如今新能源參與市場化交易的現狀與挑戰(zhàn)，充分發(fā)揮市場作用促新能源消納

踐行新發(fā)展理念和“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，全力實現“雙碳”目標，新能源發(fā)揮著舉足輕重的作用。截至2023年底，我國風電和太陽能發(fā)電合計裝機規(guī)模達到10.5億千瓦，占總裝機容量的比重達到36.0%。以風電、太陽能發(fā)電為代表的新能源發(fā)電將是未來電力系統(tǒng)新增電源裝機主力。

然而，一邊急需快速發(fā)展的新能源扛起促進能源綠色低碳轉型、建設能源強國的重任，一邊卻是隨著新能源裝機規(guī)模和占比逐步提高出現了電力消納難的“尷尬”局面。面對新形勢，我國電力市場如何更好地適應電源結構的多元化、綠色化轉變？要滿足新能源大規(guī)模消納需求，市場在電力系統(tǒng)中的作用又應如何進一步發(fā)揮？這些問題需要各方協(xié)同配合，有序解決。

交易量穩(wěn)步增長

打開良好局面

2023年10月12日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合發(fā)布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，要求加快放開各類電源參與電力現貨市場。按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節(jié)點，現貨試點地區(qū)結合實際制定分步實施方案。

那么，目前新能源參與市場交易的情況如何？

2019—2023年，我國新能源市場化交易量逐年增長。根據國家能源局披露的相關數據，2023年，新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47.3%。

近年來，我國對新能源主要采用“保量保價”的保障性收購，部分新能源占比高的省份以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源。

標普全球數據顯示，我國光伏接近四分之三的帶補貼項目仍以保量保價的方式完成收購；無補貼項目中，近四成電量進入市場交易。從風電項目看，全國帶補貼的風電項目已經有三分之一實現了市場化交易，另外67%左右通過保量保價收購；對于無補貼風電項目，已有接近一半電量進入市場。

交易量的穩(wěn)步增長為我國推廣新能源參與電力市場開了個“好頭”。

中國能源研究會能源政策研究室主任、北京師范大學教授林衛(wèi)斌在接受記者采訪時表示：“新能源參與電力市場是新能源大規(guī)模高比例發(fā)展的必然要求。在新能源發(fā)展的初期，國家主要通過全額保障收購制度解決新能源電力的消納問題。但是，隨著新能源規(guī)模和占比的逐步提高，全額保障收購制度顯然已經無法滿足新能源電力消納的新要求。特別是在‘雙碳’目標下，我國提出了構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，這意味著新能源發(fā)電要逐步發(fā)展成為主體電源，這就要求創(chuàng)新新能源發(fā)展機制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用?！?

引入市場機制，為電力用戶購買綠色電力、實現產品零碳需求提供了便捷可行的途徑。未來，電力市場將成為新能源消納的主陣地之一。加快推進新能源市場化交易，真正實現高比例新能源高效利用，勢在必行。

據林衛(wèi)斌介紹，我國新能源參與電力市場主要有兩個方面：“一是中長期電力市場，包括直接交易、發(fā)電權交易和省間外送交易。二是現貨市場?！?

“風電、光伏往往‘靠天吃飯’，具有‘極熱無風’‘晚峰無光’等波動性、間歇性特點，需要電力市場具備足夠的靈活性和適應性，不斷優(yōu)化市場競爭機制和價格傳導機制?！睒I(yè)內專家進一步指出，現貨市場具有更“適合”新能源消納的積極作用，“電力現貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預測等特點，可精準反映實時供需，進一步還原電力商品屬性?！?

電價下行

等問題逐步顯現

在全國實現電力現貨市場試運行的地區(qū)中，南方（以廣東起步）、山西、甘肅、蒙西等地已實現常態(tài)化運行，其中山西、甘肅等現貨市場連續(xù)結算試運行已超2年，浙江、上海、江蘇等地區(qū)均至少開展一次試運行，并且越來越多的新能源主體開始參與電力市場交易。

“隨著新能源全面進入電力現貨市場，相比過去的固定電價，以光伏為典型，其電能量收入很可能顯著下降?！眹译娏ν顿Y集團營銷部副主任唐俊擔憂道。

自2021年開始，政府對于新建的風電、光伏發(fā)電項目將不再給予補貼，實行“平價上網”，相關發(fā)電項目僅獲得“煤電基準價”。風光電無法像火電一樣獲取容量、輔助服務收入，在電力市場中只能獲得電能量部分的收入。新能源參與電力市場后面臨電價下行的挑戰(zhàn)接踵而來。

