我國已成為全球最大的新能源生產(chǎn)國，隨著碳達(dá)峰碳中和、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)等戰(zhàn)略目標(biāo)的提出，未來新能源還將迎來大規(guī)模、高質(zhì)量發(fā)展。隨著新能源電量占比逐步提升，全額保障性收購制度將難以為繼，新能源參與市場競爭是大勢所趨。但新形勢下新能源入市仍面臨諸多挑戰(zhàn)，唯有直面問題與困難，加快建立促進(jìn)綠色能源生產(chǎn)消費(fèi)的體制機(jī)制，充分發(fā)揮市場配置資源的決定性手段，更好發(fā)揮政府作用，才能實(shí)現(xiàn)高比例新能源高效利用，助力新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建以及“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

新能源參與市場面臨的新形勢

　　全額保障性收購制度難以落實(shí)到位

　　近年來，我國部分省區(qū)出于新能源規(guī)模化發(fā)展超預(yù)期、企業(yè)降低用能成本訴求強(qiáng)烈等實(shí)際考慮，自行降低了最低保障性利用小時數(shù)，推動更多新能源電量參與市場交易。根據(jù)2019年全國人民代表大會常務(wù)委員會執(zhí)法檢查組關(guān)于檢查《中華人民共和國可再生能源法》實(shí)施情況的報(bào)告，早在2018年，部分省份風(fēng)電、光伏的實(shí)際保障性收購利用小時數(shù)就已低至800小時甚至不足500小時，遠(yuǎn)低于國家規(guī)定的風(fēng)電1800小時、光伏1500小時，新能源實(shí)際利用小時數(shù)中，大部分電量屬于低價(jià)市場化交易。隨著新能源大規(guī)模快速發(fā)展，出現(xiàn)類似情況的地區(qū)在逐步增加，全額保障性收購制度難以落實(shí)到位已成現(xiàn)實(shí)。

　　2021年10月，國家發(fā)展改革委相繼印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號，以下簡稱“1439號文”)、《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》(發(fā)改辦價(jià)格〔2021〕809號，以下簡稱“809號文”)，明確取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)，推動全部工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場，暫未直接參與市場交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。按照文件要求，電網(wǎng)企業(yè)保障用戶僅剩居民、農(nóng)業(yè)，代理購電工商業(yè)用戶規(guī)模也將逐步縮小，而電網(wǎng)企業(yè)收購的保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電量不能超過其代理和保障用戶的電量規(guī)模。當(dāng)前電網(wǎng)企業(yè)作為新能源保障性收購的唯一購買方，極有可能出現(xiàn)優(yōu)先發(fā)用電計(jì)劃難以匹配，由電網(wǎng)企業(yè)全額保障性收購的方式難以為繼。

　　新能源利用成本呈上升趨勢且逐漸顯性化

　　近年來，隨著行業(yè)技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)升級，新能源投資建設(shè)成本已顯著下降，大部分地區(qū)具備平價(jià)上網(wǎng)條件，部分地區(qū)有望實(shí)現(xiàn)低價(jià)上網(wǎng)。然而，平價(jià)、低價(jià)上網(wǎng)并不等同于平價(jià)、低價(jià)利用。高比例隨機(jī)性、波動性、間歇性新能源利用必須依靠調(diào)節(jié)性、支持性電源以及輸配電網(wǎng)絡(luò)的支撐。隨著新能源電量比例提升到一定程度，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本、備用成本和容量成本將明顯上升，該部分成本在計(jì)劃體制下為隱性成本，多由傳統(tǒng)電源主體隱性承擔(dān)或經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)輸配電價(jià)疏導(dǎo)。由于隱性成本難以明晰各方權(quán)責(zé)，無法充分調(diào)動靈活調(diào)節(jié)資源的積極性，長期來看不利于資源優(yōu)化配置，影響系統(tǒng)運(yùn)行的安全可靠性和經(jīng)濟(jì)性。隨著電力體制改革和電力市場建設(shè)的不斷深入，高比例新能源利用的系統(tǒng)成本已初步顯性化，未來通過市場化方式體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)責(zé)任，引導(dǎo)合理投資和經(jīng)濟(jì)消納是大勢所趨。

