中国储能网讯：唐程辉 国网能源研究院有限公司

长期以来，在国家全额保障性收购政策支持下，以风电、光伏发电为代表的新能源参与电力市场（简称“入市”，下同）的总体电量占比不高，新能源发电大多按照政府定价由电网企业收购。随着全国统一电力市场、尤其是现货市场建设的不断深入，新能源作为未来新型电力系统的主体电源，势必要逐步放开参与市场。由于陆上风电、光伏发电步入平价阶段不久，入市后因电价形成机制变化带来电价波动风险，需特别关注入市后的收益变化情况，统筹新能源入市和实现合理收益，保障新能源发电项目的投资积极性，促进新能源健康、可持续发展。

本文首先从电力系统视角论述新能源入市的必然趋势，进而站在新能源企业视角分析入市的现实困难，最后围绕统筹新能源市场化消纳与发展积极性，提出新能源参与电力市场的思路。

01

新能源入市

是新型电力系统建设的必然趋势

从市场运行的角度，随着新能源占比不断提升和市场化建设的深入推进，新能源入市是实现社会福利最大化的必然要求。通常来说，电力市场资源配置范围越广、竞争越充分，资源优化配置的效率越高。新能源参与市场后，按照市场规则形成分时电价、承担调节成本，能够发现新能源发电的真实价值，激励新能源企业主动提高自身预测精度与功率调节能力，同时公平承担系统调节成本。在新能源占比较高的地区，若新能源一直不参与市场，仅作为边界条件，则将出现因市场“割裂”导致的市场价格信号偏离，且随着新能源度电成本的下降，在保障性收购的支持下将无序发展，进一步降低电力市场资源优化配置效率，而由此带来更高的电力系统综合成本，造成常规机组承担不公平责任，终端用能成本上升。国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）明确提出，“到2030年，新能源全面参与市场交易”。

其次，我国电力系统中实际存在市场定价与政府定价“双轨制”，由此带来各自的发用电匹配需求，一定程度上也要求逐步放开新能源入市。2021年10月，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）下发后，明确要推动工商业用户都进入市场。未来，只有居民（含执行居民电价的公益性事业用户等）、农业用户不参与电力市场（即非市场化用户），执行政府定价，该部分电量不到全社会用电量的20%。随着“碳达峰、碳中和”目标下新能源发电的快速增长，超过非市场化用户用电增速，若新能源仍不参与电力市场，将导致政府定价的新能源电量实际由市场化用户消纳，随着电网代理购电规模的不断缩小，政府定价电量与市场化电量价差引起不平衡资金，降低市场资源优化配置效率。因此，在山西、甘肃等新能源占比较高的地区，由于新能源总共能分到的保障性收购（即政府定价）电量有限，随着新能源装机的快速提高，平均到每一个新能源场站，实际能够执行的保障性利用小时数将逐渐降低。

因此，新能源入市是大势所趋，但若不能妥善处理入市与合理收益问题，可能挫伤新能源发展的积极性。新能源项目在建设过程中，通常会考虑未来20、25年，甚至更长时间的电价收入，亟需由政府早日明确新能源入市预期。同时，新能源企业自身也必须认识到市场化消纳的发展方向，及早准备，在项目建设中充分考虑未来市场风险。

02

市场价格风险等因素

降低了新能源企业入市动力

新能源发电具有随机性、波动性和反调峰特性，决定了平价阶段初期在新能源占比较高的电力市场中，普遍缺乏与燃煤发电相同的电价竞争力。新能源步入平价阶段，意味着在没有政府补贴下，新能源上网电量以当地燃煤基准价结算，能够基本满足项目投资收益要求。新能源参与市场尤其是现货市场后，假设市场均价即燃煤基准价，从市场原理来看，新能源上网电量按照市场形成的分时电价结算，叠加需承担的系统调节成本后，综合结算电价很可能低于燃煤基准价。一方面，由于新能源发电的“反调峰”特性，在负荷高峰时段发电量相对较低，而低谷时段发电量相对较高，加权平均后的电价将有所下降。在新能源占比较高的电力系统中，新能源发电甚至直接决定供需形势（净负荷曲线），自然导致电量更多发在低电价时段。尤其是光伏发电占比较高的地区，参与现货市场后，新能源“反调峰”缺陷将暴露无遗。以山西现货为例，近期多个月份光伏电站平均上网电价不足0.15元/千瓦时，远低于0.332元/千瓦时的燃煤基准价。另一方面，新能源发电的随机性和波动性意味着系统需要更多的备用、调频、快速爬坡等资源以保障安全运行，在现有市场规则下，这些成本很大部分通过辅助服务市场、“两个细则”考核等方式分摊给新能源企业，尚未向用户侧有效疏导，部分地区此类成本最高可达0.08元/千瓦时左右。尽管新能源项目是否入市都可能承担此部分成本，但由于此部分成本按照市场规则计算形成，新能源企业不免将其与市场建设相联系，降低对市场的积极性。此外，同样由于发电的随机性，新能源无法提前一年、一个月准确预测其电量及曲线，难以利用年度、月度中长期交易合同规避现货价格风险，也难以有效管理日前与实时市场中的曲线偏差风险，进一步削弱了市场竞争力。若要求新能源在年度、月度签订高占比中长期交易合同，尤其是在缺乏灵活的合同交易或其他金融避险工具下，反而将加大新能源收益风险。

