新能源参与电力市场需明晰边界

文｜时璟丽  国家发改委能源研究所

自2020年9月我国提出“30碳达峰、60碳中和”目标以来，风光等新能源继续大规模和高质量发展、新增装机将大幅度提升已基本形成共识。2021年3月，我国又提出要构建以新能源为主体的新型电力系统，考虑风光等主要新能源发电已进入完全平价上网阶段，需要进行政策调整和设计，在保障新能源项目收益和投资积极性的同时，更好地适应电力体制改革形势，推进新增新能源逐步参与电力市场。

实现“30碳达峰、60碳中和”目标需要新能源发展再提速

“十三五”时期，我国新能源迅速增长，风电、光伏发电年均新增装机分别达到3044万千瓦和4205万千瓦，风光电量在全部发电量中占比从2015年的4.0%增至2020年9.5%，在电力清洁化和能源供应转型中发挥了重要作用。近期随着“30碳达峰、60碳中和”、提升非化石能源在一次能源消费中占比、构建以新能源为主体的新型电力系统等新战略目标的提出，风光必须成为加快电力和能源清洁转型、近期增量替代、未来存量替代的主力。根据今年2月以来国家能源局公布的可再生能源电力消纳责任权重、2021年风光开发建设等文件征求意见稿，“十四五”末期、风光发电量在全社会用电量中占比要分别达到16.5%左右，据此测算累计装机达到10亿千瓦左右，这意味着“十四五”年新增风光发电装机1亿千瓦左右、“十五五”年新增风光发电装机超过1亿千瓦将成为常态。在风光完全去补贴、逐步参与市场的形势下，需要理顺新能源电价、消纳保障和参与电力市场等机制之间的关系，以适应以风光为主的新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展需要。

新能源参与电力市场不可回避

在预期新能源装机继续大幅度增加的同时，电力市场化给予新能源尤其是新增新能源参与电力市场的要求和压力也与日俱增。“十三五”时期，新能源参与电力市场主要有三种方式。一是在国家规定的保障性收购小时数或者地方自行规定的小时数之上的电量采用直接交易、撮合交易等方式，上网电价则常常为远低于燃煤标杆价/基准价的交易电价或撮合电价，部分地区部分时段可能低至每千瓦时几分钱；二是在东北等地区新能源需要分摊辅助服务费用，近年来新能源的度电分摊的费用水平逐渐上升；三是参与现货市场，甘肃、蒙西、山西等部分电力现货市场试点省份在方案中提出了新能源参与现货市场的规则，但目前仅有很少部分新能源电量进入了现货市场。

近一年来我国现货市场建设提速，八个试点省份开展了长周期结算试运行，还有多个省份启动现货市场方案研究和起草。电力市场建设初期，发用电计划放开不同步，市场化发电量和市场化用电量的规模不一致，导致山东等部分现货市场试运行中出现了大量不平衡资金，部分业内观点将其归结于新能源未参与市场所致。从数据看，2020年山东风光装机占比为26%，发电量占比仅为8%，因此将不平衡资金单纯归结于新能源未参与现货市场是片面的，但这也一定程度上反映出新能源已经面临市场化竞争的压力。

新能源电价机制和参与电力市场政策设计要保障投资积极性

“十四五”时期，我国电力市场尤其是现货市场处于建设、试运行和完善阶段，同时风光等新能源经历了既往连续三年的标杆电价和指导价的大幅度快速退坡。2021年开始，陆上风电补贴退出，海上风电电价补贴放置于地方政府，根据《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，除户用光伏外，光伏发电电价补贴也将全面退出。目前虽然在大部分地区新能源具备与燃煤基准价相当的平价上网条件，但具备明显低价（如与燃煤基准电价相差10%以上）的地区和项目资源有限。如果不明确新能源参与电力市场的边界和条件，没有配套的机制支持，直接要求新能源进入尚在不断探索和调整运行规则、各类电源参与的程度和条件各异的电力市场，将增加新能源收益的不确定性和风险。因此，需要通过有效的电价机制、明确条件的参与电力市场政策，保障新能源项目的基础收益，才能激发企业投资，稳定市场规模。

新能源电价机制导向是兼顾投资经济性和深入推进市场化

2021年4月，国家发展改革委发布了2021年新能源上网电价政策征求意见稿，在业内广泛讨论，虽然正式文件尚待出台，但亦可从其中看出兼顾风光等新能源投资经济性、深入推进市场化发展的思路。在保障投资积极性和项目经济性方面，征求意见稿提出分省确定风光指导价并作为竞争配置电价上限，新建项目在一定小时数以内的发电量将执行指导价或竞争配置电价，这部分收益即为投资项目可得到的稳定的基本收益。深入推进市场化则体现在几个方面，一是风光项目本身需要竞争配置，对于保障性并网范围的新增项目，竞争配置电价不得高于指导价，对于市场化并网范围的新增项目，执行指导价但需要以自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件；二是一定小时数以外的发电量将直接参与市场交易，价格由市场形成；三是指导价水平由上一年度（即2020年）各地燃煤发电基准价和市场交易平均价加权得出，根据电价征求意见稿中各省份指导价水平，市场交易平均价权重在10%左右，即新增项目实际可获得的电价，将是综合了燃煤基准价、中长期合同、现货市场等电价。

明确边界，协调机制，稳步推进新能源参与电力市场

在近期电力市场的计划和市场“双轨制”并行阶段，需要明晰新能源参与电力市场的范围，即新能源的部分发电量参与电力市场。对于有电价补贴的存量项目，既往政策已经明确了其参与电力市场的范围，即在最低保障性收购小时数以上的电量；对于2019年和2020年安排的风光无补贴平价示范项目，根据政策应签署全部电量的固定电价购电协议。对于上述两类项目，关键在于切实落实既定政策，保持政策的连续性和严肃性。对2021年及之后安排的增量项目，新增项目在一定小时数（小时数的确定方式将根据国家发布的政策）以上的电量，才进入所在地的电力市场参与交易。参与市场的新能源电量应同等参加不平衡资金的分摊；对辅助服务资金的分摊，应建立公平分摊机制，由全部受益的发电机组和电量平等承担。

扩大新能源参与电力市场的电力电量比例的前提是完善电力市场。如果新能源参与现货市场，需要根据各地实际情况，建立和完善现货市场机制，解决计划与市场“双轨制”带来的现货市场价格偏离成本的问题，若没解决这一问题，就要求新能源单以现货方式参与市场，则由于零报价或低报价因素，将进一步拉低现货出清价格，在风光高渗透率地区和时段可能造成出清电价过低，加剧现货价格偏离成本的情况，进一步影响新能源项目收益。从更好地保障新能源项目收益角度，应合理推进和增加新能源参与中长期市场的电力电量比例，根据《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，中长期交易方向是全量、长期、分时段签约，对新能源而言，签订中长期合同有利于保障基本收益，但新能源发电由于本身特性难以达到在分月生产计划安排之前完成时段电量分解的要求。建议调整完善机制，对于新能源实施分月计划但不带时段电量分解、日前分时段电量分解、公平偏差考核等，使新能源可选择参与各类电力市场，增强灵活性，保障公平性，保持投资积极性，稳定市场规模，助力实现“30碳达峰、60碳中和”目标。

编辑 | 张梅 

设计 | 大米