中国储能网讯：当前，随着新能源占比的持续快速提升，推动新能源参与电力市场、以市场机制优化资源配置已成为共识。《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）提出，“到2030年，新能源全面参与市场交易”。5月29日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案的通知》（国发〔2024〕12号）提出，“深化新能源上网电价市场化改革”。新型电力系统构建要求持续提升风电、光伏等新能源发电占比，随着新能源逐步成为主体电源，全面参与市场将有助于发现其电能量价值和系统成本，同时也需做好新能源长效发展、计划与市场衔接等机制设计，通过“有效市场、有为政府”，保障新能源市场化可持续发展。
01.市场已成为我国新能源资源配置的主要手段
全国新能源市场化电量已达半数，呈现“三北高、东南低”的特点。当前，我国新能源上网电量包括保障性收购和市场化消纳两部分。保障性收购电量通过电网企业以政府定价（项目核准/备案时确定）收购，市场化消纳电量通过电力市场竞争形成价格。2023年，我国新能源市场化交易电量占总发电量的47.3%，但具体省份情况差异较大。总体上，东北、西北、华北北部（即“三北”地区）等新能源占比较高的省份，其新能源市场化比例也相对更高。相比之下，东南部省份新能源市场化比例较低，仍有部分省份对新能源全部上网电量进行保障性收购。
部分新能源高占比地区新能源参与市场后的电价出现明显下降。新能源发电具有随机性、波动性和反调峰特性，随着新能源占比的提升，上述特性将造成新能源发电对电力系统的实际价值下降。随着市场建设的深化，价格将越来越体现实际价值。因此，可粗略认为，新能源占比越高、市场越“精细”（如细化中长期分时段交易、建立现货市场），新能源平均电价将越低。从实际交易情况来看，甘肃、新疆2024年光伏中长期交易均价较基准价下降超30%。2023年，山西现货市场中光伏和风电场站结算均价较基准价分别降低27%和20%，蒙西现货市场中光伏和风电场站结算均价较基准价分别降低23%和36%，新能源参与现货市场后出现一定程度降价。
02.推动新能源参与市场需关注合理收益、保障性收购电量与市场衔接等问题
新能源参与市场后，市场能够通过价格信号引导各类资源的合理配置，但同时新能源企业和电力市场运营也将面临一定挑战。
（一）新能源市场价格风险可能影响长期投资积极性
新能源参与市场交易后价格有所降低，需建立长效保障机制保障投资积极性。如前所述，新能源市场价格下降的深层次原因是其实际价值下降，从具体电价机制上，需关注以下三方面电价变动。一是政府定价电量价格预期可能被打破。随着新能源保障性收购电量转入市场交易，价格形成机制从稳定的政府定价转为“随行就市”的市场定价，需做好平稳过渡。二是市场电量价格能否保持。随着新能源占比的不断提升，按照边际成本定价理论，新能源这种边际成本接近0的发电占比提升，市场出清价格将下降。三是燃煤发电电价结构变化对电能量价格的影响。煤电作为我国电力市场的边际定价机组，长期是电能量价格的锚定。受煤电容量电价引入的影响，燃煤发电电能量市场报价从“回收固定成本+变动成本”逐步转为“只回收变动成本”的模式，燃煤发电平均申报电价下降，将进一步拉低市场出清价格。
新能源项目建设需考虑未来十几年、二十几年的电价收益预期，在原政府定价时期，发电企业对电价预期相对清晰。随着新能源电量高比例参与市场，发电企业难以对未来电价进行准确判断，随着市场出清价格的下降，可能导致存量新能源难以回收成本，影响新能源发电的投资积极性和可持续发展。
（二）新能源保障性收购电量与市场交易尚存在一定衔接问题
现有保障性收购电量执行方式降低了市场资源优化配置效果，亟需优化衔接模式。目前，新能源保障性收购电量作为优先发电的一部分，由电网企业统一采购，作为居民、农业（即优先购电）用户的购电来源，剩余部分满足电网企业代理购电用户。在具体执行中，通常作为优先发电计划完成，计划与市场尚存在一定衔接问题。一是市场边界不明确。各省对于保障性收购电量的完成方式存在较大差异，如山西曾按照“以用定发”原则在日前确定保障性收购曲线，江西由发电企业自主确定保障性收购曲线，各省实际完成的保障性收购电量与年度计划也存在一定差异。保障性收购电量作为市场边界，若市场边界难以及时确定，将影响市场预期形成，降低市场效率。二是主体权责不对等。部分保障性收购电量不承担因自身预测误差产生的系统成本，如部分东部省采用高比例保障性收购模式，保障性收购电量产生的系统成本最终由其他主体承担，影响市场公平性。随着新能源占比的快速提升，“边界不明确”“权责不对等”矛盾将愈发突出，降低市场资源优化配置能力。《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）提出，“推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同”。