　　電力市場體系建設(shè)進(jìn)入新時代

　　2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號，以下簡稱“118號文”)。作為電改9號文以來國家電力市場建設(shè)綱領(lǐng)性文件，118號文提示電力體制改革和市場建設(shè)應(yīng)回歸頂層設(shè)計(jì)和系統(tǒng)思維，標(biāo)志著電力市場建設(shè)由以省為實(shí)體“各自為戰(zhàn)”、不同市場功能局部優(yōu)化的階段，進(jìn)入跨省跨區(qū)協(xié)同融合、跨市場功能協(xié)同優(yōu)化的新階段。一是針對當(dāng)前掣肘電力市場體系建設(shè)的省間市場矛盾，明確提出穩(wěn)步推進(jìn)省/區(qū)域電力市場建設(shè)，引導(dǎo)各層次市場協(xié)同運(yùn)行，建立多元市場主體參與跨省跨區(qū)交易的機(jī)制，支持發(fā)電企業(yè)自主選擇和售電公司、用戶直接交易，加強(qiáng)跨省跨區(qū)與省內(nèi)市場在經(jīng)濟(jì)責(zé)任、價(jià)格形成機(jī)制等方面的銜接。二是強(qiáng)調(diào)電力市場功能結(jié)構(gòu)的總體設(shè)計(jì)，完善電力市場體系功能，細(xì)分電力現(xiàn)貨市場、中長期交易和輔助服務(wù)市場和各自的作用。三是著重構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的市場機(jī)制、提升電力市場對高比例新能源的適應(yīng)性，鼓勵新能源報(bào)價(jià)報(bào)量參與市場的同時，報(bào)價(jià)未中標(biāo)電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核，引導(dǎo)各地根據(jù)實(shí)際情況，建立市場化發(fā)電容量成本回收機(jī)制，通過在電力市場中界定可靠性容量價(jià)值，解決高比例新能源地區(qū)低利用小時數(shù)的常規(guī)機(jī)組固定成本回收問題等。2022年3月，《關(guān)于加快推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》(發(fā)改辦體改〔2022〕129號，以下簡稱“129號文”)隨后印發(fā)，明確提出加快建設(shè)電力現(xiàn)貨市場的總體要求，標(biāo)志著電力現(xiàn)貨市場建設(shè)全面開展。隨著較為完備的電力市場體系逐步構(gòu)建，市場化的價(jià)格形成機(jī)制進(jìn)一步理順，新能源入市有望具備更好的基礎(chǔ)條件。

新能源參與市場面臨的問題與挑戰(zhàn)

　　配套政策準(zhǔn)備好了嗎?

　　新能源入市前，在全額保障性收購制度下可以享受“保量保價(jià)”政策，即電量方面優(yōu)先消納，電價(jià)方面享受政府定價(jià)，大部分存量項(xiàng)目還享受度電補(bǔ)貼，收益基本上由實(shí)際上網(wǎng)電量決定，具有相對穩(wěn)定的收益預(yù)期。新能源入市之后，盡管電量方面相對來說仍然可以優(yōu)先消納，電價(jià)與收益方面卻面臨三大風(fēng)險(xiǎn)：一是價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)。競爭性電力市場中，交易價(jià)格隨行就市，新能源參與市場交易原則上在同一時段、同一地理位置與傳統(tǒng)煤電同質(zhì)同價(jià)，供需寬松的時段和區(qū)域?qū)⒚媾R降價(jià)。現(xiàn)貨市場中，市場分時價(jià)格波動則更大，風(fēng)險(xiǎn)加劇。二是曲線風(fēng)險(xiǎn)。曲線風(fēng)險(xiǎn)主要是由新能源出力波動性、間歇性造成的，新能源發(fā)電出力曲線難以與用戶的用電曲線匹配，因此其負(fù)荷高峰賣高價(jià)的電量相對較少，負(fù)荷低谷賣低電價(jià)的電量相對較多，導(dǎo)致即使與煤電同質(zhì)同價(jià)，全年下來結(jié)算均價(jià)也很難與煤電價(jià)格持平。三是偏差風(fēng)險(xiǎn)。偏差風(fēng)險(xiǎn)主要是由新能源出力隨機(jī)性造成的，當(dāng)前各地新能源出力預(yù)測偏差仍然較大，在現(xiàn)貨市場中需要為預(yù)測偏差引發(fā)的平衡成本付費(fèi)，即出力超出部分往往低價(jià)賣出，出力不足的部分往往需要高價(jià)被替發(fā)。從近幾年各地新能源參與市場的情況來看，新能源入市后收益均有不同程度的降低，運(yùn)行現(xiàn)貨市場的地方尤為明顯。新能源入市之后的收益預(yù)期非常不穩(wěn)定，將影響投資主體積極性，是新能源入市之后的一大挑戰(zhàn)。

