隨著電力市場化程度逐步提高，何時“入市交易”成為懸在許多新能源發(fā)電企業(yè)心中的一塊大石。而這也或將給其2023年及今后的業(yè)績表現(xiàn)帶來直接影響。

這種心態(tài)變化背后的一個重要原因是，過去一年間，電力現(xiàn)貨市場建設按下加速鍵，同時敲定了新能源的入場節(jié)奏。

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去年2月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》在總體目標中明確：到2030年，新能源全面參與市場交易。11月，國家能源局發(fā)布的《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》在近期建設主要任務中再次提到：穩(wěn)妥有序推動新能源參與電力市場，并與現(xiàn)有新能源保障性政策做好銜接。

我國電力現(xiàn)貨市場的提出由來已久，2015年《關于推進電力市場建設的實施意見》就提出要“逐步建立以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制”；2018年我國啟動首批電力現(xiàn)貨試點，包括8個地區(qū)，隨后2021年又新增第二批試點。

經歷了數(shù)年的投石問路，目前我國電力現(xiàn)貨市場即將從試點走向全面鋪開。多份行業(yè)研報認為，這將使得電力行業(yè)的建設成本、燃料成本和調節(jié)成本向下游傳導的機制逐漸順暢。然而，與這種樂觀情緒相對的卻是，許多新能源企業(yè)和投資者尚未做好準備。

一位央企新能源投資人士對第一財經表示，一個大型的集中式電站，投資規(guī)模在幾億到十幾億元，對于這種重資產投入，企業(yè)不追求高收益，而是更看重它的穩(wěn)定性，每年維持7%到8%的收益率即為可觀。但是進入電力市場以后，電價或高或低，不好計算，這就很難得出準確的收益率了，投資風險勢必加大。“雖然目前我們投資運營的風力和光伏電站，幾乎沒有參與電力現(xiàn)貨市場的，但是我們也在密切觀望發(fā)展情況。”

入市后，電價與收益風險陡增

新能源入市前，在全額保障性收購制度下可以享受“保量保價”政策，即電量方面優(yōu)先消納，電價方面享受政府定價，大部分存量項目還享受度電補貼，收益基本上由實際上網電量決定，具有相對穩(wěn)定的收益預期。

然而，新能源入市之后，盡管電量方面相對來說仍然可以優(yōu)先消納，電價與收益卻面臨較大風險。對于已經走進電力現(xiàn)貨市場的企業(yè)而言，這種困頓尤為明顯。

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，他告訴記者，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(xiàn)貨結算度電均價低于燃煤電價的現(xiàn)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(xiàn)貨市場不僅使得部分時段的交易電價過低，甚至出現(xiàn)了“零元電價”“負電價”的窘境。

錦宏能源數(shù)據顯示，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(xiàn)貨市場日前和日內出清價格有17個小時左右處于0電價。

錦宏能源分析稱，與廣東電力現(xiàn)貨價格由動力煤價格決定不同，山西電力現(xiàn)貨試點的市場出清價格基本由新能源出力大小決定。在新能源發(fā)電出力大量富余時段，出清電價基本持續(xù)維持在地板價；反之，在新能源發(fā)電出力小，需要火電頂峰運行時段，往往會出現(xiàn)價格尖峰。“在高比例新能源電力現(xiàn)貨市場中，新能源大發(fā)時出清電價為0幾乎毫不稀奇。而且如果沒有特殊干預，可以預見0電價持續(xù)時間將會越來越長，也會在更多省份上演。”

一位大型集中式光伏電站運營人士告訴記者，為了滿足發(fā)電要求，西部某些時段甚至出現(xiàn)了負電價，這是因為企業(yè)需要“虧本”從現(xiàn)貨市場買電以補足應發(fā)而未發(fā)的電量。

