中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：當(dāng)前，隨著新能源占比的持續(xù)快速提升，推動(dòng)新能源參與電力市場(chǎng)、以市場(chǎng)機(jī)制優(yōu)化資源配置已成為共識(shí)。《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號(hào)）提出，“到2030年，新能源全面參與市場(chǎng)交易”。5月29日，國(guó)務(wù)院印發(fā)《2024—2025年節(jié)能降碳行動(dòng)方案的通知》（國(guó)發(fā)〔2024〕12號(hào)）提出，“深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革”。新型電力系統(tǒng)構(gòu)建要求持續(xù)提升風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電占比，隨著新能源逐步成為主體電源，全面參與市場(chǎng)將有助于發(fā)現(xiàn)其電能量?jī)r(jià)值和系統(tǒng)成本，同時(shí)也需做好新能源長(zhǎng)效發(fā)展、計(jì)劃與市場(chǎng)銜接等機(jī)制設(shè)計(jì)，通過(guò)“有效市場(chǎng)、有為政府”，保障新能源市場(chǎng)化可持續(xù)發(fā)展。
01.市場(chǎng)已成為我國(guó)新能源資源配置的主要手段
全國(guó)新能源市場(chǎng)化電量已達(dá)半數(shù)，呈現(xiàn)“三北高、東南低”的特點(diǎn)。當(dāng)前，我國(guó)新能源上網(wǎng)電量包括保障性收購(gòu)和市場(chǎng)化消納兩部分。保障性收購(gòu)電量通過(guò)電網(wǎng)企業(yè)以政府定價(jià)（項(xiàng)目核準(zhǔn)/備案時(shí)確定）收購(gòu)，市場(chǎng)化消納電量通過(guò)電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成價(jià)格。2023年，我國(guó)新能源市場(chǎng)化交易電量占總發(fā)電量的47.3%，但具體省份情況差異較大?？傮w上，東北、西北、華北北部（即“三北”地區(qū)）等新能源占比較高的省份，其新能源市場(chǎng)化比例也相對(duì)更高。相比之下，東南部省份新能源市場(chǎng)化比例較低，仍有部分省份對(duì)新能源全部上網(wǎng)電量進(jìn)行保障性收購(gòu)。
部分新能源高占比地區(qū)新能源參與市場(chǎng)后的電價(jià)出現(xiàn)明顯下降。新能源發(fā)電具有隨機(jī)性、波動(dòng)性和反調(diào)峰特性，隨著新能源占比的提升，上述特性將造成新能源發(fā)電對(duì)電力系統(tǒng)的實(shí)際價(jià)值下降。隨著市場(chǎng)建設(shè)的深化，價(jià)格將越來(lái)越體現(xiàn)實(shí)際價(jià)值。因此，可粗略認(rèn)為，新能源占比越高、市場(chǎng)越“精細(xì)”（如細(xì)化中長(zhǎng)期分時(shí)段交易、建立現(xiàn)貨市場(chǎng)），新能源平均電價(jià)將越低。從實(shí)際交易情況來(lái)看，甘肅、新疆2024年光伏中長(zhǎng)期交易均價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)下降超30%。2023年，山西現(xiàn)貨市場(chǎng)中光伏和風(fēng)電場(chǎng)站結(jié)算均價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)分別降低27%和20%，蒙西現(xiàn)貨市場(chǎng)中光伏和風(fēng)電場(chǎng)站結(jié)算均價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)分別降低23%和36%，新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)后出現(xiàn)一定程度降價(jià)。
02.推動(dòng)新能源參與市場(chǎng)需關(guān)注合理收益、保障性收購(gòu)電量與市場(chǎng)銜接等問(wèn)題
新能源參與市場(chǎng)后，市場(chǎng)能夠通過(guò)價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)各類資源的合理配置，但同時(shí)新能源企業(yè)和電力市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)也將面臨一定挑戰(zhàn)。
