觀察 | 充分發揮市場作用促新能源消納
來源：《中國電力報》 時間：2024-06-17 15:43
充分發揮市場作用促新能源消納
中國能源新聞網記者 王睿佳
踐行新發展理念和“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，全力實現“雙碳”目標，新能源發揮著舉足輕重的作用。截至2023年底，我國風電和太陽能發電合計裝機規模達到10.5億千瓦，占總裝機容量的比重達到36%。以風電、太陽能發電為代表的新能源發電將是未來電力系統新增電源裝機的主力。
然而，一邊急需快速發展的新能源扛起促進能源綠色低碳轉型、建設能源強國的重任，一邊卻是隨著新能源裝機規模和占比逐步提高出現了電力消納難的“尷尬”局面。面對新形勢，我國電力市場如何更好地適應電源結構的多元化、綠色化轉變？要滿足新能源大規模消納需求，市場在電力系統中的作用又應如何進一步發揮？這些問題需要各方協同配合，有序解決。
交易量穩步增長打開良好局面
2023年10月12日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合發布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，要求加快放開各類電源參與電力現貨市場。按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。
那么，目前新能源參與市場交易的情況如何？
2019~2023年，我國新能源市場化交易量逐年增長。根據國家能源局披露的相關數據，2023年，新能源市場化交易電量達6845億千瓦時，占新能源總發電量的47.3%。
近年來，我國對新能源主要采用“保量保價”的保障性收購方式，部分新能源占比高的省份以“保障性消納+市場化交易”結合的方式消納新能源。
標普全球數據顯示，我國光伏接近四分之三的帶補貼項目仍以保量保價的方式完成收購；無補貼項目中，近四成電量進入市場交易。從風電項目看，全國帶補貼的風電項目已經有三分之一實現了市場化交易，另外67%左右通過保量保價收購；對于無補貼風電項目，已有接近一半電量進入市場。
交易量的穩步增長為我國推廣新能源參與電力市場開了個“好頭”。
中國能源研究會能源政策研究室主任、北京師范大學教授林衛斌在接受記者采訪時表示：“新能源參與電力市場是新能源大規模高比例發展的必然要求。在新能源發展初期，國家主要通過全額保障收購制度解決新能源電力的消納問題。但是，隨著新能源規模和占比的逐步提高，全額保障收購制度顯然已經無法滿足新能源電力消納的新要求。特別是在‘雙碳’目標下，我國提出了構建以新能源為主體的新型電力系統，這意味著新能源發電要逐步發展成為主體電源，這就要求創新新能源發展機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。”
誠然，當引入市場機制后，可為電力用戶購買綠色電力、實現產品零碳需求提供便捷可行的途徑。未來，電力市場將成為新能源消納的主陣地之一。加快推進新能源市場化交易，真正實現高比例新能源高效利用，勢在必行。
據林衛斌介紹，我國新能源參與電力市場主要有兩個方面：“一是中長期電力市場，包括直接交易、發電權交易和省間外送交易。二是現貨市場。”
“風電、光伏往往‘靠天吃飯’，具有‘極熱無風’‘晚峰無光’等波動性、間歇性特點，需要電力市場具備足夠的靈活性和適應性，不斷優化市場競爭機制和價格傳導機制。”業內專家進一步指出，現貨市場具有更“適合”新能源消納的積極作用，“電力現貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預測等特點，可精準反映實時供需情況，進一步還原電力商品屬性。”
電價下行等問題逐步顯現
在全國實行電力現貨市場試運行的地區中，南方（以廣東起步）、山西、甘肅、蒙西等地已實現常態化運行，其中山西、甘肅等地現貨市場連續結算試運行已超兩年，浙江、上海、江蘇等地均至少開展一次試運行，并且越來越多的新能源主體開始參與電力市場交易。
“隨著新能源全面進入電力現貨市場，相比過去的固定電價，以光伏為代表，其電能量收入很可能顯著下降。”國家電投集團營銷部副主任唐俊擔憂道。
自2021年開始，相關部門對于新建的風電、光伏發電項目將不再給予補貼，實行“平價上網”，相關發電項目僅獲得“煤電基準價”。風光電無法像火電一樣獲取容量、輔助服務收入，在電力市場中只能獲得電能量部分的收入。新能源參與電力市場后面臨電價下行的挑戰接踵而來。
據記者了解，今年以來，山東、河南多地電網午間時段負荷出現“鴨子曲線”，而在2023年5月1日20時至2日17時，山東實時電價更是出現了長達21小時的負電價。兩天的電價曲線里都出現了明顯的谷段時間，并且和光伏發電的時段高度重合。這意味著新能源電力交易價格跌至“地板價”。
除此之外，新能源參與電力市場交易還面臨很多問題。林衛斌總結為三方面：一是新能源綠色價值的實現問題，二是系統靈活性資源的價值實現問題，三是電力電量平衡和電力安全保供問題。
目前，購買、消費綠電的節能減排效益還沒有獲得完全認可，綠電綠證與碳市場等銜接機制尚未健全，使得新能源的綠色價值無法得到充分體現。同時，在新能源高占比的地區，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務費用分攤、系統偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險。
“新能源典型出力和現貨價格特征反向相關，新能源出力高時現貨價格走低，新能源發電匱乏時現貨價格走高，導致多發電量低價賣、欠發電量高價買的窘迫局面。而且當前電力市場中對承擔靈活性調節作用的常規電源價值體現不足，輔助服務補償力度較小、補償機制有待完善，以省為邊界的新能源消納機制還不能滿足未來新能源大規模發展消納的需要，導致新能源電力市場化消納動力不足。”業內專家分析認為。
多方施策充分挖掘市場潛力
破解新能源參與電力市場的挑戰還需各方協調配合，共同施策。
一方面，“新能源企業應首先對電力市場框架和規則有準確認知，在參與市場化交易的過程中，合理申報交易量、交易價格和交易曲線，優化中長期合同簽訂，積極參與綠電交易市場，實現環境價值變現，主動對接有穩定可再生能源消納需求的大用戶，積極爭取高耗能企業等優質用戶，穩定可再生能源PPA價格，以及科學運用電源側儲能優化運行曲線等”。國網能源研究院高級研究員唐程輝建議首先從新能源企業角度出發解決問題。
另一方面，從政府的角度看，近年來，國家相關部門在推動新能源參與電力市場的同時，也在積極創造條件以實現新能源的綠色價值，包括健全全額保障性收購機制、推進綠色電力交易、完善可再生能源綠色電力證書制度和重啟CCER市場等。
對于未來如何更好發揮市場機制作用，林衛斌給出進一步對策：一是加快推進電力市場建設，包括中長期交易市場、現貨市場和輔助服務市場，尤其是要加快推進現貨市場建設。二是逐步完善可再生能源電力消納責任制，明確各地可再生能源電力消納的配額，并明確到消納責任主體。三是構建全國統一的綠證交易市場。通過構建全國統一的綠證交易市場，使承擔可再生能源電力消納配額的企業可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能源消納責任。同時，加強認證機構與綠證交易機構間的信息數據交互，確保綠證僅可以使用一次，避免可再生能源電力的綠色價值被重復計算。四是統籌協調綠證市場和碳市場，避免可再生能源電力的綠色價值被重復開發。五是適時引入差價合約（CFD），對于天然存在出力不穩的新能源發電主體而言，差價合約即是符合其出力特性的中長期合約形式。
責任編輯：余璇
