電力現(xiàn)貨市場提速，新能源電力入市迎來“大考”

劉洋　楊亦

2023年12月23日，山西電力現(xiàn)貨市場經(jīng)過5年試運行后開始正式運行。這是全國首個轉(zhuǎn)入正式運行的電力現(xiàn)貨市場。以此為標(biāo)志，我國電力現(xiàn)貨市場進(jìn)入“轉(zhuǎn)正”與提速階段。

2023年12月29日，河南省發(fā)改委印發(fā)《河南省優(yōu)化工業(yè)電價若干措施》，宣布“自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內(nèi)風(fēng)電、光伏電量按不高于我省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價參與市場交易”，引發(fā)市場關(guān)注。該文件還明確：“加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。推動電力現(xiàn)貨長周期試運行，不斷擴大市場主體參與范圍，完善市場監(jiān)測機制，科學(xué)合理設(shè)置交易價格浮動范圍，將現(xiàn)貨價格保持在合理區(qū)間。”

伴隨著風(fēng)光新能源裝機的狂飆突進(jìn)增長，海量的風(fēng)、光電量如何消納的問題越來越緊迫。新能源入市參與現(xiàn)貨交易，曾經(jīng)認(rèn)為是還很遙遠(yuǎn)的未來，已經(jīng)提前到來。從2006年開始，可再生能源發(fā)電享受電價補貼，2012年后補貼資金納入政府性基金管理。根據(jù)財政部公布的數(shù)據(jù)，截至2021年6月，中央財政已累計撥付補貼資金超過6000億元。電價補貼之外，可再生能源電量還享受著保障性全額收購的優(yōu)待。電網(wǎng)扛起了全部的消納責(zé)任，新能源保障性并網(wǎng)，解決了很多棄風(fēng)棄光難題。然而，新能源保價保量、全額收購不可能永遠(yuǎn)持續(xù)下去。在可再生能源發(fā)電國家補貼持續(xù)退坡后，2021年11月24日，中央深改委第二十二次會議明確提出，要推進(jìn)適應(yīng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的電力市場機制建設(shè)，有序推動新能源參與市場交易。很顯然，打破以往的“保價保量”預(yù)期，新能源隨行就市才是最終歸宿。同時，隨著近兩年來新能源裝機的突飛猛進(jìn)，新能源發(fā)電量占比已逼近15%，電網(wǎng)已經(jīng)做不到“保價保量”全額收購新能源電力，入市參與現(xiàn)貨交易是唯一出路。隨著電力現(xiàn)貨市場的加速落地，新能源入市的節(jié)奏在加快，遠(yuǎn)等不到2030年的最后期限。

電力現(xiàn)貨加速新能源入市

2023年下半年，國家有關(guān)部門關(guān)于電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的文件密集出臺。2023年9月18日，國家能源局發(fā)布首份國家級電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則。不到一個月后，2023年10月12日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（以下簡稱“《通知》”），提出2023年年底，全國大部分省區(qū)具備電力現(xiàn)貨市場試運行條件。2023年年底，正式運行電力現(xiàn)貨市場的首個省份誕生，即山西。

2023年12月22日，山西省能源局、山西能監(jiān)辦通知，山西省電力現(xiàn)貨市場即日起由試運行轉(zhuǎn)入正式運行，山西成為國內(nèi)首個進(jìn)入正式運行的省級電力現(xiàn)貨市場，在電改進(jìn)程中具有里程碑意義。目前，山西也是電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行天數(shù)全國第一的省份。2023年12月29日，廣東電力交易中心官方發(fā)布《廣東省發(fā)改委、國家能源南方監(jiān)管局關(guān)于廣東電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)正式運行的通知》，該文件宣布，廣東電力現(xiàn)貨市場即日起轉(zhuǎn)入正式運行。除山西、廣東一馬當(dāng)先步入正式運行之外，國家先后兩批14個地區(qū)電力現(xiàn)貨市場試點中，甘肅、山東的電力現(xiàn)貨市場也已經(jīng)接近正式運行的狀態(tài)。依據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《通知》，試點和非試點省份的區(qū)別已經(jīng)有所弱化。這也意味著，政策層希望全國一盤棋加速推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場。電力現(xiàn)貨市場的提速，無形中加快了新能源入市的進(jìn)程。目前，新能源總體參與電力市場的比例為35%左右。未來，這一比例還將大幅提升?，F(xiàn)階段，通過現(xiàn)貨市場為新能源電力“找到價格錨點”十分關(guān)鍵。政策層希望能夠打消業(yè)界的疑慮，即“新能源參與市場不是一個壞事”。新能源只有參與了市場，還原電力商品的真實屬性，給綠色電力一個合理、真實的價格，才能心無旁騖做綠證，體現(xiàn)新能源環(huán)境溢價。