　　與傳統(tǒng)電源相比，新能源除具有電力價(jià)值，還具有環(huán)境價(jià)值。但由于當(dāng)前消納責(zé)任權(quán)重尚未真正落地落實(shí)，綠電交易機(jī)制與綠色證書制度等配套政策也有待進(jìn)一步理順，新能源的綠色環(huán)境價(jià)值尚未充分體現(xiàn)，全社會消納綠電的積極性無法充分帶動，不利于推動新型電力系統(tǒng)構(gòu)建以及碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)。

　　市場機(jī)制建設(shè)如何?

　　適應(yīng)高比例新能源電力系統(tǒng)的市場機(jī)制體系有待進(jìn)一步健全，是當(dāng)前新能源參與市場面臨的又一挑戰(zhàn)。

　　一是價(jià)格機(jī)制需要進(jìn)一步理順。理順價(jià)格形成機(jī)制，有利于調(diào)動傳統(tǒng)電源提升頂峰能力、調(diào)節(jié)能力的積極性，提升高比例新能源電力系統(tǒng)運(yùn)行的安全性，有利于實(shí)現(xiàn)資源在更大范圍的優(yōu)化配置，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)高效運(yùn)行。理順價(jià)格形成機(jī)制是一項(xiàng)系統(tǒng)工程，不僅需要智慧，也需要決心。2021年下半年以來，我國經(jīng)歷了一輪嚴(yán)重的“電荒”，暴露出電煤價(jià)格市場化與煤電價(jià)格尚未完全市場化而帶來的“煤電頂牛”矛盾問題，國家也正是以此為契機(jī)推動了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革，成為新一輪電力體制改革過程中的里程碑事件。當(dāng)前煤電價(jià)格形成機(jī)制問題得到了較大程度的解決，但包含新能源送受電在內(nèi)的跨省跨區(qū)價(jià)格形成機(jī)制等問題，由于涉及地域多、范圍廣，同時關(guān)系到送受端發(fā)電、電網(wǎng)、用戶各方切身利益以及市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)的權(quán)責(zé)，牽一發(fā)而動全身，改革的阻力比較大，目前仍沒有重要進(jìn)展，是本輪電改過程中公認(rèn)的“疑難雜癥”。

　　二是進(jìn)一步提升電力市場對高比例新能源的適應(yīng)性。118號文已經(jīng)對提升電力市場對新能源的適應(yīng)性提出明確要求，但目前具體落實(shí)不夠，也是造成新能源入市后收益風(fēng)險(xiǎn)加大的重要原因。當(dāng)前中長期交易機(jī)制靈活性和流動性較差，尤其在運(yùn)行現(xiàn)貨市場的地區(qū)難以滿足新能源交易需求，具體表現(xiàn)在以下幾點(diǎn)：第一，中長期交易多為曲線交易，新能源與用戶發(fā)用電曲線難以匹配，新能源企業(yè)為實(shí)現(xiàn)成交，往往在交易曲線方面作出妥協(xié)，導(dǎo)致曲線偏差風(fēng)險(xiǎn)加大。第二，中長期交易品種缺乏標(biāo)準(zhǔn)化，進(jìn)而導(dǎo)致流動性較差，客觀造成一旦成交，很難轉(zhuǎn)讓，進(jìn)一步加大交易風(fēng)險(xiǎn)，目前部分地區(qū)嘗試約定典型曲線的方式提升標(biāo)準(zhǔn)化和流動性，但效果有限。第三，中長期交易多為年度和月度交易，周以內(nèi)的交易較少，連續(xù)滾動交易僅個別現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)進(jìn)行了探索，難以充分適應(yīng)新能源距離實(shí)時運(yùn)行越近預(yù)測誤差越小的特性。第四，一些運(yùn)行現(xiàn)貨市場的地區(qū)，新能源除通過現(xiàn)貨價(jià)格承擔(dān)平衡偏差之外，可能還面臨超額收益回收、兩個細(xì)則、執(zhí)行偏差考核、強(qiáng)制降價(jià)打捆、曲線強(qiáng)制分解等多重“考核”，其中一些考核可能存在重復(fù)性，進(jìn)一步降低新能源入市的收益。

　　不合理行政干預(yù)難題如何破解?