因此，在新能源企业综合考虑入市收益及风险的出发点下，在全额保障性收购政策的支持下，目前我国新能源总体入市比例不高。一方面，长期以来，我国新能源按照风电、光伏全额保障性收购管理政策要求，以“保量保价”的保障性收购为主，按照《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号）文件要求，保障性利用小时数以内的电量执行政府定价，以外的电量参与市场。在我国中、东部等新能源占比相对不高的省份，大多按此原则放开新能源入市。另一方面，尽管国家在2021、2022年新能源上网电价政策中，均明确提出新建项目可自愿参与市场化交易，但综合考虑到未来市场多重风险，在现有条件下新能源企业主动入市积极性不高，除非新能源企业预期可在市场中获得足够高上网电价（如能够签到长周期购电协议），或入市后能够保留其灵活选择退市的权利。基于上述原因，以国网公司经营区为例，近年来内新能源市场化交易规模持续提升，但占上网电量的比重始终维持在3成左右。

03

统筹新能源市场化消纳与发展积极性

尊重历史沿革和客观实际，区分存量、新建新能源项目参与市场，明确入市具体路径，通过绿证、绿电交易发现环境价值，出台电价支持机制等配套政策，完善新能源参与市场的交易组织方式、价格机制以及相关衔接机制，推动新能源市场化消纳。

一是通过发现环境价值提升新能源发电的综合竞争力。2017年起，我国建立了绿证核发与自愿认购交易制度，但绿证仅纳入陆上风电和集中式光伏；2021年9月，我国启动了全国绿电交易试点，用户参与交易同时获得电能量与绿证。整体来看，绿证、绿电交易规模均较为有限，依据绿证认购平台数据，截至2022年8月10日，通过绿证交易累计出售的绿证对应新能源上网电量仅为20.5亿千瓦时；2021年国网公司经营区内累计组织开展绿电交易75.2亿千瓦时，仅约当年新能源上网电量的1%。下一步，需建立统一规范的绿证体系，实现各类可再生能源类型及电量的全覆盖，推动绿证作为可再生能源环境价值的唯一凭证。同时，借鉴美国部分州、澳大利亚等国家和地区的“配额制+绿证”的可再生能源发展激励政策，以绿证作为我国可再生能源电力消纳责任权重完成的唯一计量方式，充分考虑用户侧承受能力，强化可再生能源电力消纳责任权重考核，分阶段、分类型引导用户侧通过绿证、绿电交易获取绿证，提升新能源发电的环境价值收益。

二是探索建立政府授权差价合约等电价支持机制。为保障新能源入市后的合理收益，防止因市场总体电价水平过低导致新能源发展动力不足，可考虑用户承受能力，按照激励相容的原则，建立新能源参与市场后的电价支持机制。可事先建立本省新能源发电收益率标准，据此分别计算风电、光伏发电目标电价，当出现因市场整体供大于求等导致新能源无法满足收益要求，则按照一定方式进行补偿。如以月为周期，若风电/光伏发电系统平均结算电价低于目标电价，则补偿差价部分（目标电价-系统平均结算电价）。当风电/光伏发电系统平均结算电价高于等于风、光目标电价，不进行结算电价调整。

三是完善适应新能源占比逐渐提高的市场交易机制。考虑到新能源发电预测精度随预测提前时间的缩短而提高的特点，完善适应新能源发电特性的中长期交易机制，逐步缩短交易周期，探索在运行日前2、3天组织的中长期连续交易，合理引导新能源在年度、月度、月内及更短周期中长期交易的合同比例。做好现货市场规则和“两个细则”考核之间有效衔接，避免对新能源发电的重复考核。引导电动汽车、工业可调节负荷等通过虚拟电厂、负荷聚合商等模式参与电力现货市场，推动各类灵活资源主动参与系统调节并获得合理收益，促进“源网荷储”协同互动消纳新能源。

在文章撰写过程中，华能集团、华电集团、国家能源集团和国电投集团电力市场专家对文章内容提出了宝贵建议，在此表示衷心感谢。