中國儲能網訊：136號文件的發(fā)布，體現(xiàn)了新能源市場化進程逐步加快的成果，也對下一步推進和優(yōu)化提出了新的要求。
新能源參與電力市場持續(xù)推進
“十四五”時期，我國新能源進入高質量躍升發(fā)展新階段。在跨越式發(fā)展基礎上，進一步加快提高發(fā)電裝機占比，實現(xiàn)了大規(guī)模發(fā)展；由能源電力消費增量的補充轉為增量主體，在能源電力消費中的占比快速提升，實現(xiàn)了高比例發(fā)展；由補貼支撐發(fā)展轉為平價低價發(fā)展，由政策驅動發(fā)展轉為市場驅動發(fā)展，實現(xiàn)了市場化發(fā)展；既大規(guī)模開發(fā)，也高水平消納，更保障電力穩(wěn)定可靠供應，實現(xiàn)了高質量發(fā)展。
截至2024年年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量為33.5億千瓦，其中，新能源裝機容量14.5億千瓦，占比達到43.3%，已成為第一大電源。風電和太陽能發(fā)電全年合計新增裝機3.6億千瓦，占新增發(fā)電裝機總容量的比重達到82.6%。2024年，我國新能源發(fā)電量達1.8萬億千瓦時，占總發(fā)電量的18.5%。
實現(xiàn)規(guī)模增長的同時，新能源參與電力市場也在不斷推進。我國新能源消納方式包括保障性收購和市場化消納兩種。保障性收購價格為本地燃煤基準價或固定電價；市場化消納的交易價格由市場競爭形成。2024年，國家電網經營區(qū)新能源市場化交易電量7699億千瓦時，占新能源發(fā)電量的52%。
按照是否附帶環(huán)境價值，新能源市場化交易可進一步分為常規(guī)市場化交易和綠電交易。其中，常規(guī)市場化交易為不包含綠色環(huán)境價值的純電能量交易，綠電交易是包含環(huán)境價值的電能量交易。2024年，國家電網經營區(qū)新能源常規(guī)市場化交易電量占新能源發(fā)電量的43%；綠電交易電量占新能源發(fā)電量的9%，在2023年5%的占比基礎上實現(xiàn)了較大幅度提升。
為適應新能源發(fā)展利用新形勢，國家相關政策對新能源參與電力市場提出了新的要求。政策方向非常明確，即完善可再生能源全額保障性收購制度，完善可再生能源市場化發(fā)展機制，推動非化石能源發(fā)電有序參與電力市場交易，通過市場化方式拓展消納空間。具體而言，體現(xiàn)為以下三大趨勢。
一是推動新能源逐步參與市場，以市場化收益推動新能源可持續(xù)投資。新能源裝機容量持續(xù)增加，將逐步成為電量供應主體，在我國發(fā)用電計劃放開的大背景下，按固定電價實行保障性收購與市場交易的矛盾逐漸顯現(xiàn)；“十四五”期間，我國新能源全面進入平價上網階段，未來仍有下降空間，新能源具有較高的競爭力；我國電力市場建設駛入快車道，新能源電力市場體系初步形成，為推動新能源入市交易創(chuàng)造了良好條件。
二是綠色電力消費的引導和激勵增強，新能源綠色屬性價值逐步凸顯。加快建立有利于促進綠色生產和消費的市場體系，進一步激發(fā)全社會綠色電力消費潛力，是“雙碳”目標下推動我國新能源持續(xù)快速發(fā)展和能源綠色低碳轉型的重要政策發(fā)力方向；綠電交易、綠證交易規(guī)模持續(xù)提升，為新能源綠色價值實現(xiàn)創(chuàng)造市場條件。
三是鼓勵和支持新型市場主體參與市場，提升系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。新能源大規(guī)模并網對靈活性資源提出更多要求，需要源網荷儲多方發(fā)力；輔助服務市場逐步完善，交易品種日益豐富，為新型市場主體參與交易創(chuàng)造條件。
全面入市帶來新考驗
