國家電力投資集團有限公司（以下簡稱國家電投集團）作為我國乃至世界上裝機容量最大的新能源發(fā)電企業(yè)，2021年底新能源裝機已接近8000萬千瓦。

 

結合我國新能源電力市場化發(fā)展現(xiàn)狀和國家電投集團新能源參與市場情況，本文論述兩方面內容，一是新能源未來的形勢與挑戰(zhàn)；二是新能源參與電力市場機制探討。

 

新能源全面市場化或將面臨“量、價”風險

 

縱觀國際和國內發(fā)展趨勢，可再生能源裝機占比快速上升，已成為電力增長的主體，這也符合我國發(fā)展構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的趨勢。（見圖1）

 

 

（來源：微信公眾號“中國電力企業(yè)管理”作者：楊玉峰）

 

在國內，隨著清潔能源低碳發(fā)展戰(zhàn)略和“雙碳”目標的提出，以及電力市場化改革進一步加快，新能源參與電力市場化交易是大勢所趨，也是不可阻擋的潮流?；仡櫺履茉措娔芰績r格的形成，我國過去的新能源發(fā)展補貼政策為行業(yè)發(fā)展作出了歷史性貢獻。新能源的發(fā)展走過了標桿電價階段、競價階段和平價階段，未來將完全進入市場競爭的階段。

 

目前，全國已有23個省的新能源已經(jīng)參與到市場競爭中，其中青海、四川、云南等地的新能源已經(jīng)全部市場化，新疆、甘肅等地市場化的比例也超過了50%。電力市場中，特別是現(xiàn)貨市場條件下，新能源的“量、價”風險將明顯加大。如何保障新能源在市場化條件下的合理收益，促進新能源的健康、快速、可持續(xù)發(fā)展，成為近期業(yè)內熱議的話題。

 

新能源可適用“差別對待原則”參與電力市場

 

新能源可按存量補貼項目與新建項目以“差別對待原則”參與電力市場——

 

在存量補貼項目市場化路徑中，又可按照電量性質來區(qū)分：一是既在保障利用小數(shù)以內，又在全生命周期合理利用小時以內的電量，建議由政府統(tǒng)一實行“保價保量”收購。二是對保障小時數(shù)以外、全生命周期合理利用小時數(shù)以內的電量，結合電力市場改革進程，實行“價補分離”，固定的補貼為項目標桿電價與燃煤發(fā)電基準價的差值，國家財政按照固定補貼給予資金金額，燃煤發(fā)電基準價的部分全部參與市場，由電網(wǎng)根據(jù)市場競爭的結果進行電費的結算。三是對合理利用小時以外的電量，直接參與電力市場化交易，不再享受任何財政補貼，同時準許參與綠證交易。

 

在新建項目市場化路徑中，國家已經(jīng)制定了相關政策，新能源的項目可以通過參與綠證的方式來獲取環(huán)境補貼。建議采用“強制配額+綠證”的價格機制，即通過配額制保障綠證購買需求，為新能源發(fā)電項目提供穩(wěn)定、長期的環(huán)境價值收益和項目的合理利用回報。

 

但歸根結底，新能源全面參與市場交易是不可逆的潮流大勢，應盡早完善新能源參與電力市場機制，實現(xiàn)有效競爭，提高經(jīng)濟效率。具體建議如下：

 

一是完善新能源中長期合約市場化的調整機制。新能源供求預測是世界性難題，而且在短期內不可能有效解決。在這種情況下，建議縮短新能源中長期交易的周期，增加交易的頻次，為新能源調整合同電量和負荷曲線提供市場化的手段。同時中長期市場可增設兩日前和三日前的市場，以適應新能源的特點，這個是由新能源的物理特性決定的。

 

二是完善新能源跨省跨區(qū)交易機制。在跨省跨區(qū)交易里優(yōu)先安排新能源占一定的比例，同時加大信息披露力度，加大新能源發(fā)電權在跨省跨區(qū)里替代量的規(guī)模，可以通過設置交易比例，預留送出通道空間等方式來促進發(fā)電權的交易，以促進新能源的消納。同時建議根據(jù)通道的富余程度來適當降低輸配電價的水平，通過市場化的手段促進市場交易的積極性。

 

