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“當前電力交易發(fā)生了很大變化。過去，我們新能源電站的電力市場收益就等于上網電量乘以固定電價，但是現在等號變成不等號了，無論是電力市場、上網電量還是固定電價的內涵都變得比以前豐富多了，這給我們帶來了新的挑戰(zhàn)。”

CPIA（中國光伏行業(yè)協(xié)會）名譽理事長王勃華在2月16日舉行的“光伏行業(yè)2022年發(fā)展回顧與2023年形勢展望研討會”上發(fā)表主旨報告時作出上述表示。他強調，電力市場交易給光伏發(fā)電收益帶來不確定性，這是未來行業(yè)亟需面對的問題。

2022年，中國光伏行業(yè)交出了一份滿含“高光”的成績單。根據王勃華在會上公布的數據，2022年我國光伏制造端產值（不含逆變器）超過1.4萬億元，同比增長95%以上；新增裝機87.41GW，同比增長59.3%。然而，諸多變化也給行業(yè)的市場空間預期帶來影響。

一位在東部從事新能源投資人士直言：“按照現在的電網消納和輸送水平，如果進入電力市場，（很擔心）光伏行業(yè)收益率會爆降，不得不未雨綢繆。”

多位專家亦圍繞新能源進入電力市場的現狀和前景，在研討會上分享了最新數據和觀點。

保障性收購量價齊降 電力市場化交易在即

發(fā)出的電能否得到消納，一直是新能源大規(guī)模發(fā)展面臨中的核心問題。這是因為新能源“看天吃飯”的先天屬性使其帶有間歇性、波動性的出力特征，而電網又要保持電源和負荷的實時平衡。

北京電力交易中心新能源交易部主任張顯分享的數據顯示，近三年，我國新能源發(fā)電利用率一直保持在95%以上，2022年新能源發(fā)電利用率為97.28%。除了青海等少數省份由于新能源占比高、當地用電需求較低使得新能源發(fā)電利用率不達95%外，其余省份均處于較高水平。

而從消納方式來看，新能源發(fā)電又分為保障性收購和市場化交易兩種主要途徑。張顯透露，近三年，國網經營區(qū)新能源保障收購小時數逐年降低，未來還將逐步推動新能源保障收購小時數以外電量全部進入市場。

除了降量以外，各省的新能源保障性收購價格也在降低。張顯提供的數據顯示，2022年國網經營區(qū)風電保障性收購價格為0.361元/千瓦時，光伏保障性收購價格為0.355元/千瓦時，較2020年分別下降0.008元/千瓦時、0.001元/千瓦時。

與此同時，新能源市場化占比穩(wěn)步提升。2020年到2022年，新能源市場化交易電量分別為1317.80億千瓦時、2136.57億千瓦時、3464.94億千瓦時，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時期，新能源市場化交易價格也逐年升高。近三年國網經營區(qū)光伏市場化交易價格分別為0.141元/千瓦時、0.221元/千瓦時、0.235元/千瓦時。

除此以外，是否分攤輔助服務費用也是影響新能源收益的重要因素。

據張顯公布的統(tǒng)計數據，目前天津、山西、山東等16家單位新能源需分攤輔助服務有關費用，湖南、河南、遼寧、吉林、黑龍江、蒙東、寧夏7家單位的輔助服務費用分攤較高，且度電分攤水平較高。這主要是因為系統(tǒng)調節(jié)壓力大。其中，黑龍江輔助服務分攤費用和度電分攤水平最高，為0.18元/千瓦時，這主要是因為新能源占比高，且常規(guī)機組調節(jié)性能較差，疊加供熱期間供熱機組增出力，導致調峰壓力巨大。而北京、天津、上海等11家單位暫未分攤輔助服務費用。

低電價或更頻繁 亟需完善市場機制

雖然新能源進入電力市場消納是大勢所趨，但無論是從政策層面的市場機制設計，還是企業(yè)層面的參與模式，目前都沒有形成一套完善的解決方案。

遠景智能電力交易專家龔昭宇長期從事電力市場設計及咨詢工作。他表示，基于此前風場經營經驗來看，許多地區(qū)普遍存在新能源發(fā)電現貨交易價格低于燃煤電價的現象，以至于大部分風場都難以達到過去標桿價格結算收益。“不過，這種低價并不一定就意味著虧損，只能說相較于標桿電價不那么賺錢了。”

而從去年多地零星披露的電力出清價格來看，現貨市場不僅使得部分時段的交易電價過低，甚至出現了“零元電價”“負電價”的窘境。

例如，2022年3月4日11時13分，山西新能源發(fā)電出力創(chuàng)歷史新高，達到2216萬千瓦，占當時全省發(fā)電出力的61.3%。當天，山西電力現貨市場日前和日內出清價格有17個小時左右處于0電價。

