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2022年1月,国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发体改[2022]118号文,简称“118号文”),提出到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。自此,新能源入市节奏显著加快。2023年,全国新能源市场化交易体量接近7000亿千瓦时,占全部新能源发电量的47%,部分大型发电企业新能源参与市场的比例已经超过50%。
新能源入市参与现货交易,以时空价格信号全面反映新能源造成的电力时空供需不平衡关系,是提高新能源消纳利用率和可持续发展空间的不二选择,但新能源入市也面临着项目收益下降、波动难预测、与其他机制缺乏衔接等诸多难题。
在由中国电力企业联合会主办的第二届(2024年)电力市场发展论坛的圆桌讨论环节,来自电网企业、发电企业、交易机构、高校的与会嘉宾围绕新能源入市难点热点问题展开了深入探讨,提出市场设计要以扩大新能源消纳为目标、释放现货价格信号、构建多元化价值体系市场机制等建议。
Q
中国电力企业联合会规划发展部副主任电力市场分会秘书长 韩放:推动我国新能源大规模入市,需要着力解决哪些问题,省间和省内市场在促进新能源消纳和入市方面都有哪些创新实践?
A
国家电力调度控制中心副总工程师 王德林:新能源大规模入市,存在两个方面的问题:一是新能源通过市场要实现更大范围的消纳、提升消纳利用水平,这是市场本身能够解决的问题;二是如何保障新能源能够获取适当的收益,护航新能源长远发展,仅依靠市场可能无法彻底解决这一问题,需要配套出台相关政策。
关于第一个问题,提高新能源消纳水平,现货市场能够起到巨大作用,现货市场峰谷价差很大程度上体现了调节资源的价值,较大的峰谷价差会更有利于新能源进入市场。新能源之所以能够进入市场消纳,实际上是调节资源“让”出了一部分的发电空间,“让”得越多,新能源的消纳就越多。通过加大峰谷价差,能够让调节资源得到适当的补偿,这也是新能源在市场能够更多消纳的原因。目前,我国多数现货市场的限价是0~1.5元/千瓦时,从调节资源来看,即便是比较贵的新型储能,价差达到0.7元/千瓦时就能够盈利。新能源大规模入市的前提是让现货市场尽快在全国范围内开展起来,这对促进新能源消纳意义重大。
关于第二个问题,要让新能源企业有一个稳定的收入预期,这其实不是只靠市场就能够解决的问题,需要政府出台一定的政策支持,比如政府授权合约等方式。在过去新能源发展过程中,项目类型比较多,带补贴的、不带补贴的、平价的、扶贫的等,政府需要统筹考虑,实现平稳过渡。
我国省间市场的前身是富余可再生能源消纳机制,最早所有交易标的都是新能源和水电,其设计初衷本身就是为了促进新能源消纳,但现在又增加了其他的市场主体,包括火电、核电机组等,所有的市场主体都可以参与省间市场。省内市场现在主要是山东、山西、甘肃,有的已经正式运行,有的是连续结算试运行。优化省内中长期交易,原来提的要求主要面向火电机组,年度长协达到90%,但其实这些要求对新能源企业并不“友好”,因为针对新能源的长期负荷预测非常不准确。在山西市场,中长期交易包括年度、季度、月度,直到两三天前的滚动交易,这样可能更有利于新能源入市。在山东,新能源得到容量补偿,风电按照高峰时段的平均出力作为有效容量,光伏按照全天的平均出力作为有效容量,未来新能源参与容量市场也能够得到一定的收益。
Q
韩放:市场是我们解决新能源消纳和生存问题的根本机制,但仍然需要一些场外的政策支持。绿电绿证交易机制是支撑新能源全面入市的必要条件。为了扩大绿电绿证交易规模,促进绿色消费,还有哪些重点工作要完成?