上述人士分析稱，長期來看，新能源電站的交易風險主要由三方面導致：一是電力交易價格隨行就市。現(xiàn)貨市場中，市場分時價格波動則更大，風險加劇。二是新能源出力的波動性、間歇性，導致其發(fā)電出力曲線難以與用電曲線相匹配。負荷高峰賣高價的電量相對較少，負荷低谷賣低電價的電量卻相對較多。三是新能源出力預測偏差較大。在現(xiàn)貨市場中需要為預測偏差引發(fā)的平衡成本付費，即出力超出部分往往低價賣出，出力不足的部分往往需要高價被替發(fā)。這就導致許多企業(yè)在新能源入市后收益均有不同程度的降低，尤其是運行現(xiàn)貨市場的地區(qū)。

如何合理規(guī)避風險？

作為國家發(fā)展重點的新能源，現(xiàn)有的電力市場交易機制能順利解決其消納問題、合理體現(xiàn)綠色溢價嗎？

華北電力大學能源互聯(lián)網研究中心副主任王永利對第一財經表示，電力現(xiàn)貨市場并不能完全解決可再生能源消納問題，現(xiàn)貨市場本質是發(fā)現(xiàn)合理價格，充分反映市場供需關系，現(xiàn)貨市場的合理設計機制可以引導和促進風電消納。在我國，這些機制并非單一現(xiàn)貨市場可以完全解決，需要多層級市場協(xié)調配合，如輔助服務市場、容量市場、金融衍生品市場等。

龔昭宇表示，目前各地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場試點仍處在探索階段，現(xiàn)行的機制也不代表未來必然的發(fā)展方向。例如，在大部分省份，扶貧光伏項目和分布式光伏項目還未進入到現(xiàn)貨市場中。對于是平價項目還是補貼項目進入現(xiàn)貨市場，各地也有不同看法。比如，山西是一開始僅允許補貼進現(xiàn)貨，但山東、蒙西、甘肅是平價和補貼都進現(xiàn)貨；河南當前是僅允許增量的平價新能源項目要進現(xiàn)貨，而青海是平價無補貼和競爭性配置新能源項目不進現(xiàn)貨。

除此以外，有關新能源是否有容量補償，各地也不盡相同。山東的新能源電站由于有容量補償，其次不限制中長期合約電量比例，新能源中長期交易靈活，在夏季基本能實現(xiàn)收益高于基數(shù)模式的新能源場站。而其他省份還有待跟進。

信達能源專題研報提出，現(xiàn)貨市場、輔助服務市場帶來收益率下行風險，其本質是新能源給火電等可控機組繳納調節(jié)服務費。但綠電市場帶來環(huán)境溢價，未來政策或將在兩個市場間做平衡，給予新能源發(fā)電相對合理的收益率。

“電量價值與環(huán)境價值分別獨立定價或為較好模式，但目前綠電市場將兩類價值合并定價，市場機制仍待理順。”上述研報稱。

而在更完善的市場化機制出臺前，新能源企業(yè)仍有一定的作為空間。

龔昭宇認為，盡管面臨收益滑坡的風險，但當前新能源企業(yè)其實并不能選擇不參與。“這是大勢所趨，短期可以不進，比如山東、廣東和湖北等可以依賴基數(shù)電量，但未來都要放開的。國家也需要電力現(xiàn)貨市場來消納新能源，保障電網安全，國家需要電力現(xiàn)貨市場以經濟最優(yōu)的方式來消納新能源，保障電網安全，通過有效的價格信號來引導新能源投資建設等。”

他建議，對于新能源企業(yè)而言，首先要了解未來的必然趨勢，認知到自身電能量價值、容量價值和綠色環(huán)境價值的多元性，不要局限于“賣電”這一環(huán)，從更多維度回收成本支撐自身的發(fā)展。其次，企業(yè)要積極提高自身的交易決策能力，太多的虧損實質上是交易能力不足、人為失誤等原因造成的。而在機制層面，他呼吁，能夠盡快構建如容量市場、需求側響應、轉動慣量等適用于高比例新能源的新交易市場，以及完善新型市場主體的參與方式，更好地激勵新型市場主體發(fā)展。 

標簽： 新能源消納 電網安全 電力現(xiàn)貨市場 綠電市場