因此，为引导新能源市场化可持续发展、做好计划与市场的衔接，亟需发挥“有效市场、有为政府”作用，以政府授权合约等机制设计，保障新能源健康可持续发展。
03.以政府授权合约推动新能源市场化可持续发展
目前，我国电力市场对政府授权合约尚未有官方定义，仅在山东、广西等地已有政府授权合约的不同应用。结合市场实际需求，本文所指的政府授权合约既包含政府授权某机构（如电网企业）与经营主体签订的差价合约，也包含为经营主体提供市场之外电价支持的“虚拟”差价合约，具体可通过市场交易的电价规则实现。上述两类政府授权合约分别对应本章以下两节内容。在政府授权合约具体设计中，需注重与优先发购电等现行政策衔接、在“激励相容”的前提下保障合理收益，同时操作要简单、可行。
（一）保障性收购电量转政府授权合约
由电网企业将保障性收购电量签订政府授权合约，价格取原政府定价。为便于区分，本文称保障性政府授权合约。具体机制如下：考虑到与现行优先发购电政策做好衔接，建议由电网公司作为新能源企业的合约对手方，按照保障性收购电量规模签订政府授权合约，合约价格取原政府定价（一般为燃煤基准价），保障政府定价电量价格稳定，并实现全电量入市，按照交易规则结算。通过保障性政府授权合约，为经营主体提供更加清晰的市场预期，并引导其提升市场竞争能力，响应系统需求。保障性政府授权合约电量首先用来满足优先购电需求，剩余部分满足电网企业代理购电用户，如图1、2，表1所示。按照《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项》（发改办价格〔2021〕809号）要求，其中满足优先购电需求的相关损益由全体市场化用户承担。
图1：政府授权合约电量划分示意图
图2：政府授权合约下市场交易关系示意图
表1：保障性政府授权合约要素
具体操作上，年度交易前，交易机构公布全省风电、光伏政府授权合约预期曲线，仅提供市场边界预期，不作为结算依据。月度交易前，交易机构公布风电、光伏政府授权合约曲线。通过逐月滚动完成保障利用小时数或电量。月度公布后，考虑到稳定市场预期，月内不再调整。交易结算方面，政府授权合约电量结算参照现有中长期交易合同结算规则执行。
（二）市场化交易电量以政府授权合约保障合理收益
由政府设定新能源市场化电量的政府授权合约（电价支持机制），在“激励相容”的前提下保障合理收益。为便于区分，称市场化政府授权合约。相比保障性政府授权合约，市场化政府授权合约是一种“虚拟合约”，可设计为市场之外的电价支持机制。具体来说，新能源企业仍正常与售电公司、电力用户开展电力交易。政府通过设置电力市场相关结算规则等方式，在交易结算阶段实现“价格调控”，形成在交易组织外的“政府授权合约”，保障新能源参与市场后的合理收益，相关损益由全体市场化用户承担，如图1、2，表2所示。
表2：市场化政府授权合约要素
市场化政府授权合约的核心在于如何设计“激励相容”的电价机制。即新能源企业在最大化自身收益的同时，推动电力系统和全社会福利提升。如按照项目自身电价与目标电价差值进行补偿，即无论项目自身结算电价多少都补偿到目标电价，则新能源企业将缺少提升预测精度、加强曲线调节能力的动力，导致“躺平”，甚至故意以低价卖给利益相关方以套取补偿电价。因此，如表2所示，本文初步设计了“补偿该类型项目平均结算电价与目标电价差值部分”的电价机制，具体可见后例。
具体操作上，在年度交易前，由政府出台本年度政府授权合约相关规则，主要包括分项目类型、建设时间（如2021—2023年建成的陆上风电场）的政府授权合约目标电价。交易结算方面，在现有交易结算模式基础上，根据政府授权合约规则，对原市场交易后结算的电价进行调整。
市场化政府授权合约——举例说明：
现有风电场a（2020建成）、风电场b（2024年建成）、风电场c（2024年建成），假设均无保障性收购电量，其市场化政府授权合约目标电价分别为0.4元/千瓦时、0.35元/千瓦时、0.35元/千瓦时。
风电场a、b具有良好的预测能力和市场竞争能力，参与电力市场后，均得到年均结算电价0.34元/千瓦时。风电场c预测能力较差，最终得到年均结算电价0.3元/千瓦时。2020、2024年建成风电场年均结算电价均为0.33元/千瓦时。
按照政府授权合约设计：
风电场a最终电价：0.34+（0.4-0.33）=0.41元/千瓦时
风电场b最终电价：0.34+（0.35-0.33）=0.36元/千瓦时
风电场c最终电价：0.3+（0.35-0.33）=0.32元/千瓦时
对比风电场a、b，由于风电场a建设时成本较高，体现到政府授权合约目标电价设计中a的目标电价比b高0.05元/千瓦时，在其他价格一样的情况下，保障了其合理的成本回收。对比风电场b、c，风电场b通过市场竞争比风电场c多收益的0.04元/千瓦，在政府授权合约结算后未受影响。政府授权合约在保障新能源发电整体合理收益的基础上，依然能够引导各主体提升市场竞争能力，实现“优胜劣汰”。