三是建立健全有利于新能源就近消納的價格機制。國家近期先后出臺了關于數(shù)據(jù)中心、高新科技企業(yè)新能源的自發(fā)自用與就近消納的政策，這些政策在推進過程中，建議作為試點加快推進。

 

四是完善新能源輔助服務市場機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立健全電力市場相關的輔助服務分攤共同機制，同時配置儲能的新能源項目、“水-火-風-光-儲”一體化的項目也可以合理分攤輔助服務。

 

五是合理設計新能源考核分攤的機制。做好現(xiàn)貨考核機制和兩個細則考核機制之間有效銜接，避免重復考核。

 

六是允許新能源以聚合商的形式參與市場。成立新能源聚合商，以類似于售電公司代理用戶的方式參與區(qū)域內市場交易。

 

在完善新能源參與市場機制的同時，可以采取以下四項市場外措施保障新能源的消納與發(fā)展。

 

一是徹底全面地落實消納保障機制。一方面消納保障機制通過消納責任權重來進行強約束，激勵本地可再生能源電力消納水平提高。另一方面，可再生能源的消納機制落實有利于增強受端省份消納可再生能源的意愿，促進可再生能源電力的跨省跨區(qū)交易，實現(xiàn)可再生能源在更大范圍內的合理優(yōu)化配置。

 

二是以差價合約的模式來促進合理收入。存量新能源項目可以按照一定的比例與電網(wǎng)企業(yè)或用戶簽訂差價合約，增量新能源項目與電網(wǎng)或用戶簽訂多年期差價合約。

 

三是進一步發(fā)揮綠證的作用，探索建立綠色電力環(huán)境屬性經(jīng)濟補償機制。未來還要拓寬綠證的核發(fā)范圍，現(xiàn)在只有新能源，下一步建議拓寬到水電和核電等其他清潔能源，同時應堅持“證電分離”價格機制，拓寬綠證交易渠道。

 

四是通過合理的機制設計讓新能源也能參與碳市場獲得清潔屬性收入。建議在碳市場的頂層設計中將綠證的碳減排量作為重要的市場化手段加以考慮，推動建立綠證參與碳市場交易的相關機制和方法學。特別是要實現(xiàn)綠證碳減排綠色權益的國際互認，通過碳交易機構開展的綠證分銷，也要做好綠證和碳市場渠道的有效銜接，提高市場主體對于綠證消納和碳減排市場履約的便利性。

 

對于綠證交易，全行業(yè)需要進一步認識到其在消納權重考核中的定位。首先，綠證是完成消納責任權重考核的重要方式，要充分發(fā)揮其作用。其次，綠色資源的認購可以為完成年度消納權重指標與對沖當?shù)乜稍偕茉聪{電量波動提供有益補充，同時能夠有效緩解國內可再生能源出力富集區(qū)與負荷中心之間的不平衡。再次，在風電和光伏全面平價上網(wǎng)的背景下，綠證可以作為可再生能源發(fā)展的重要途徑。如今，綠證交易已經(jīng)具有0.02~0.05元/千瓦時的平均收益，這將為平價項目建設提供持續(xù)發(fā)展動力。最后，綠證是獨立的可再生能源價值衡量的標準，也是我國綠色消費的唯一證明。綠證一旦實現(xiàn)國際認證和銜接，將對促進出口型企業(yè)消費綠電以及構建“雙循環(huán)”新發(fā)展格局起到積極作用。

 

綜合以上分析，對于新能源參與電力市場提出幾點建議。一是盡快將水電、海上風電、分布式光伏、光熱發(fā)電、生物質發(fā)電以及核電等加快納入綠證核發(fā)范圍。二是取消新能源補貼項目綠證與國家補貼強相關性，改由市場決定價格。三是進一步拓寬綠證交易渠道，可以通過各交易中心進行分銷和建立，實現(xiàn)綠證和用戶端直接建立更緊密的聯(lián)系。四是建立“三位一體”的可再生能源消納監(jiān)測核算體系，包括物理電量的消納、超額消納量、綠證的消納，實現(xiàn)與各交易機構之間的數(shù)據(jù)互通，市場主體消納量的監(jiān)測核算，交易中心數(shù)據(jù)的復核以及相關報表生產(chǎn)等。這將有助于建立“雙碳”目標下市場主體的碳減排量和可再生能源消納權重的統(tǒng)一協(xié)調機制。

 

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年02期，作者系國家電力投資集團有限公司營銷中心主任