136號文件的核心要點包括：新能源上網電量全部進入電力市場消納；建立差價結算機制，保障新能源可持續(xù)發(fā)展；其中，機制電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限等由各省明確，差價結算價格為機制電價與市場交易均價的差額；新老項目在機制電量規(guī)模、機制電價及執(zhí)行期限方面有所差異；新能源全面入市與補貼政策、綠電交易、利用率統(tǒng)計分析等有序銜接。針對電力市場，文件對中長期市場、現(xiàn)貨市場、綠電綠證交易、結算機制等也提出了新的要求。
這一背景下，新能源發(fā)展有以下關鍵問題值得探討。
第一，新能源發(fā)電收益面臨變動。參與電力市場的能力將成為新能源發(fā)電收益的重要影響因素。市場主體不僅需要關注自身發(fā)電量和利用率，更要重視市場中的電價水平。機制電價為新能源全面入市提供一定收益保障，但新能源獲得較好的收益水平仍需要合適的交易及靈活資源配置策略。
第二，系統(tǒng)調節(jié)仍需儲能支持。136號文件明確發(fā)電側不再強制配儲，從短期看，已經落實強制配儲政策的省份，儲能發(fā)展投資可能受到不利影響，以山東、湖南等已開展儲能租賃落實強制配儲政策的省份為例，容量租賃收益對保障儲能收益發(fā)揮了重要作用，取消強制配儲政策短期內將影響儲能投資收益。從長期看，系統(tǒng)依然需要儲能等調節(jié)性資源支撐，按照文件要求市場限價放開后，交易峰谷價差將進一步拉大，引導儲能等調節(jié)資源創(chuàng)新商業(yè)模式，主動參與市場，響應系統(tǒng)調節(jié)并獲得合理收益。
第三，新能源規(guī)劃利用率值得關注。文件提出，新能源可報量報價參與市場，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核，這改變了新能源利用率統(tǒng)計原則。以美國加州獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）開展的市場環(huán)境下棄電統(tǒng)計為例，在經濟棄電、自行棄電、調度棄電三種新能源棄電類型中，經濟棄電占比高達99%。這凸顯了經濟棄電問題的重要性，值得高度關注。從利用率角度出發(fā)，可將新能源利用率分為規(guī)劃利用率和運行利用率。參與市場后的棄電統(tǒng)計應納入運行利用率統(tǒng)計范疇，而在規(guī)劃階段，仍需著重關注規(guī)劃利用率。需綜合考慮新能源發(fā)展規(guī)模、調節(jié)資源及成本等因素，確定合理的新能源利用率水平。
第四，分布式新能源及新型主體入市細則有待設計完善。從文件要求來看，分布式新能源也面臨入市選擇。分布式光伏可能主動聚合電力用戶、用戶側儲能等資源，通過虛擬電廠、源網荷儲一體化等聚合方式入市，形成電力市場中的新型主體。各類分布式資源規(guī)模小且分散，接入配電網或者用戶側，有必要對分布式入市規(guī)則細化設計：一是應為分布式資源聚合體設計至少一種參與模式，可基于已有模式進行修改或提出新的模式；二是應允許分布式資源聚合體參與所有電力批發(fā)市場類型，包括電能量市場、輔助服務市場；三是可對分布式資源聚合體設立最低準入容量要求，并設置上限。其中，如何定位其市場主體身份，即定位成電源還是負荷、單向供電還是雙向流動均可，是市場設計需首要考慮的因素。
第五，需與綠電綠證市場實現(xiàn)協(xié)同。從入市模式選擇來看，以差價合約為主、購電協(xié)議（PPA）為補充，穩(wěn)妥有序推動新能源入市，是綜合考慮我國國情、電力市場建設進展、新能源政策實施等因素后的現(xiàn)實選擇。從客觀影響來看，差價合約模式造成了電能量和綠證的解耦，短期內可能會對綠電供給量造成一定影響。從中遠期來看，“綠電消費需求驅動+購電協(xié)議”可能成為新能源全面入市的主要模式。在這一進程中，需要做好綠電綠證市場與差價合約機制的協(xié)調融合。