　　現(xiàn)階段電力市場建設(shè)過程中，一些地方因發(fā)展經(jīng)濟(jì)、降低企業(yè)用能成本、招商引資等需要，通過行政手段“限價(jià)格”“搞專場”等方式，向特定企業(yè)分配便宜電等情況依然存在。例如，部分地區(qū)為使不同電力用戶享受到不同的電價(jià)優(yōu)惠，針對特定用戶分批次開展交易，對新能源交易電量、交易價(jià)格進(jìn)行不同程度的限定。不合理干預(yù)本質(zhì)上是將計(jì)劃手段凌駕于市場之上，不可避免地對市場造成了干擾，雖然在短期內(nèi)使部分用戶享受到了電價(jià)優(yōu)惠，但長遠(yuǎn)來看，不利于推動用戶側(cè)承擔(dān)消費(fèi)綠色電力的社會責(zé)任和實(shí)現(xiàn)可再生能源的可持續(xù)發(fā)展，最終損害的是全社會福利。1439號文明確提出，各地不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價(jià)在規(guī)定范圍內(nèi)的合理浮動不得進(jìn)行干預(yù)，國家有關(guān)部門將加強(qiáng)指導(dǎo)，對地方不合理行政干預(yù)行為及時督促整改。破解不合理行政干預(yù)難題涉及重大利益調(diào)整，考慮央地之間、地方不同主管部門之間在電改目標(biāo)、政策導(dǎo)向方面存在差異，仍然任重道遠(yuǎn)。

有關(guān)建議

　　合理設(shè)計(jì)并持續(xù)完善配套政策

　　在我國“雙碳”目標(biāo)、電力體制改革的背景下，盡快明確新能源配套政策的大方向，是推動新能源公平參與市場競爭的基礎(chǔ)前提。

　　一是統(tǒng)籌考慮當(dāng)下實(shí)際和長遠(yuǎn)發(fā)展，優(yōu)化全額保障性收購制度，加強(qiáng)與電力市場建設(shè)的協(xié)同。初期可考慮存量項(xiàng)目保障性收購小時逐步退坡，并明確退坡路徑，盡可能給予新能源企業(yè)政策穩(wěn)定性和可預(yù)期性，在電價(jià)上行周期鼓勵新能源自愿選擇參與市場交易，自行承擔(dān)市場收益和風(fēng)險(xiǎn)。新增項(xiàng)目不再實(shí)施全額保障性收購政策，上網(wǎng)電價(jià)通過競爭性配置方式形成，探索通過政府授權(quán)合約方式與市場銜接，也可自主選擇直接參與交易。完善保障性收購政策成本疏導(dǎo)機(jī)制，考慮能源低碳轉(zhuǎn)型惠及全社會，因保量保價(jià)收購新能源與市場價(jià)格雙軌形成的不平衡資金屬于保障性政策成本，建議逐步向全體用戶疏導(dǎo)。

　　二是進(jìn)一步健全可再生能源消納責(zé)任權(quán)重機(jī)制，加強(qiáng)與綠色證書制度的銜接。優(yōu)化各省區(qū)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)，酌情減少對各地歷史消費(fèi)情況和完成難易程度的考慮，適當(dāng)增加對新能源發(fā)展利用目標(biāo)的考慮，制定更加合理的消納責(zé)任權(quán)重，并把消納責(zé)任權(quán)重落實(shí)到每個用電主體。強(qiáng)化消納責(zé)任權(quán)重剛性約束，對于未完成消納責(zé)任權(quán)重的主體實(shí)施懲罰電價(jià)，激發(fā)全社會綠色電力消費(fèi)潛力，共同承擔(dān)新能源消納責(zé)任。健全綠色電力證書、碳排放權(quán)交易等制度，加強(qiáng)統(tǒng)籌銜接，充分體現(xiàn)新能源的綠色電力價(jià)值，促進(jìn)新能源健康可持續(xù)發(fā)展。