實際上，建設(shè)現(xiàn)貨市場在促進(jìn)新能源利用方面，至少有三方面的優(yōu)勢：第一，現(xiàn)貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預(yù)測等特點。第二，在平等的市場競爭機制下，新能源發(fā)電邊際成本較低，火電的邊際成本相對較高，因此，新能源發(fā)電在市場中能夠自動實現(xiàn)優(yōu)先調(diào)度。第三，現(xiàn)貨交易形成峰谷價差，為儲能等第三方新型市場主體打開盈利空間，鼓勵靈活調(diào)節(jié)資源配合新能源消納。電力現(xiàn)貨市場在促進(jìn)新能源消納利用的同時，相比之前的“保價保量”收購，入市后其前景將面臨諸多不確定性，也將給新能源企業(yè)帶來諸多挑戰(zhàn)。

新能源電力入市面臨難題

目前，電力市場以“現(xiàn)貨市場+中長期交易”為主。中長期交易主要開展年、月和多日的電量交易，以規(guī)避風(fēng)險、穩(wěn)定供應(yīng)。電力現(xiàn)貨交易主要開展目前、日內(nèi)和實時交易，以充分還原電力商品屬性，真正起到價格發(fā)現(xiàn)（期貨市場通過公開、公正、高效、競爭的期貨交易運行機制形成具有真實性、預(yù)期性、連續(xù)性和權(quán)威性價格的過程）作用。作為電力市場“壓艙石”的中長期交易，對于新能源場站，通常也發(fā)揮著“避險”功能，大致能夠保障50%至90%比例不等的收益。在以火電為絕對主力電源、或者沒有開展現(xiàn)貨交易的市場中，價格是以火電的定價為主要依據(jù)。在這種情況下，新能源電力價格在“被動跟隨”“保價保量”收購模式下.風(fēng)險和收益均較為可控。然而，當(dāng)現(xiàn)貨市場開啟、新能源電力比例大幅度提高后，市場的復(fù)雜性大大提升，新能源發(fā)電處于不利局面。這是因為風(fēng)電、光伏的發(fā)電出力時間異常集中，大發(fā)時段基本集中在現(xiàn)貨交易的低價時段，電量、電價不穩(wěn)定疊加，收益壓力陡增。而“現(xiàn)貨市場+中長期交易”這一組合，又放大了新能源電量、電價的不穩(wěn)定性所帶來的風(fēng)險。有業(yè)內(nèi)人士舉例稱，某新能源場站簽訂了中長期售電合同，要保障電量供應(yīng)，但到時卻發(fā)不出電。這種情況下，它就只能從現(xiàn)貨市場上買入高價電履行中長期合約，這就帶來巨大風(fēng)險。要做好中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接，就需要新能源場站給出精準(zhǔn)的“功率預(yù)測曲線”，對自身發(fā)出力做出精準(zhǔn)預(yù)測，這直接關(guān)系到新能源企業(yè)的合同頭寸交付量，因而也關(guān)系到自身收益。

但受限于新能源的間歇性、波動性，精準(zhǔn)預(yù)測新能源的出力曲線是異常艱難的。以風(fēng)電為例，往往在天氣無風(fēng)時，電力現(xiàn)貨價格高，有風(fēng)時現(xiàn)貨價格低。然而風(fēng)電出力缺乏規(guī)律性，與氣象條件高度相關(guān)。在風(fēng)小的時候，風(fēng)電出力如果無法達(dá)到事先約定的曲線水平，就只能在現(xiàn)貨市場高價買電來完成交割。而大風(fēng)的情況下，風(fēng)電出力反而可能遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過中長期曲線，大量電量在現(xiàn)貨市場以低價甚至地板價賣出。這都將拉低新能源企業(yè)的最終結(jié)算電價，甚至給風(fēng)電企業(yè)帶來巨額虧損。