（一）新能源市場(chǎng)價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)可能影響長(zhǎng)期投資積極性
新能源參與市場(chǎng)交易后價(jià)格有所降低，需建立長(zhǎng)效保障機(jī)制保障投資積極性。如前所述，新能源市場(chǎng)價(jià)格下降的深層次原因是其實(shí)際價(jià)值下降，從具體電價(jià)機(jī)制上，需關(guān)注以下三方面電價(jià)變動(dòng)。一是政府定價(jià)電量?jī)r(jià)格預(yù)期可能被打破。隨著新能源保障性收購(gòu)電量轉(zhuǎn)入市場(chǎng)交易，價(jià)格形成機(jī)制從穩(wěn)定的政府定價(jià)轉(zhuǎn)為“隨行就市”的市場(chǎng)定價(jià)，需做好平穩(wěn)過(guò)渡。二是市場(chǎng)電量?jī)r(jià)格能否保持。隨著新能源占比的不斷提升，按照邊際成本定價(jià)理論，新能源這種邊際成本接近0的發(fā)電占比提升，市場(chǎng)出清價(jià)格將下降。三是燃煤發(fā)電電價(jià)結(jié)構(gòu)變化對(duì)電能量?jī)r(jià)格的影響。煤電作為我國(guó)電力市場(chǎng)的邊際定價(jià)機(jī)組，長(zhǎng)期是電能量?jī)r(jià)格的錨定。受煤電容量電價(jià)引入的影響，燃煤發(fā)電電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)從“回收固定成本+變動(dòng)成本”逐步轉(zhuǎn)為“只回收變動(dòng)成本”的模式，燃煤發(fā)電平均申報(bào)電價(jià)下降，將進(jìn)一步拉低市場(chǎng)出清價(jià)格。
新能源項(xiàng)目建設(shè)需考慮未來(lái)十幾年、二十幾年的電價(jià)收益預(yù)期，在原政府定價(jià)時(shí)期，發(fā)電企業(yè)對(duì)電價(jià)預(yù)期相對(duì)清晰。隨著新能源電量高比例參與市場(chǎng)，發(fā)電企業(yè)難以對(duì)未來(lái)電價(jià)進(jìn)行準(zhǔn)確判斷，隨著市場(chǎng)出清價(jià)格的下降，可能導(dǎo)致存量新能源難以回收成本，影響新能源發(fā)電的投資積極性和可持續(xù)發(fā)展。
（二）新能源保障性收購(gòu)電量與市場(chǎng)交易尚存在一定銜接問(wèn)題
現(xiàn)有保障性收購(gòu)電量執(zhí)行方式降低了市場(chǎng)資源優(yōu)化配置效果，亟需優(yōu)化銜接模式。目前，新能源保障性收購(gòu)電量作為優(yōu)先發(fā)電的一部分，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一采購(gòu)，作為居民、農(nóng)業(yè)（即優(yōu)先購(gòu)電）用戶的購(gòu)電來(lái)源，剩余部分滿足電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電用戶。在具體執(zhí)行中，通常作為優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃完成，計(jì)劃與市場(chǎng)尚存在一定銜接問(wèn)題。一是市場(chǎng)邊界不明確。各省對(duì)于保障性收購(gòu)電量的完成方式存在較大差異，如山西曾按照“以用定發(fā)”原則在日前確定保障性收購(gòu)曲線，江西由發(fā)電企業(yè)自主確定保障性收購(gòu)曲線，各省實(shí)際完成的保障性收購(gòu)電量與年度計(jì)劃也存在一定差異。保障性收購(gòu)電量作為市場(chǎng)邊界，若市場(chǎng)邊界難以及時(shí)確定，將影響市場(chǎng)預(yù)期形成，降低市場(chǎng)效率。二是主體權(quán)責(zé)不對(duì)等。部分保障性收購(gòu)電量不承擔(dān)因自身預(yù)測(cè)誤差產(chǎn)生的系統(tǒng)成本，如部分東部省采用高比例保障性收購(gòu)模式，保障性收購(gòu)電量產(chǎn)生的系統(tǒng)成本最終由其他主體承擔(dān)，影響市場(chǎng)公平性。隨著新能源占比的快速提升，“邊界不明確”“權(quán)責(zé)不對(duì)等”矛盾將愈發(fā)突出，降低市場(chǎng)資源優(yōu)化配置能力。《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號(hào)）提出，“推動(dòng)將優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購(gòu)電計(jì)劃轉(zhuǎn)化為政府授權(quán)的中長(zhǎng)期合同”。