　　提升電力市場對新能源的適應(yīng)性

　　一是進(jìn)一步理順新能源電網(wǎng)電價(jià)形成機(jī)制，減少不合理行政干預(yù)。市場設(shè)計(jì)要為新能源和其他主體提供公平的競爭環(huán)境，不因新能源邊際成本、議價(jià)能力弱低刻意壓低交易價(jià)格，不開展以降價(jià)為目的的專場交易，加強(qiáng)價(jià)格監(jiān)管，充分還原新能源作為電力商品的真實(shí)價(jià)值，依靠市場機(jī)制實(shí)現(xiàn)新能源的經(jīng)濟(jì)消納率。持續(xù)完善棄風(fēng)棄光考核標(biāo)準(zhǔn)，129號文已明確，對于新能源因考慮經(jīng)濟(jì)性不高而通過報(bào)價(jià)自愿產(chǎn)生的棄風(fēng)棄光不納入棄風(fēng)棄光考核，需要推動各地落地落實(shí)，同時逐步將追求95%消納率的政策導(dǎo)向，轉(zhuǎn)化為追求新能源消費(fèi)電量占比的目標(biāo)。加快研究跨省跨區(qū)價(jià)格形成機(jī)制，允許新能源發(fā)電企業(yè)自主選擇與火電打捆，或自主與受端用戶協(xié)商用電曲線，并按照129號文要求加強(qiáng)省間與省內(nèi)市場的銜接。

　　二是完善市場交易機(jī)制，提升對高比例新能源的適應(yīng)性。考慮新能源出力特性，不應(yīng)強(qiáng)制要求新能源企業(yè)簽約較高的年度、月度交易電量比例。中長期交易牽頭部門與現(xiàn)貨市場建設(shè)牽頭部門加強(qiáng)統(tǒng)籌，完善交易機(jī)制，將曲線交易逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)闃?biāo)準(zhǔn)化的中長期交易品種(比如峰谷平單獨(dú)交易或者各時段單獨(dú)交易)，允許發(fā)電企業(yè)、用戶既可買入又可賣出電量，提升中長期交易的流動性，縮短交易周期，提升交易頻次，給予新能源足夠機(jī)會調(diào)整交易合同。現(xiàn)貨市場建設(shè)初期，可適當(dāng)降低新能源偏差考核標(biāo)準(zhǔn)，尤其避免重復(fù)考核。加強(qiáng)信息披露，提升信息披露的及時性、準(zhǔn)確性和信息獲取的便利性，使新能源主體及時獲取充足市場信息進(jìn)行價(jià)格預(yù)測和風(fēng)險(xiǎn)控制。

　　新能源企業(yè)提升自身風(fēng)險(xiǎn)防范能力

　　新能源企業(yè)應(yīng)加強(qiáng)自身能力建設(shè)。一是提升出力預(yù)測能力以及現(xiàn)貨市場價(jià)格預(yù)測能力，結(jié)合日典型曲線、工作日與周末特性、季節(jié)性等特征，分析新能源出力特性以及與價(jià)格曲線的匹配程度，對參與市場風(fēng)險(xiǎn)有總體把控，作為制定市場交易策略的基礎(chǔ)。二是結(jié)合當(dāng)?shù)仉娏κ袌鼋ㄔO(shè)情況制定交易策略，尤其是中長期交易靈活性、現(xiàn)貨市場價(jià)格限值，以及自身對風(fēng)險(xiǎn)的承受能力，確定年度、月度等各個交易周期的交易電量比例，制定對于價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)、偏差風(fēng)險(xiǎn)的對沖策略。例如，可在年度、月度市場將確定能夠發(fā)出的基礎(chǔ)電量以較高的價(jià)格鎖定，在月度以內(nèi)逐步調(diào)整交易曲線，隨著臨近實(shí)時運(yùn)行，盡量逼近實(shí)際出力曲線。考慮到短期和超短期偏差將通過日前市場和實(shí)時市場進(jìn)行買入賣出，盡量不要過早提前鎖定全部電量，以避免為預(yù)測偏差付出過多的平衡成本。綜合考慮發(fā)電經(jīng)濟(jì)收益，必要時可以策略性選擇棄風(fēng)棄光，提升自身收益能力和全社會福利。三是結(jié)合價(jià)格預(yù)測進(jìn)行投資選址。運(yùn)行電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，新能源所在地理位置，很大程度上決定了電價(jià)的走向。因此投資選址非常重要，通常貼近負(fù)荷中心的地區(qū)電價(jià)較高，輸電線路阻塞嚴(yán)重的送出地區(qū)往往是價(jià)格洼地。必要時需要通過市場仿真，測算投資收益率。(本文僅代表個人觀點(diǎn))