新能源電價怎么定？

無法獲得合理的市場化價格是新能源入市的另一大難題。新能源入市，要面臨現(xiàn)貨市場的極端低價甚至是負(fù)電價。2023年“五一”假期，“好天氣”使得風(fēng)電、光伏發(fā)電量大幅增長，同時由于工商企業(yè)集中放假，導(dǎo)致山東省內(nèi)用電負(fù)荷下降，這讓山東史無前例地出現(xiàn)了連續(xù)22小時的“負(fù)電價”，業(yè)內(nèi)人士驚呼，“用一度電賺八分錢”。公開數(shù)據(jù)顯示，第二產(chǎn)業(yè)用電量占山東全社會用電量近八成，居民用電僅占約一成。山東電力交易中心公開披露的數(shù)據(jù)顯示，2023年5月1日實際全網(wǎng)最高用電負(fù)荷為6492萬千瓦，5月2日實際日調(diào)度最高用電負(fù)荷為6688萬千瓦，整體用電負(fù)荷較工作日下降17%～19%。

這一現(xiàn)象也非山東獨有。每逢公眾假期，全社會用電量中第一、第二產(chǎn)業(yè)用電量占比較高的地區(qū)，普遍會經(jīng)歷負(fù)荷下降的情況。而隨著新能源電力持續(xù)大比例接入電網(wǎng)，全國范圍內(nèi)風(fēng)光新能源負(fù)電價的現(xiàn)象只會有增無減。

新能源在現(xiàn)貨市場上面臨極端低價甚至負(fù)電價，在中長期市場上也要面臨低電價。為了保證新能源消納，調(diào)度機構(gòu)在分解備類電源的出力曲線時，通常將預(yù)計新能源能夠大發(fā)的時段更多分配給新能源，其他時段則更多分配給火電。相當(dāng)于在中長期交易合約的交割上，主要按照火電為新能源調(diào)峰的原則來安排。

2022年5月，為提高成交率和履約率，甘肅省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于優(yōu)化新能源發(fā)電企業(yè)參與省內(nèi)電力中長期交易有關(guān)工作的復(fù)函》，其中明確，“90%省內(nèi)消納市場化新能源電量須簽訂中長期合同”。但讓發(fā)電企業(yè)難以接受的是，新能源中長期合約的價格被人為壓低了。上述文件規(guī)定，“可再生能源中長期價格范圍（風(fēng)電）在88分到13.3分之間，煤電在0.3元以上?！憋L(fēng)電與煤電價格差距巨大。

新能源低電價問題，不僅讓新能源企業(yè)不滿，火電企業(yè)也成了間接“受害者”?；痣娖髽I(yè)的意見在于，新能源出力較低的時段往往現(xiàn)貨價格高，但現(xiàn)行的調(diào)度機構(gòu)曲線分解讓火電在高電價時段交割了過多中長期電量，而中長期約定的電價相對現(xiàn)貨高價要低很多，因此火電機組也遠(yuǎn)未實現(xiàn)利益最大化。新能源企業(yè)則認(rèn)為，中午時段新能源普遍出力較多而現(xiàn)貨價格較低。由于電力調(diào)度需要考慮整個市場的中長期發(fā)電總空間，因此可能無法完全按照新能源場站提交的短期發(fā)電預(yù)測曲線來分解，而是對中午時段的出力有所調(diào)減。這將使得新能源被迫在中午時段以較低的現(xiàn)貨價格賣出?？傮w來看，由于地方政府希望降電價，因而新能源中長期價格受到壓抑，普遍低于煤電電價。同時，由于現(xiàn)貨市場陸續(xù)與中長期接軌，現(xiàn)貨價格對新能源電力很不友好，新能源企業(yè)在電價方面的風(fēng)險大幅抬頭。