A
北京电力交易中心市场部主任 李竹:通过绿电绿证市场,新能源企业的环境价值得到了充分体现,更加有利于新能源参与电力市场。绿电绿证市场也满足了用户低碳转型、绿色用能的需求,属于发用多方共赢的机制品种。
绿电交易从2021年9月开展以来,截至今年5月,国网经营区域累计交易量已经达到1764亿千瓦时,2024年前五个月交易电量达到934亿千瓦时,同比增长155%。绿证交易2022年下半年起在交易平台开展交易,截至2024年5月,交易量累计达到5899万张,今年前五个月交易3390万张,同比增长了30倍,持续保持高速增长态势。下一步,我们还要开展四个方面的工作:
进一步激发需求。从需求侧发力,现在的绿电绿证交易更多的是自愿性消费,下一步需要提供更多有实用价值的绿电绿证使用场景,比如逐步落实出口认证环节或者国内碳排放抵扣、能源消费总量抵扣等政策,进一步增强大家主动消费绿电的意识和需求。我们也要进一步落实可再生能源消纳责任权重,推动所有的用户公平地承担转型成本。
进一步完善交易机制,包括绿电绿证交易的组织和衔接,丰富绿电交易的组织频度和窗口,为用户提供更加灵活的交易机会。进一步优化跨省的绿电交易机制,尤其是促进东部绿电资源不足地区的用户消费绿色电力。
进一步加强政策衔接,包括绿电绿证之间的政策衔接,绿电绿证和碳市场之间的政策衔接,以及和自愿碳减排市场(CCER)的衔接,促进环境价值的充分体现,同时避免环境价值的重复计算。
进一步加强国内国际标准建设,加强绿电绿证国际互认。目前,国际上对绿电的定义、种类、获取方式都还缺乏全球有共识的通用标准。下一步,希望通过国际标准的建立,推动我国绿电绿证的国际互认。
Q
韩放:从发电企业的视角来看,新能源入市面临哪些挑战?从推动新能源可持续发展的角度,对于政策和市场机制有哪些建议?
A
中国华电集团市场营销部副主任 张东民:作为新能源发电企业,新能源入市面临着“价”和“量”的挑战。目前看来,入市以后新能源的消纳量没有明显的变化,但价格有明显的下降。新能源降价就是利益再分配的过程。换句话说,新能源的价格下降以后,让出来的利去哪儿了?一方面让利给用户,另一方面新能源系统调节成本高,入市消纳需要调峰调频保障,因此让利给调节资源提供者也是合理的。在这一过程中,如何平衡各类主体的利益,确保“谁服务、谁获利,谁受益、谁承担”,是政策制定时应该关注的重点。
新能源入市与其快速发展密不可分。2022年出台的规划目标,到“十四五”末,可再生能源年发电量要达到3.3万亿千瓦时,去年已达到3万亿千瓦时,预计今年会提前完成“十四五”目标。但这也会带来一系列问题,例如局部地区特定时段“电力供大于求”等。从新能源发电企业的角度来看,希望入市后电价降幅不要过大,以免影响到新能源的可持续发展。一个行业如果都赚钱是不正常的,如果有20%~30%赚钱是比较健康的,但要是都赔钱也是有问题的。因此,建议在市场规则制定时要保持“底线思维”。
新能源发展至今,已经成为拉动地方投资的重要支撑之一。有的地方一方面想降低电价拉动经济,另一方面也担心降价会影响新能源的投资和发展,并在其中寻找平衡。所以,新能源企业也要加深认识,在平衡的过程中找到自身的发展和支撑点,找到能够长期健康发展的良好渠道。
Q
韩放:当前,电力市场正在不断健全完善,交易品种更加丰富,交易频次逐渐增加。新能源企业在现货市场环境下生存需要具备哪些能力?现货与中长期市场如何协同完善,从而更好地支撑新能源入市?
