新能源出征电力现货市场 将面临新的风险、机遇与挑战

我国新能源历经了多年来“政策驱动”下的大发展，已走向了“需求驱动”的新起点。自去年9月习近平总书记向世界承诺“双碳”目标，推动新能源发展的政策便频频出台。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：翁爽）

近日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（以下简称《通知》），提出“引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数”。

这是国家层面首次明确新能源参与现货市场。在“双碳”目标指引下，“构建以新能源为主体的新型电力系统”的提出表明中央已明确将新能源定位为主体能源，新能源在能源领域和电力系统中的角色已发生了根本性的变化。

欲戴王冠，必承其重。过去，为了扶持新能源发展，我国以“可再生能源电力消纳保障机制”在政策和法律层面对新能源发电的市场份额做出强制性规定。如今，即便“消纳保障机制”依然有效，但随着新能源发展的加速，这份保障从客观上也越来越难以兑现。“保障性”资源的逐渐退坡，是新能源成为主体能源的必经之路。电力市场化改革的关键领域现货市场向新能源敞开大门，表明新能源发电未来的生存环境、竞争模式、收益方式等底层逻辑将发生系统性的改变。无论是新能源发电，还是处于试点中的现货市场，都将面临新的风险、机遇与挑战。

新能源：市场优胜劣汰倒逼技术路线优化

进入现货市场，对于新能源而言将产生怎样的影响，需要从当下和未来两方面看待。

当前，新能源仍然被作为单向激励、给与保障措施的产业来对待，各种资源加持、政策设计，都围绕着促进可再生能源的投资消纳来进行，至少在相当一段时间内，新能源仍然享有一定的保障利用小时数。在保障利用小时数保底的基础上，拥有进入市场的机会，便拥有了增发电量的可能性。《通知》对于新能源项目进入市场的比例确定为10%。业内人士认为，10%是一个以稳妥起见的考虑，一方面避免短期内新能源大量进场对市场运行造成冲击，另一方面推动新能源循序渐进地进入市场，给新能源发电企业做好更充分的准备留出了窗口期。由于新能源发电边际成本低，在保障性收购之外，一部分有可能出现弃电风险的电量进入市场，对于新能源项目收益和新能源整体消纳而言，将是一个利好的消息。

着眼长远，新能源跃升为主体能源后，进入市场的规模将对标当前的传统能源，其投资决策考虑的因素将更为复杂。目前，在新能源装机规模较大、消纳能力有限的省份，其自行设置的新能源发电最低保障性收购利用小时数大幅低于项目实际可发小时数，全额保障性收购制度逐渐难以为继，固定电价、相对确定的利用小时数、可预期的项目收益将逐渐远去。因此，尽管10%只是一个相对保守的试水之量，但传递出的信号十分明确，未来越来越多的新能源电量参与市场化交易将是不可逆转的趋势。新能源项目的激励模式将发生本质改变，未来新能源的投资收益可能会面临更大的不确定性。

在首批电力现货市场试点中，已有省份对新能源项目参与市场交易进行了一定程度的开放。对新能源的投资者而言，不确定性意味着风险和挑战，但通过市场机制的资源优化配置功能筛选出优质和高效的项目，将有利于全行业、全社会的成本最小化和福利最大化。

“未来这种投资不确定性带来的风险和挑战体现在两个层面：一方面是与项目自身条件及其竞争力有关的因素，主要包括资源、规模、建设成本、发电能力、技术路线等；另一方面需要考量的是与其竞争环境有关的因素。当新能源发电逐步成为基础电源，其成本、价格的参照对象也会相应发生变化。随着以煤电为主的常规火电的定位与作用的转变和发电成本增加，新能源在电力市场中要竞争的对象也将由传统常规电源逐步转向新能源之间的竞争。因此新能源项目在投资考量和财务分析方面应充分关注电源集中度与其竞争能力、市场整体饱和度与消纳能力、电网接入与输送能力、系统灵活调节资源与配套能力、市场化运营及公平竞争环境等诸多因素。”中国产业互联网发展联盟能源互联网专委会主任曾伟民说。