輔助服務(wù)費用分?jǐn)倖栴}

新能源發(fā)電效率不斷提升的同時，發(fā)電綜合成本也在上升。由于煤電、新能源發(fā)電的角色定位發(fā)生了變化，輔助服務(wù)費用（包括儲能等靈活性調(diào)節(jié)措施）的激增不可忽視。中電聯(lián)發(fā)布的《電力行業(yè)碳達(dá)峰碳中和發(fā)展路徑研究》顯示，由于新能源屬于低能量密度電源，導(dǎo)致電源和儲能設(shè)施年度投資水平大幅上升。據(jù)測算，相比2020年，2025年、2030年、2035年發(fā)電成本將分別提高14.6%、24.0%、46.6%。伴隨著新能源電力入市，以及新能源電力高比例增長帶來的輔助服務(wù)大幅上漲，輔助服務(wù)費用到底誰分?jǐn)偟臓幷撚蛹ち摇Ｓ袠I(yè)內(nèi)人士做過簡單測算，在煤電為主的時代，1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電；但新型電力系統(tǒng)下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能滿足1千瓦的用戶用電需求。基于國家電改政策對煤電的“調(diào)峰”定位，平時不開機的1千瓦煤電機組，需要頻繁啟停為新能源提供調(diào)峰服務(wù)。在轉(zhuǎn)型為調(diào)峰機組之前，煤電機組的最小出力為60%，對應(yīng)著4500煤電利用小時數(shù)，對于13億千瓦的煤電總盤，轉(zhuǎn)型為調(diào)峰機組意味著煤電最低負(fù)荷，發(fā)電降至40%甚至20%。當(dāng)煤電利用小時數(shù)降至2000小時至3000小時，度電成本將大幅提高。據(jù)國網(wǎng)浙江電科院張寶統(tǒng)計，1000兆瓦超超臨界濕冷煤電機組以20%的負(fù)荷率運行時，供電煤耗為367～385克／千瓦時。相比40%負(fù)荷率，供電煤耗上升了約46克／千瓦時。盡管國家正在著力打造電力輔助服務(wù)市場，增加新能源電力調(diào)峰成本的分?jǐn)傊黧w，但截至目前，電力調(diào)峰60%的費用仍由火電集團(tuán)負(fù)擔(dān)。為此，電力集團(tuán)年度輸血在200億元以上。新能源電力參與輔助服務(wù)費用分?jǐn)偂词裁礃颖壤謹(jǐn)偟膯栴}如何解決，已經(jīng)迫在眉睫。參照山西省出臺的指導(dǎo)意見，輔助服務(wù)市場運營費用按照“誰引起，誰承擔(dān)；誰受益，誰承擔(dān)”的原則分?jǐn)?。例如，調(diào)頻量價補償費用分為市場化和非市場化兩部分，非市場化的部分由發(fā)電企業(yè)按實際上網(wǎng)電量比例分?jǐn)偅袌龌糠钟苫痣?、新能源、批發(fā)市場用戶按10%、45%、45%比例分?jǐn)?。?jù)行業(yè)媒體報道，在2021年4月至12月的運營周期中，山西省新能源企業(yè)平均度電分?jǐn)?6分市場運營費用。按照“誰引起，誰承擔(dān)；誰受益，誰承擔(dān)”的原則，風(fēng)光發(fā)電具有波動性、間歇性與隨機性，電網(wǎng)系統(tǒng)的波動是由電力用戶和新能源共同作用產(chǎn)生的，由此產(chǎn)生的機組啟動補償費用、調(diào)頻量價補償費用，新能源企業(yè)應(yīng)當(dāng)按比例承擔(dān)。

總之，新能源發(fā)電的底層邏輯已經(jīng)發(fā)生了根本改變：過去風(fēng)、光電量優(yōu)先收購、帶補貼電價甚至高于火電，但短短十余年間，新能源發(fā)電從補貼退坡到平價上網(wǎng)，再到馬上進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場，電價整體呈下行趨勢，甚至負(fù)電價也會頻頻出現(xiàn)。雖然新能源電力在電力現(xiàn)貨市場中沒有競爭力，但新能源入市交易已是大勢所趨、無可回避。新能源發(fā)電企業(yè)能不能適應(yīng)現(xiàn)貨交易時代的諸多挑戰(zhàn)，將決定著新能源產(chǎn)業(yè)的未來發(fā)展空間。

摘自微信公眾號“華夏能源網(wǎng)”