A
北京兰木达技术有限公司总经理 朱治中:新能源企业在新的市场环境下需要做好三件事情:
第一是做好“交易全周期发电预测”,以前新能源企业做的是短期功率预测和超短期功率预测,目的是满足“两个细则”考核的要求。在现货市场的背景下,新能源企业需要对传统的功率预测进行升级,以满足现货交易的需要;同时,短期和中期交易对应的新能源发电量预测模型也需要发展和优化,基础来自于新能源场站自身的历史数据积累、多源气象预报数据的研究。总之,针对单一新能源场站的中长期市场和全市场新能源的电量预测模型,都需要花大力气进行研究提升。
第二,不要把“交易”理解为一个名词,这是一个动词。新能源企业电量和电价预测必然存在偏差,知道偏差了需要怎么控制?只能是通过交易调整持仓来规避风险。所以,新能源企业一定要建立适应新能源高波动特性的高频交易能力,时时刻刻针对小时与15分钟颗粒度的电量进行合同仓位调整。但目前,行业在这方面的人才储备极其欠缺,大多数企业还在使用Excel进行交易,在一个人需要覆盖五、六个场站的情况下,还想实现高频交易是不现实的,这一问题不解决的话,新能源高频交易与风险控制就无从谈起。
第三,构筑资源整合能力。保障电量消纳、经营增收的核心是资源整合,即通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”与“新能源+用电”,减少单独预测新能源的难度,方便通过交易在多主体之间进行偏差调整,并抓住更多的交易机会,从而保证交易收益和电量消纳。毕竟,在市场交易策略之外,新能源企业通过自身努力能做到的就是通过“新能源+其他”打捆形成资源整合能力。
当前,预测、交易和调节是新能源企业需要深耕的三大核心能力,但能力的发展必须以市场平台的搭建为前提,当前市场的舞台刚刚成形,还有很多有待优化的地方。
如果没有高频交易的舞台,新能源企业能力再强也发挥不出来。因此,市场需要建立并完善以小时为单位的标准化能量块,摒弃或减少“带曲线的交易”。究其原因,每一类新能源企业的出力曲线都不一样,强制要求所有企业“带曲线交易”会大大地减少市场流动性,要把“带曲线交易”变成单一时段或者少量时段的能量块交易,以此提升中长期市场交易品种的流动性,通过激发充足的流动性来控制风险。
无论是政策研究者,还是市场从业者,很多人还是以计划或原来物理交易的思维来开展中长期交易,对中长期市场的交易电量作出过多的人为限制,一旦出现偏差就要考核或者产生额外的费用。经过简单估算,偏差考核或回收费用大概会减少新能源企业20%左右的收入。理想的情况应该是由现货市场来真正决定发用电量,对中长期电量过多的限制要求应该取消。
现货市场有上下限价格限制,中长期市场也有上下限价格限制,两者的逻辑并没有完全统一,这也会增加新能源的交易风险。例如火电企业可以去报“天花板价”或“地板价”,但新能源叠加了电量偏差的风险,在一定的市场条件下,新能源企业是不敢“赌”的,所以市场的价格限制会限制新能源的交易能力。
最后,为了实现与现货市场的衔接,中长期市场一定要摈弃火电市场和计划经济时代的思维,如果电量预测不准,交易发不出来,表面上是控风险的压舱石,实际上全部是套利行为。这种交易对稳价起不到相关作用。因此,需要设立适应新能源特性的中长期交易品种,真正根据新能源电量能够相对准确预测的时长来确定市场周期。由于气象精准预测能力大约是一周,所以以7天作为新能源的中长期交易周期也许比较合适。
Q
韩放:众所周知,新能源入市是世界性难题,目前还没有放之四海而皆准的通用方案。更早建立的国外市场对于新能源入市已经展开了一些有益探索。国外主要国家有哪些典型经验可供我国借鉴?