因此，為引導(dǎo)新能源市場(chǎng)化可持續(xù)發(fā)展、做好計(jì)劃與市場(chǎng)的銜接，亟需發(fā)揮“有效市場(chǎng)、有為政府”作用，以政府授權(quán)合約等機(jī)制設(shè)計(jì)，保障新能源健康可持續(xù)發(fā)展。
03.以政府授權(quán)合約推動(dòng)新能源市場(chǎng)化可持續(xù)發(fā)展
目前，我國(guó)電力市場(chǎng)對(duì)政府授權(quán)合約尚未有官方定義，僅在山東、廣西等地已有政府授權(quán)合約的不同應(yīng)用。結(jié)合市場(chǎng)實(shí)際需求，本文所指的政府授權(quán)合約既包含政府授權(quán)某機(jī)構(gòu)（如電網(wǎng)企業(yè)）與經(jīng)營(yíng)主體簽訂的差價(jià)合約，也包含為經(jīng)營(yíng)主體提供市場(chǎng)之外電價(jià)支持的“虛擬”差價(jià)合約，具體可通過(guò)市場(chǎng)交易的電價(jià)規(guī)則實(shí)現(xiàn)。上述兩類政府授權(quán)合約分別對(duì)應(yīng)本章以下兩節(jié)內(nèi)容。在政府授權(quán)合約具體設(shè)計(jì)中，需注重與優(yōu)先發(fā)購(gòu)電等現(xiàn)行政策銜接、在“激勵(lì)相容”的前提下保障合理收益，同時(shí)操作要簡(jiǎn)單、可行。
（一）保障性收購(gòu)電量轉(zhuǎn)政府授權(quán)合約
由電網(wǎng)企業(yè)將保障性收購(gòu)電量簽訂政府授權(quán)合約，價(jià)格取原政府定價(jià)。為便于區(qū)分，本文稱保障性政府授權(quán)合約。具體機(jī)制如下：考慮到與現(xiàn)行優(yōu)先發(fā)購(gòu)電政策做好銜接，建議由電網(wǎng)公司作為新能源企業(yè)的合約對(duì)手方，按照保障性收購(gòu)電量規(guī)模簽訂政府授權(quán)合約，合約價(jià)格取原政府定價(jià)（一般為燃煤基準(zhǔn)價(jià)），保障政府定價(jià)電量?jī)r(jià)格穩(wěn)定，并實(shí)現(xiàn)全電量入市，按照交易規(guī)則結(jié)算。通過(guò)保障性政府授權(quán)合約，為經(jīng)營(yíng)主體提供更加清晰的市場(chǎng)預(yù)期，并引導(dǎo)其提升市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)能力，響應(yīng)系統(tǒng)需求。保障性政府授權(quán)合約電量首先用來(lái)滿足優(yōu)先購(gòu)電需求，剩余部分滿足電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電用戶，如圖1、2，表1所示。按照《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電工作有關(guān)事項(xiàng)》（發(fā)改辦價(jià)格〔2021〕809號(hào)）要求，其中滿足優(yōu)先購(gòu)電需求的相關(guān)損益由全體市場(chǎng)化用戶承擔(dān)。
圖1：政府授權(quán)合約電量劃分示意圖
圖2：政府授權(quán)合約下市場(chǎng)交易關(guān)系示意圖
表1：保障性政府授權(quán)合約要素
具體操作上，年度交易前，交易機(jī)構(gòu)公布全省風(fēng)電、光伏政府授權(quán)合約預(yù)期曲線，僅提供市場(chǎng)邊界預(yù)期，不作為結(jié)算依據(jù)。月度交易前，交易機(jī)構(gòu)公布風(fēng)電、光伏政府授權(quán)合約曲線。通過(guò)逐月滾動(dòng)完成保障利用小時(shí)數(shù)或電量。月度公布后，考慮到穩(wěn)定市場(chǎng)預(yù)期，月內(nèi)不再調(diào)整。交易結(jié)算方面，政府授權(quán)合約電量結(jié)算參照現(xiàn)有中長(zhǎng)期交易合同結(jié)算規(guī)則執(zhí)行。
（二）市場(chǎng)化交易電量以政府授權(quán)合約保障合理收益
由政府設(shè)定新能源市場(chǎng)化電量的政府授權(quán)合約（電價(jià)支持機(jī)制），在“激勵(lì)相容”的前提下保障合理收益。為便于區(qū)分，稱市場(chǎng)化政府授權(quán)合約。相比保障性政府授權(quán)合約，市場(chǎng)化政府授權(quán)合約是一種“虛擬合約”，可設(shè)計(jì)為市場(chǎng)之外的電價(jià)支持機(jī)制。具體來(lái)說(shuō)，新能源企業(yè)仍正常與售電公司、電力用戶開展電力交易。政府通過(guò)設(shè)置電力市場(chǎng)相關(guān)結(jié)算規(guī)則等方式，在交易結(jié)算階段實(shí)現(xiàn)“價(jià)格調(diào)控”，形成在交易組織外的“政府授權(quán)合約”，保障新能源參與市場(chǎng)后的合理收益，相關(guān)損益由全體市場(chǎng)化用戶承擔(dān)，如圖1、2，表2所示。
