新能源“入市”勢在必行 光伏發(fā)電市場化交易還面臨哪些難題?

　　2025年初步建成全國統(tǒng)一電力市場體系，2030年基本建成全國統(tǒng)一電力市場體系，新能源全面參與市場交易——這是我國電力市場未來發(fā)展的愿景之一。

　　而電力市場改革其中的關鍵一步便落在了新能源肩上，這使得光伏發(fā)電如何參與，成為討論最熱烈的話題之一。

　　根據國家能源局發(fā)布的數(shù)據，截至2023年上半年，光伏累計裝機規(guī)模超過712.93GW，成為我國裝機規(guī)模第二大電源。

　　事實上，我國已有光伏電量參與市場交易，但參與程度并不一致。

　　數(shù)據顯示，2023年我國新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47.3%。但由于光伏發(fā)電具有波動性等特征，因此要從“部分參與”到“全面參與”電力市場的過程中還面臨著問題與挑戰(zhàn)。

　　在國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗看來，光伏發(fā)電參與市場化形式，需要明晰新老政策邊界，建議開發(fā)企業(yè)可以合約方式參與市場，同時鼓勵“光伏+儲能”、虛擬電廠等發(fā)展。

　　消納、度電收益等存在不確定性

　　回望2024年上半年光伏參與市場的現(xiàn)狀，時璟麗將其概括為綠電交易顯著提升和現(xiàn)貨市場推進速度加快。

　　數(shù)據顯示，2024年1~5月，我國綠電綠證交易量超1871億千瓦時，同比增長約327%。其中，綠電交易電量1481億千瓦時;綠證交易3907萬張，對應電量390.7億千瓦時。

　　“從參與市場的形式上來看，目前中長期市場仍然是參與電力市場的主流，但是今年的特征是現(xiàn)貨市場推進的進度明顯的加快。”時璟麗指出，例如4月份湖北電力現(xiàn)貨市場第二輪長周期結算試運行，6月份山東電力現(xiàn)貨市場也開始正式運行。

　　值得注意的是，在國家政策已經明確提出要有序實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋的背景下，即使未明確具體時間，時璟麗認為將國內各地區(qū)結算試運行等情況考慮在內，預計最近一兩年之內就可以實現(xiàn)這個目標。

　　然而，光伏發(fā)電的市場化過程中最直接問題就是收益和電量的穩(wěn)定性問題。

　　“原來我們做光伏發(fā)電項目整個投資的收益預期，包括金融機構來做預期的話，電量和價格相對固定，整個投資的成本都是非常透明的，相對好進行測算?，F(xiàn)在在參與市場化的形勢之下，無論是消納，還是電量、收益都面臨著不確定。” 時璟麗分析。

　　一般而言，光伏伏發(fā)電的收益可以從綠色環(huán)保屬性價值、容量價格和電能量價值三個方面來看。

　　“雖然綠電綠證的交易量也是呈現(xiàn)一個指數(shù)增長這樣的情況。但是價格方面最近幾個月迅速走低，六七月份綠證的交易價格基本上折合為每度電7厘錢。”時璟麗認為，目前其實際的價格已經嚴重背可再生能源的清潔環(huán)境屬性的價值。而這一問題的破局點就在與，要體現(xiàn)我國可再生能源消納保障機制消納責任權的約束力。

　　此外，光伏發(fā)電參與市場最主要是要體現(xiàn)得就是其電能量價值。

　　“從今年每個月的代理購電價格來看，幾乎所有省份的代理購電的平均價格相對于燃煤基準價都是要高的。但為何光伏發(fā)電參與市場仍然感到被動，主要就是白天集中大發(fā)時段價格非常低。”時璟麗表示。

　　此外，分時電價政策亦在影響市場化收益。

　　自2021年以來，分時電價政策開始實施，范圍不斷擴大。以今年為例，已有10多個省份調整分時電價政策，拉大峰谷電價差距，并增加中午谷段的時長。

　　光伏發(fā)電市場化交易難題如何破?

　　電力市場化改革著力點之一是有序推動新能源進入市場，這需要明確新能源參與市場的方式和路徑，健全可再生能源消納責任制度等。

　　那么，光伏發(fā)電參與電力市場化交易時所面臨的難題應該如何破解?對此，時璟麗提出了一些建議。

　　“首先要明晰新老政策的邊界。”時璟麗指出，今年投資建設的新能源的光發(fā)電的項目跟前年投資的建設性能，不在同一起跑線上，如果無差別的要求推入到現(xiàn)貨電力市場，老項目無法與新項目爭。

　　其次，考慮以合約方式參與市場。時璟麗建議，開發(fā)企業(yè)可選擇直接參與市場或合約參與市場方式。這其中，合約是通過競價簽訂PPA(Power Purchase Agreement，長期購電協(xié)議)，形成的偏差資金則由一定電網區(qū)域內全部工商業(yè)分攤。

　　需注意的是，今年1月份，廣西曾發(fā)布相關政策文件，將“政府授權合約價格機制”引入至新能源上網電價。5月份，浙江也提出“無國家補貼的風電、光伏發(fā)電企業(yè)參與綠電交易電量，通過雙邊協(xié)商、集中競價等方式投放，投放價格為年度市場交易參考價，并全額分配政府授權差價合約。”

　　但時璟麗指出，現(xiàn)有的政府授權差價合約模式只局限于一個年度，而非長期。“差價合約機制設計的核心點包括長期合約，差價疏導，此外還要做到差價疏導方面責任和權利的相應統(tǒng)一。”

　　據悉，英國已于2014年開始采用差價合約機制代替之前的可再生能源義務機制，合同期限為15年。

　　不過，時璟麗坦言，差價模式并不是光伏參與電力市場交易的唯一模式，該模式可以跟直接參與電力市場以及容量市場、輔助服務市場同時并存的模式。

　　而當一些光伏項目不選擇差價合約的形式，那么開發(fā)企業(yè)可以通過各類“光伏+儲能”、源網荷儲以及聚合模式，結合容量市場、輔助服務市場或者電力現(xiàn)貨中長期市場來參與。

　　來源：21世紀經濟報道 記者曹恩惠、實習生孫晨陽 上海報道