新能源加速迈入电力现货市场，收益下降风险何解？

“随着新能源全面进入电力现货市场，相比过去的固定电价，以光伏为典型，其电能量收入很可能显著下降。”

10月30日，在中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）举办的新型电力系统沙龙暨“适应新型电力系统的市场机制创新研究”课题启动会上，国家电力投资集团营销部副主任唐俊作出上述表述。

随着中国电力现货市场建设按下加速键，新能源正在加快迈入电力现货市场。

目前，新能源的电量主要分为政府全额收购部分，即国家全额保障消纳的部分，以及保障性消纳+市场化交易部分。山西、甘肃、蒙西、山东现货试点省份已经将新能源纳入电力现货交易范畴。

天风证券数据显示，截至2022年底，国网经营区内新能源市场化交易电量已达到其全部发电量的34.68%。

今年7月，标普全球大宗商品中国电力与可再生能源研究分析总监彭澄瑶在“2023北京大宗商品市场洞察论坛”上提及，目前全国带补贴的风电项目已经有三分之一实现了市场化交易，另外67%左右通过保量保价收购；对于无补贴风电项目，已有接近一半电量进入市场。

从全国光伏项目看，接近四分之三的带补贴项目仍以保量保价的方式完成收购；无补贴项目中，近四成电量进入市场交易。

今年10月，上述两部委印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。

此外，分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。

2021年起，国家对新建的光伏发电、风电等发电项目财政将不再给予补贴，实行平价上网，仅获得“煤电基准价”。由于风光电无法像火电一样为电力系统提供容量、辅助服务价值，因而在电力市场中只能获得电能量部分的收入。

这导致新能源参与电力市场后面临电价下行的压力。

中国电力企业联合会（下称中电联）曾指出，在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。

以价格震荡为例，今年“五一”期间，由于风光发电量大增，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷，山东电力现货市场有两天内共出现了连续22个小时的负电价。这意味着发电企业不仅不能靠卖电挣钱，还需要支付一定的费用给电网或用电方，以将电力卖出。

广东、山西等地电力市场也曾出现地板价“零电价”。

会上专家指出，配套调节资源设施成本，比如强配储，也是影响电站收益的重要因素。

多位会上的专家认为，在新能源电能量收入下降的情况下，推行新能源电力消费强制配额制，以体现新能源的绿色价值尤其重要。

“对于新能源的绿色价值，通过配额制来实现是比较可行的办法。”中国企业联合会规划发展部副主任韩放称。

可再生能源配额制，是以法律的形式，对可再生能源发电市场份额做出的强制性规定，即规定了电力消费中必须要达到一定的可再生能源电量比重。其主要目的是促进优先消纳可再生能源。

2019年，国家发改委、能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重。

这一文件用“可再生能源消纳责任权重”替代了在征求意见稿及以往相关文件中的“配额”一词，强制性有所削弱，且由于可再生能源消纳权重的设定，该机制与绿证市场衔接还有待完善。

“推行新能源电力消费强制配额制是国际通行做法，也是推动国内新能源快速发展的有效手段。“唐俊认为，只有把清洁能源消纳配额分解到各类用户，并设置最低收费标准，同时政府要进行监管，并制定相应的处罚机制，才能够保证配额的有效实施。

唐俊表示，应进一步规范完善绿证交易体系，做好绿电与绿证及电力现货市场的衔接，推行新能源电力消费强制配额制以及统筹协调绿色发展与系统安全的关系。

南方电网公司战略级技术专家、南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政则建议，对不同成本特性电源建立差异化价格形成机制，风、光、水、核等低成本变动机组可采用政府授权合约方式分类确定平均结算价格，并辅以调峰运行激励机制。

（界面新闻）

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