表2：市場(chǎng)化政府授權(quán)合約要素
市場(chǎng)化政府授權(quán)合約的核心在于如何設(shè)計(jì)“激勵(lì)相容”的電價(jià)機(jī)制。即新能源企業(yè)在最大化自身收益的同時(shí)，推動(dòng)電力系統(tǒng)和全社會(huì)福利提升。如按照項(xiàng)目自身電價(jià)與目標(biāo)電價(jià)差值進(jìn)行補(bǔ)償，即無(wú)論項(xiàng)目自身結(jié)算電價(jià)多少都補(bǔ)償?shù)侥繕?biāo)電價(jià)，則新能源企業(yè)將缺少提升預(yù)測(cè)精度、加強(qiáng)曲線調(diào)節(jié)能力的動(dòng)力，導(dǎo)致“躺平”，甚至故意以低價(jià)賣給利益相關(guān)方以套取補(bǔ)償電價(jià)。因此，如表2所示，本文初步設(shè)計(jì)了“補(bǔ)償該類型項(xiàng)目平均結(jié)算電價(jià)與目標(biāo)電價(jià)差值部分”的電價(jià)機(jī)制，具體可見后例。
具體操作上，在年度交易前，由政府出臺(tái)本年度政府授權(quán)合約相關(guān)規(guī)則，主要包括分項(xiàng)目類型、建設(shè)時(shí)間（如2021—2023年建成的陸上風(fēng)電場(chǎng)）的政府授權(quán)合約目標(biāo)電價(jià)。交易結(jié)算方面，在現(xiàn)有交易結(jié)算模式基礎(chǔ)上，根據(jù)政府授權(quán)合約規(guī)則，對(duì)原市場(chǎng)交易后結(jié)算的電價(jià)進(jìn)行調(diào)整。
市場(chǎng)化政府授權(quán)合約——舉例說(shuō)明：
現(xiàn)有風(fēng)電場(chǎng)a（2020建成）、風(fēng)電場(chǎng)b（2024年建成）、風(fēng)電場(chǎng)c（2024年建成），假設(shè)均無(wú)保障性收購(gòu)電量，其市場(chǎng)化政府授權(quán)合約目標(biāo)電價(jià)分別為0.4元/千瓦時(shí)、0.35元/千瓦時(shí)、0.35元/千瓦時(shí)。
風(fēng)電場(chǎng)a、b具有良好的預(yù)測(cè)能力和市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)能力，參與電力市場(chǎng)后，均得到年均結(jié)算電價(jià)0.34元/千瓦時(shí)。風(fēng)電場(chǎng)c預(yù)測(cè)能力較差，最終得到年均結(jié)算電價(jià)0.3元/千瓦時(shí)。2020、2024年建成風(fēng)電場(chǎng)年均結(jié)算電價(jià)均為0.33元/千瓦時(shí)。
按照政府授權(quán)合約設(shè)計(jì)：
風(fēng)電場(chǎng)a最終電價(jià)：0.34+（0.4-0.33）=0.41元/千瓦時(shí)
風(fēng)電場(chǎng)b最終電價(jià)：0.34+（0.35-0.33）=0.36元/千瓦時(shí)
風(fēng)電場(chǎng)c最終電價(jià)：0.3+（0.35-0.33）=0.32元/千瓦時(shí)
對(duì)比風(fēng)電場(chǎng)a、b，由于風(fēng)電場(chǎng)a建設(shè)時(shí)成本較高，體現(xiàn)到政府授權(quán)合約目標(biāo)電價(jià)設(shè)計(jì)中a的目標(biāo)電價(jià)比b高0.05元/千瓦時(shí)，在其他價(jià)格一樣的情況下，保障了其合理的成本回收。對(duì)比風(fēng)電場(chǎng)b、c，風(fēng)電場(chǎng)b通過(guò)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)比風(fēng)電場(chǎng)c多收益的0.04元/千瓦，在政府授權(quán)合約結(jié)算后未受影響。政府授權(quán)合約在保障新能源發(fā)電整體合理收益的基礎(chǔ)上，依然能夠引導(dǎo)各主體提升市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)能力，實(shí)現(xiàn)“優(yōu)勝劣汰”。
