(fā)電具有隨機性、波動性和反調峰特性，決定了平價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)電相同的電價競爭力。新能源步入平價階段，意味著在沒有政府補貼下，新能源上網電量以當地燃煤基準價結算，能夠基本滿足項目投資收益要求。新能源參與市場尤其是現貨市場后，假設市場均價即燃煤基準價，從市場原理來看，新能源上網電量按照市場形成的分時電價結算，疊加需承擔的系統(tǒng)調節(jié)成本后，綜合結算電價很可能低于燃煤基準價。一方面，由于新能源發(fā)電的“反調峰”特性，在負荷高峰時段發(fā)電量相對較低，而低谷時段發(fā)電量相對較高，加權平均后的電價將有所下降。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（凈負荷曲線），自然導致電量更多發(fā)在低電價時段。尤其是光伏發(fā)電占比較高的地區(qū)，參與現貨市場后，新能源“反調峰”缺陷將暴露無遺。以山西現貨為例，近期多個月份光伏電站平均上網電價不足0.15元/千瓦時，遠低于0.332元/千瓦時的燃煤基準價。另一方面，新能源發(fā)電的隨機性和波動性意味著系統(tǒng)需要更多的備用、調頻、快速爬坡等資源以保障安全運行，在現有市場規(guī)則下，這些成本很大部分通過輔助服務市場、“兩個細則”考核等方式分攤給新能源企業(yè)，尚未向用戶側有效疏導，部分地區(qū)此類成本最高可達0.08元/千瓦時左右。盡管新能源項目是否入市都可能承擔此部分成本，但由于此部分成本按照市場規(guī)則計算形成，新能源企業(yè)不免將其與市場建設相聯系，降低對市場的積極性。此外，同樣由于發(fā)電的隨機性，新能源無法提前一年、一個月準確預測其電量及曲線，難以利用年度、月度中長期交易合同規(guī)避現貨價格風險，也難以有效管理日前與實時市場中的曲線偏差風險，進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工具下，反而將加大新能源收益風險。
因此，在新能源企業(yè)綜合考慮入市收益及風險的出發(fā)點下，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，我國新能源按照風電、光伏全額保障性收購管理政策要求，以“保量保價”的保障性收購為主，按照《關于做好風電、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，保障性利用小時數以內的電量執(zhí)行政府定價，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年新能源上網電價政策中，均明確提出新建項目可自愿參與市場化交易，但綜合考慮到未來市場多重風險，在現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)預期可在市場中獲得足夠高上網電價（如能夠簽到長周期購電協議），或入市后能夠保留其靈活選擇退市的權利?；谏鲜鲈?，以國網公司經營區(qū)為例，近年來內新能源市場化交易規(guī)模持續(xù)提升，但占上網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際，區(qū)分存量、新建新能源項目參與市場，明確入市具體路徑，通過綠證、綠電交易發(fā)現環(huán)境價值，出臺電價支持機制等配套政策，完善新能源參與市場的交易組織方式、價格機制以及相關銜接機制，推動新能源市場化消納。
一是通過發(fā)現環(huán)境價值提升新能源發(fā)電的綜合競爭力。2017年起，我國建立了綠證核發(fā)與自愿認購交易制度，但綠證僅納入陸上風電和集中式光伏；2021年9月，我國啟動了全國綠電交易試點，用戶參與交易同時獲得電能量與綠證。整體來看，綠證、綠電交易規(guī)模均較為有限，依據綠證認購平臺數據，截至2022年8月10日，通過綠證交易累計出售的綠證對應新能源上網電量僅為20.5億千瓦時；2021年國網公司經營區(qū)內累計組織開展綠電交易75.2億千瓦時，僅約當年新能源上網電量的1%。下一步，需建立統(tǒng)一規(guī)范的綠證體系，實現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)境價值的唯一憑證。同時，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任權重完成的唯一計量方式，充分考慮用戶側承受能力，強化可再生能源電力消納責任權重考核，分階段、分類型引導用戶側通過綠證、綠電交易獲取綠證，提升新能源發(fā)電的環(huán)境價值收益。
二是探索建立政府授權差價合約等電價支持機制。為保障新能源入市后的合理收益，防止因市場總體電價水平過低導致新能源發(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支持機制?？墒孪冉⒈臼⌒履茉窗l(fā)電收益率標準，據此分別計算風電、光伏發(fā)電目標電價，當出現因市場整體供大于求等導致新能源無法滿足收益要求，則按照一定方式進行補償。如以月為周期，若風電/光伏發(fā)電系統(tǒng)平均結算電價低于目標電價，則補償差價部分（目標電價-系統(tǒng)平均結算電價）。當風電/光伏發(fā)電系統(tǒng)平均結算電價高于等于風、光目標電價，不進行結算電價調整。
三是完善適應新能源占比逐漸提高的市場交易機制?？紤]到新能源發(fā)電預測精度隨預測提前時間的縮短而提高的特點，完善適應新能源發(fā)電特性的中長期交易機制，逐步縮短交易周期，探索在運行日前2、3天組織的中長期連續(xù)交易，合理引導新能源在年度、月度、月內及更短周期中長期交易的合同比例。做好現貨市場規(guī)則和“兩個細則”考核之間有效銜接，避免對新能源發(fā)電的重復考核。引導電動汽車、工業(yè)可調節(jié)負荷等通過虛擬電廠、負荷聚合商等模式參與電力現貨市場，推動各類靈活資源主動參與系統(tǒng)調節(jié)并獲得合理收益，促進“源網荷儲”協同互動消納新能源。
在文章撰寫過程中，華能集團、華電集團、國家能源集團和國電投集團電力市場專家對文章內容提出了寶貴建議，在此表示衷心感謝。