可再生能源有别于常规能源的技术特性，不仅将给电力系统带来巨大的扰动，也将使现货市场价格的波动更加剧烈，同时，在“双碳”目标推动下，新能源与传统能源此消彼长的趋势将逐步明显，当传统能源逐渐退出基础电量的市场竞争中，市场建设首要解决的问题便是如何调动足够的灵活性资源来应对大规模新能源电量入网，支撑起以新能源为主体的电力系统。中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟表示，新能源在系统中的定位上升成主体能源后，需要以常规能源的视角来衡量其功能与作用，主动为电力系统的安全可靠和高效运行作出贡献，这包括提供各类辅助服务，乃至备用容量，电力系统不再是被动地、单向地接纳新能源电量，而是要根据系统运行的需求和成本，来决定调用哪种资源。从目前来看，新能源在现货市场获取收益的主要渠道仍是电量销售，但未来新能源的发展需要更具有系统视角，在市场中提供多种服务、拓展多种盈利方式，新能源在竞争性市场中的议价能力，取决于其资源的稀缺程度，这要求新能源提高自身灵活调节能力，也要求市场必须要完善建立并高效运转起来，才能使新能源，以及其他电源品种在市场中均可获得合理的盈利空间。

此外，从实操层面来看，新能源参与现货市场竞争性交易涉及的许多具体问题在《通知》中尚未明确。“比如10%的竞争性交易电量是增量还是存量项目？对于不同时期、不同性质的项目是否有区别对待？全寿命周期及保障收购小时数的具体定义或计算方法是怎样的？尽管以上这些都不是大的原则问题，但是要从定量和实际操作的角度来看，这都是要面临的实际问题。能源转型也好，电力市场化改革也好，我们很多问题已经有了定性的说法，但缺少定量的考量，因此一旦进入到实操层面就可能会遇到很多棘手的细节问题。这也说明深化改革的过程是一个不断探索和逐步完善的过程。”曾伟民说。

现货市场：扭曲的价格信号无法反映供需状态

对于试点中的现货市场而言，高比例新能源进场的挑战尚未到来，眼下的问题已是层出不穷：去年5月，山东电力现货交易试运行4天产生近亿元不平衡资金；今年年初，甘肃现货市场频频出现极端价格被叫停；今年4月，山西因突发天气造成新能源出力快速下降，现货市场实施了2小时熔断措施；5月，广东现货市场因供需失衡，价格一路高涨，136家售电公司共亏损5.16亿元……尽管“症状”各异，但“病根”在于市场建设缺少成熟的、统领性的顶层设计。

通过几年来的现货试点试运行，市场中的问题慢慢凸显，现货市场与中长期市场缺乏衔接、用户未进入市场价格无法传导、产品体系的构建不合理、不全面，种种因素都制约着现货市场发挥其应有的作用。现货市场的本质作用是通过价格来引导电力资源的优化配置，但电价的充分波动必将带来一定的市场风险，给市场主体带来考验和警醒。以近期广东现货市场的价格风波为例，当现货价格频频触及天花板，批零倒挂风险加剧，售电公司亏损严重。是限制价差保护售电公司，还是尊重市场让价格充分反映供需？广东现货市场面临着骑虎难下的抉择。

“在这种情况下，如果信任市场，对电价的作用有足够清晰的认知，就应该允许价格上涨。如果供应不足还不允许涨价，那么市场就失去了它的意义。经过这几年的试点，市场中出现的问题已经很清晰了。”冯永晟说，“既需要价格信号引导资源优化配置，又担心市场产生剧烈价格波动引发风险，这是我国电力体制改革中面对市场的矛盾心态，这种心态普遍地存在于各个地区的试点之中。这是正常的，可以理解的，这恰恰构成了我们强调科学选择市场模式，完善市场设计的基本依据。实际上，这些问题可以在市场的初始设计中科学设置解决方案，比如合理制定现货市场价格上限，避免市场运行的失控；比如合理设计市场交易体系，多元化收入来源，平滑价格波动等等。但基本框架一旦制定，就绝不应遇到风吹草动就随意叫停市场，而应在运行中动态完善。”