據記者了解，今年以來，山東、河南多地電網午間時段負荷出現“鴨子曲線”，而在2023年5月1日20時至2日17時，山東實時電價更是出現了長達21小時的負電價。2天的電價曲線里都出現了明顯的谷段時間，并且和光伏發(fā)電的時段高度重合。這意味著新能源電力交易價格跌至“地板價”。

除此之外，新能源參與電力市場交易還面臨很多問題。林衛(wèi)斌總結為三方面：一是新能源綠色價值的實現問題，二是系統(tǒng)靈活性資源的價值實現問題，三是電力電量平衡和電力安全保供問題。

目前，購買、消費綠電的節(jié)能減排效益還沒有獲得完全認可，綠電綠證與碳市場等銜接機制尚未健全，使得新能源的綠色價值無法得到充分實現。同時，在新能源高占比的地區(qū)，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務費用分攤、系統(tǒng)偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險。

“新能源典型出力和現貨價格特征反向相關，新能源出力高時現貨價格走低，新能源發(fā)電匱乏時現貨價格走高，導致多發(fā)電量低價賣、欠發(fā)電量高價買的窘迫局面。而且當前電力市場中對承擔靈活性調節(jié)作用的常規(guī)電源價值體現不足，輔助服務補償力度較小、補償機制有待完善，以省為邊界的新能源消納機制還不能滿足未來新能源大規(guī)模發(fā)展消納的需要，導致新能源電力市場化消納動力不足?！睒I(yè)內專家分析認為。

多方施策

充分挖掘市場潛力

破解新能源參與電力市場的挑戰(zhàn)還需各方協(xié)調配合，共同施策。

一方面，“新能源企業(yè)應首先對電力市場框架和規(guī)則有準確認知，在參與市場化交易的過程中，合理申報交易量、交易價格和交易曲線，優(yōu)化中長期合同簽訂，積極參與綠電交易市場，實現環(huán)境價值變現，主動對接有穩(wěn)定可再生能源消納需求的大用戶，積極爭取高耗能企業(yè)等優(yōu)質用戶，簽訂可再生能源PPA穩(wěn)定價格，以及科學運用電源側儲能優(yōu)化運行曲線等?！眹W能源研究院高級研究員唐程輝建議首先從新能源企業(yè)角度出發(fā)解決問題。

另一方面，從政府的角度看，近年來，國家相關部門在推動新能源參與電力市場的同時，也在積極創(chuàng)造條件以實現新能源的綠色價值，包括健全全額保障性收購機制、推進綠色電力交易、完善可再生能源綠色電力證書制度和重啟CCER市場等。

國家能源局年初印發(fā)的《2024年能源監(jiān)管工作要點》提出，有序推進新能源參與市場交易。加強市場機制創(chuàng)新，逐步擴大新能源市場化交易比例，實現新能源發(fā)展與市場建設協(xié)調推進，更好發(fā)揮市場促進消納作用；今年3月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，從政策上明確了由多元化電力市場成員全額保障性收購可再生能源電量相關機制；即將于2024年7月1日起施行的《電力市場運行基本規(guī)則》，則對加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系作出了頂層設計，為著力構建適應高比例新能源接入、傳統(tǒng)電源提供可靠電力支撐、新型經營主體發(fā)展的電力市場體系架構提供了遵循。

對于未來如何更好發(fā)揮市場機制作用，林衛(wèi)斌給出進一步對策：一是加快推進電力市場建設，包括中長期交易市場、現貨市場和輔助服務市場，尤其是要加快推進現貨市場建設。二是逐步完善可再生能源電力消納責任制，明確各地可再生能源電力消納的配額，并明確到消納責任主體。三是構建全國統(tǒng)一的綠證交易市場。通過構建全國統(tǒng)一的綠證交易市場，使承擔可再生能源電力消納配額的企業(yè)可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能源消納責任。同時，加強認證機構與綠證交易機構間的信息數據交互，確保綠證僅可以使用一次，避免可再生能源電力的綠色價值被重復計算。四是統(tǒng)籌協(xié)調綠證市場和碳市場，避免可再生能源電力的綠色價值被重復開發(fā)。五是適時引入差價合約（CFD），對于天然存在出力不穩(wěn)定性的新能源發(fā)電主體而言，差價合約即是符合其出力特性的中長期合約形式。