焦點觀察：新能源“走進”電力現貨市場，收益下行壓力何解︱晨讀能源

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電企業心中的一塊大石。而這也或將給其2023年及今后的業績表現帶來直接影響。

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

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去年2月，國家發改委、國家能源局印發的《關于加快建設全國統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，國家能源局發布的《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》在近期建設主要任務中再次提到：穩妥有序推動新能源參與電力市場，并與現有新能源保障性政策做好銜接。

我國電力現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貨試點，包括8個地區，隨后2021年又新增第二批試點。

經歷了數年的投石問路，目前我國電力現貨市場即將從試點走向全面鋪開。多份行業研報認為，這將使得電力行業的建設成本、燃料成本和調節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，投資規模在幾億到十幾億元，對于這種重資產投入，企業不追求高收益，而是更看重它的穩定性，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貨市場的，但是我們也在密切觀望發展情況。”

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先消納，電價與收益卻面臨較大風險。對于已經走進電力現貨市場的企業而言，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，許多地區普遍存在新能源發電現貨結算度電均價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。

錦宏能源數據顯示，2022年3月4日11時13分，山西新能源發電出力創歷史新高，達到2216萬千瓦，占當時全省發電出力的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。

錦宏能源分析稱，與廣東電力現貨價格由動力煤價格決定不同，山西電力現貨試點的市場出清價格基本由新能源出力大小決定。在新能源發電出力大量富余時段，出清電價基本持續維持在地板價；反之，在新能源發電出力小，需要火電頂峰運行時段，往往會出現價格尖峰。“在高比例新能源電力現貨市場中，新能源大發時出清電價為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，為了滿足發電要求，西部某些時段甚至出現了負電價，這是因為企業需要“虧本”從現貨市場買電以補足應發而未發的電量。

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。在現貨市場中需要為預測偏差引發的平衡成本付費，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。這就導致許多企業在新能源入市后收益均有不同程度的降低，尤其是運行現貨市場的地區。

如何合理規避風險？

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

華北電力大學能源互聯網研究中心副主任王永利對第一財經表示，電力現貨市場并不能完全解決可再生能源消納問題，現貨市場本質是發現合理價格，充分反映市場供需關系，現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貨市場可以完全解決，需要多層級市場協調配合，如輔助服務市場、容量市場、金融衍生品市場等。

龔昭宇表示，目前各地區的電力現貨市場試點仍處在探索階段，現行的機制也不代表未來必然的發展方向。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貨市場中。對于是平價項目還是補貼項目進入現貨市場，各地也有不同看法。比如，山西是一開始僅允許補貼進現貨，但山東、蒙西、甘肅是平價和補貼都進現貨；河南當前是僅允許增量的平價新能源項目要進現貨，而青海是平價無補貼和競爭性配置新能源項目不進現貨。

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，在夏季基本能實現收益高于基數模式的新能源場站。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服務費。但綠電市場帶來環境溢價，未來政策或將在兩個市場間做平衡，給予新能源發電相對合理的收益率。

“電量價值與環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電量，但未來都要放開的。國家也需要電力現貨市場來消納新能源，保障電網安全，國家需要電力現貨市場以經濟最優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、容量價值和綠色環境價值的多元性，不要局限于“賣電”這一環，從更多維度回收成本支撐自身的發展。其次，企業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展。 

標簽： 新能源消納 電網安全 電力現貨市場 綠電市場