國網能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所主任工程師王彩霞認為，短期來看，負電價對新能源企業(yè)、常規(guī)火電機組、購電用戶等市場主體影響均不大，有利于激勵系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。長期來看，隨著新能源裝機持續(xù)增加，低電價現象會更加頻繁，長期低電價不利于傳統(tǒng)機組在電能量市場中可持續(xù)發(fā)展，需盡快建立健全容量充裕保障機制。

王彩霞表示，優(yōu)化完善電力市場設計以適應高比例新能源進入電力市場，也是歐美等成熟電力市場建設面臨的主要問題。“電力市場是未來電力系統(tǒng)發(fā)展的關鍵因素，但當前電力市場的核心設計始于十多年前，基于化石燃料發(fā)電為主的電源結構，需要對電力市場設計進行審視，確定其是否需要改革，能否滿足建設清潔、安全可負擔的電力系統(tǒng)的要求。”

據她介紹，為了應對全球各地常態(tài)化出現“負電價”現象，目前歐美主要國家新能源均通過“市場+政策”的模式進入電力市場參與市場交易。例如，德國、西班牙、丹麥等基于固定溢價補貼政策，推動新能源參與中長期、現貨等各類市場；美國基于可再生能源配額制，對新能源項目給予一定的生產稅收和投資稅收減免，推動新能源參與市場。

盡管如此，由于國情不同，別國采取的電力市場制度并不能“拿來就用”，而在包括分布式能源如何參與市場在內的細節(jié)問題上，國際上仍無成熟模式可借鑒。

綠電將成“全村的希望”？

值得注意的是，多位專家都在提及新能源參與電力市場面臨收益不甚理想時，談及綠電綠證交易機制，將其稱為凸顯綠色電力環(huán)境價值的有力方式。而現貨市場，則主要對應的是電能量價值。在這層邏輯下，新能源電站理應承擔電量不穩(wěn)定所帶來的代價，而環(huán)境價值則依靠綠電綠證交易來獲得。

然而，對于新能源企業(yè)而言，目前的綠電綠證市場尚不足以支撐這一想象。

“想法很美好，現實很殘酷。”龔昭宇表示，很多新能源運營企業(yè)都希望把電力通過綠電或綠證的方式把電賣出去，從而獲得穩(wěn)定收益，對沖電力現貨交易帶來的收益風險。但現實是，一方面，目前國內沒有那么大的買方市場，畢竟買方要為此付出電能量價格之外的溢價 ，而綠證、綠電本身還未和碳排放權產生聯(lián)動，無法推動更多企業(yè)主動采購綠證或綠電。另一方面，當企業(yè)把一部分電量以綠電的形式銷售出去以后，證電合一的特性使得這部分電量必須由調度進行分解并物理執(zhí)行，這部分電量只能在現貨市場和綠電市場中二選一，對電站來說可能進一步擠壓現貨中的合約結算曲線。因此，如何參與綠電綠證交易、綜合來看怎樣最優(yōu)，新能源企業(yè)還需要全盤考慮。

中國電力企業(yè)聯(lián)合會的公開數據顯示，2022年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量52543.4億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重為60.8%。省內交易電量合計為42181.3億千瓦時，其中電力直接交易40141億千瓦時（含綠電交易227.8億千瓦時、電網代理購電8086.2億千瓦時）。對比可見，綠電交易規(guī)模在電力交易中占比仍然較小。

現貨市場電價不穩(wěn)、綠電交易規(guī)模不大的現況，也在一定程度上影響了投資者的決策。

一位在廣東從事新能源投資人士表示，他認為像廣東產業(yè)結構趨于高級、能耗需求相對較低的地方，隨著新能源裝機擴大，綠電價格也會隨之降低。“我們規(guī)劃的一批項目預計在2025年投產，進入電力市場套利階段?，F在廣東新能源按照0.453元/千瓦時實行全額保障性收購，只有少量風電、光伏進入綠電市場，未來大家都進入電力市場可能電價要降到兩毛多、三毛多。‘躺賺’的時代過去，我們必須要多種渠道開發(fā)光伏電力價值了。”

王勃華也表示，電力現貨市場交易與中長期長協(xié)交易有較大的不同，顛覆了以往的商業(yè)模式。未來在現貨市場體系下，電價將隨時間和空間發(fā)生變化，光伏企業(yè)要打破固定電價銷售電量的盈利模式，探索光伏發(fā)電參與市場化電力交易的第二成長曲線。

原標題：新能源進電力市場告別“躺賺”？專家熱議得與失