A
东南大学电力经济技术研究所所长 高赐威:“新能源”“入市”其实是两件事情:要让电力行业采用市场化的方式运行,需要遵循市场规律,按照市场方式对相关资源进行相应的配置。市场化是我国全面深化改革开放以来所做的完全正确的大事,电力行业正积极参与其中。
而大力发展“新能源”是重要的国家能源环境政策,国外发展新能源是从环境的角度出发的,市场化只是一种手段。所以,不管是中国还是其他国家碰到的问题其实是一样的。新能源一开始成本很高,如果不是因为政策的原因,我们不会考虑发展新能源,因为经济层面没有竞争力。所以,最初发展新能源都需要政府出台扶持政策,不管是在中国还是国外都是如此。
例如德国和中国一开始采取固定价格收购,后来发现市场的关键是要有价格信号,如果用固定价格收购,就无法促使新能源厂商提高与市场相关的技术和预测能力,所以之后改为实施市场溢价补贴,即由市场决定新能源的价格,然后还可以拿到政府的额外补贴,通过这种方式促进新能源入市。对新能源企业而言,政府补贴是一块相对固定的收入,但他们依然受到市场价格的影响,所以依然有动力提升自己的生产效率和改善自身的发电特性。
英国可再生能源差价合约(CfD)是市场上很好的避险工具,通过这种差价合约的方式给予新能源固定的补贴。后来发现如果给的是一个固定的价格,将导致价格锁定,反映供需的市场价格对新能源企业来说起不到引导作用,需要有更好的方式促使新能源能够感知到市场价格变化的影响。而美国采取的更多是可再生能源的配额制。
目前在中国,不管是绿电、绿证、配额制还是市场溢价补贴和差价合约,这些机制都属于舶来品,但是在国内都有相关的应用或落地。比如,国内比较关注政府授权差价合约,主要可以分为两种类型:一是政府的保障性收购,二是以市场化的方式进行购售电。即便是采取保障性收购,新能源的收入也应该受到市场价格的影响,这样市场价格仍然可以起到合理的引导作用。在实践中,要是不参与到现货市场,可能都不知道新能源价值有多低。山东、山西现货市场在新能源出力高峰期出现持续的低电价甚至负电价,这种价格本身并无“过错”,而且这恰恰真实反映出供需不匹配的情况。所以,个人建议采取市场溢价补贴的方式,即新能源的市场价格是最终到手价格的一部分,场外收入的部分需要基于其他原则来设计,可以是政府提出的目标价格和市场平均结算价格之间的差值。
未来,希望政府在出台政策时尽量依托于市场机制,出台具有导向性的政策。比如“新能源强制配储”还有待优化,个人建议用市场的方式引导企业主动配置储能,市场价格应反映供需,新能源场站出于自身利益的考虑,主动配置储能来提高新能源的可预测性,缩短转移电力功率发出的时间,平滑出力曲线等,如此一来,系统的综合运行效率也会大大提升。
Q
韩放:电力系统和新能源产业在参与国际合作方面,特别是“一带一路”国家和地区中都有哪些潜力和机会?
A
博鳌亚洲论坛研究院副院长 曹莉:近期,中东、北非地区特别是海湾国家在新能源产业合作方面表现出强烈意愿。该地区对清洁能源和电力技术的研发和应用需求特别大,发展空间也特别广阔。很多国家风光储量资源丰富,一些地方的太阳能发电成本接近全球最低,未来这些地方通过太阳能发电制氢具有很大的成本优势。储氢发电、特高压输电技术有利于电力的发展和输出,如果海湾国家能够朝着这个方向转型,未来可以把他们富余的电力往北输送到欧洲,或往南输送到非洲其他国家。
目前,我国光伏企业往中东地区供应的主要还是光伏组件和材料,在提供集成解决方案方面还有很大的提升空间。希望未来我国的电网和发电企业能够“抱团”出海,形成一整套的解决方案“走出去”。
中国和海湾国家应对气候变化融资合作前景良好。一些海湾国家的主权财富基金实力非常雄厚,更为重要的是,这些主权财富基金承担着引领海湾国家能源转型的重要任务。中国的中投公司不久前刚与海湾国家投资人设立了中海基金,沙特电力集团新能源公司是丝路基金的重要股东。总之,中东和北非地区有资源、有需求、有资金,中国有技术、有设备、也有资金,双方在落实应对气候变化行动、推动能源转型方面可以展开充分合作。
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