新能源与传统能源此消彼长，未来电力新增装机将以新能源为主。“新能源具有‘大装机、小电量’的属性和随机性、波动性、反调峰特点，以新能源为主体的新型电力系统则具有典型的‘双高、双峰、（供需）双随机-特性’。与传统电力系统相比，新型电力系统中新能源在电源结构中占据主导地位，形成‘大电源、大电网’与‘分布式、小（微）电网’兼容互补的电力供应和系统运行新格局。由此构成了在供需平衡、系统安全、消纳保障和灵活调节等诸多方面的重大挑战。与此同时，建设完善与新型电力系统配套的电力市场及运营机制同样必不可少，包括完善价格机制、激励机制、竞争机制、市场规则、公平环境和法制监管。两者相辅相成、共同支撑，并与碳市场协同耦合发展，方能实现我国‘双碳’目标下的能源电力结构转型和高质量发展。”曾伟民说。

政策的保驾护航和市场的优胜劣汰，是一枚硬币的两面，有对立，亦能统一。市场建设的推进尽管有些坎坷和缓慢，但渐进向前的过程或可使改革试错付出的代价更加可控。“把握市场化改革的进程和尺度是一个至关重要的命题。比如快速全面放开的市场化，或完全交由市场发挥自我调节与修复能力也许不失为一条快速推进改革的路径，但市场的修复能力一般会滞后，由此可能会付出较为沉重的代价，甚至走弯路，这种代价或许需要更加漫长的时间来弥补。我国的电力市场建设一路走来虽然遇到不少困难与波折，但总体来说方向正确、稳步推进，还是具有较强纠偏能力的。”曾伟民说。

如果说前几年里，市场化改革是在试错中发现问题，那么在“十四五”期间，应针对市场中出现的突出问题，基于未来的场景理顺市场机制，制定系统性的解决方案，从而推动“双碳”目标在全社会成本最小化的基础上得以实现。

冯永晟指出，在现货试点中，价格的传导机制，是市场运行中的一大“堵点”。这其中固然存在保民生、降低实体经济用能成本等更高层面的考量，但对电力用户的保护需要有边界，这一边界的关键点在于让用户感知到价格变化，并由此改变用电行为。电力作为一种二次能源，提供给用户的是行业中各种要素综合投入下形成的复合产品，市场价格需要反映出生产电力的整体成本，并且传递给电力用户，换言之，要让电力用户能够真实地感知到所用电力的成本。只有在价格传导畅通的情况下，才能引导用户科学、合理地用电，才能真正使节能减排的责任与每个个体紧密相连。市场如果因为行政干预而扭曲了价格，那么影响到的是整个经济体感知成本的失灵，进一步导致全社会经济效率的降低，使整个社会福利出现更大损失。既要发挥市场作用，又要在一定程度上保护电力用户的利益，在批发市场的层面就应内嵌出一套机制，控制用户所能承受的最高的成本。

在此前的现货试点运行中，现货电价由发电侧单边决定，用户侧不参与报价，或报量不报价。此次出台的《通知》中提出推动“用户侧参与现货市场结算”，这将是现货市场建设继续推进的一大亮点。一个成熟的市场，必然是供求共同参与的市场。“用户必须要参与结算，才能通过价格引导供需，而非仅引导供给方一侧。现货市场建立的初衷是通过现货价格去引导需求侧，从而释放需求侧资源，在一定程度上改变传统‘源随荷动’、发电侧单方面根据负荷变化调整的系统运行模式，从而助力新型电力系统的构建。只有让用户参与决策了，才是真正在系统层面上实现了供求平衡。”冯永晟说。

当前，中央已将碳达峰与碳中和目标纳入生态文明建设整体框架，一场从根本上再造中国经济基础的巨大革命正在开启，今年政府工作报告大力倡导充分利用市场化的手段来促进碳减排与经济社会的协调发展，碳市场、用能权交易市场等加快推进。发电行业是首个纳入全国碳市场的行业。碳市场作为电力市场的上游市场，其运行效率与电力市场的成熟与完善密切相关。“这其中涉及到碳价向电价传导的问题，如果碳市场建立起来，且碳价较高却无法通过电价传导出去，就会压缩整个发电行业的利润，折损其投资热情，进而导致我们面临更大的缺电和限电风险，从这个角度来看，电力市场的建设成败也关系到碳市场的有效运行，乃至‘双碳’目标的实现。”冯永晟说，“较之钢铁、煤炭、水泥、建材、有色金属等市场化程度更高、价格传导更加顺畅的行业，电力行业首批进入碳市场实际上对碳市场形成的制约是最大的。因此加强电力市场与碳市场的衔接联动，协同推进，形成电价与碳价有机融合的价格体系是实现‘双碳’目标的当务之急。”