新能源入市“求生”！

 “唯有入市才能生存，新能源别无选择。”在外界看来，新能源发展前景一片大好，但是身处其中的人，已经感受到危机四伏，在近一年上百次新能源大大小小的会议上，不少业内人士如此感叹，“求生是当前新能源产业第一要务”。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：赵紫原）

从十年前欧美“双反”到绝处逢生，中国新能源产业几经沉浮。从90%的原料依赖进口、90%的核心技术不在手里、90%的产品出口到欧美“三头在外”的窘境，到如今占据全球主导地位，中国新能源发展实现了历史性跨越。内需同样强劲。2005年，国内新能源装机容量约338万千瓦，不足电力装机的1%。在“双碳”目标驱动下，新能源投资冲动前所未有。中电联日前发布的报告显示，并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在今年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。

在硬币的另一面，如此增速和体量的新能源大规模并网，给电力系统的安全性和经济性带来极大挑战，系统的备用成本与日俱增，电力电量实时平衡问题越来越难，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。

中国新能源产业仿佛回到十年前内外暴击的危机时刻。4月以来，欧美“双反”风暴再起，国内内卷加剧、价格战等变动接踵而至，二级市场也传来阵阵“寒气”，仅从百亿市值级别的光伏上市企业来看，当前的市值总和高点已跌去超万亿元。

“无现货、不市场，不市场、难风光”，新能源的“病”需要电力市场“治”。可再生能源发电的不确定性、波动性和间歇性以及逆调峰等特性，使得在传统电源结构下得心应手的计划调度方式，越来越难以应对可再生能源高渗透率新型电力系统运行的挑战。建设多层次协调统一的电力现货市场体系，是一个集技术、经济、管理于一体的难题，也是全国统一电力市场总体规划的核心问题。

价格机制是新能源发展的核心。初期，计划模式推动了新能源规模化发展，随着新能源装机猛增，计划模式难以为继，其价格机制也随之向市场化电价机制过渡。从当前实践结果看，新能源不入市，相当于其他入市主体替其承担平衡责任，并且无偿提供可靠性、调节价值等，继而造成价格信号扭曲、省间交易壁垒、有效容量不足等问题，最终影响“双碳”目标的实现；而入市好处多多，“保供应、促消纳”的作用已被各大现货试点验证。

但推进过程难言顺利，业内用“巨婴断奶”来调侃推动新能源入市的种种不易。除了相关利益方不愿走出“襁褓”的依赖心态，也有配套市场机制不健全等风险，这些都是政策设计者需要不断权衡的命题。在系统规划缺位的情况下，新能源投资逐渐失控，与实际供需已严重脱节。逆境求变、爬坡过坎，只有将价格信号贯穿新能源发展的始终，加快规划机制变革，才能避免重蹈十年前的覆辙。

逆境求变

计划模式难以为继入市交易大势所趋

回顾我国新能源产业二十余年的发展轨迹，如过山车式大起大落。与发展轨迹相匹配的，是新能源价格机制的变化。从实践结果看，当前电价机制已无法适应新发展阶段的现实需求，入市交易的呼声与日俱增。

本世纪初前十年，是我国新能源产业的开荒之时。《可再生能源法》于2006年出台、2009年修订，新能源实行固定电价的补贴政策，也就是标杆电价阶段，全电量保量保价，补贴资金来源于随电价征收的可再生能源电价附加，2012年后补贴资金纳入政府性基金管理。

2012年，欧美多轮“双反”围剿，叠加国内产能过剩，近九成多晶硅企业停产，新能源产业命悬一线。痛定思痛，政府出台利好政策培育国内市场，2015年启动新一轮电力体制改革，中发9号文的配套文件明确将“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电”纳入优先发电。优先发电沿袭了《可再生能源法》保量保价原则，新能源不参与市场竞争。

计划模式推动了新能源规模化发展。据业内人士雷双（化名）介绍，2009～2017年，风电新增装机容量年均增长率高达138%；2011—2017年，光伏发电的新增装机容量年均增长率达到228%。

然而，计划模式的弊端开始显现，出现了典型的合成谬误，即从各个政策制定部门来看，政策出发点都是好的，但当这些政策同时实施时，可能导致与预期相反的结果。一方面，新能源欠补“窟窿”越来越大。中电联报告显示，截至2019年底，我国补贴拖欠额合计为3273亿元，导致政府信用受损。财政部公布的数据显示，截至2021年6月，中央财政已累计拨付补贴资金超过6000亿元。“另一方面，新能源补贴资金来源于全国工商业电价加价，无需地方财政补贴。地方政府拉动GDP提速，出现了‘投资地方请客、补贴中央买单’的资源配置现状。同时，新能源发电成本逐渐降低，但电价调整严重滞后，进一步加大了投资吸引力。”雷双说。

形势逼人，我国全额保障性消纳开始和市场化消纳“双轨并行”，新能源进入竞价和平价阶段。政府相继出台政策，新能源电价经历从全电量保量保价，到“保障小时数”内保量保价，再到“保障小时数”逐渐减少三个阶段。

2020年“双碳”目标提出后，新能源的投资冲动前所未有。“十四五”时期，我国新能源进入新的发展阶段。有媒体曾用“风光大跃进”来形容近几年高歌猛进的新能源。以光伏为例，2021—2023年，其新增装机分别同比增长13.9%、59.3%、148.1%。

可是，新能源大规模并网，给电力系统的安全和经济性带来极大挑战，叠加国际形势波诡云谲，多重矛盾聚集，铺陈出一条自然而清晰的产业逻辑——新能源入市迫在眉睫。

典型事件有二，一是沸沸扬扬的不平衡资金事件。2020年，某电力现货试点近四天产生了近亿元不平衡资金，一时间舆论哗然。在主管部门后续发布的通知中表示，不平衡费用由优先发电计划部分分摊，其中新能源分摊占比23%。二是，新能源高比例发展给电力系统带来了巨大的消纳与保供压力，日前“95%消纳红线要放开”的猜测在各大自媒体持续发酵，从侧面体现业内“苦全额消纳久矣”。

2022年，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“有序推动新能源参与市场交易”。

为什么新能源入市是必选项？中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者，就2030年建立全国统一电力市场体系目标看，新能源不入市，必然会限制其未来增长空间，既影响实现非化石能源占比目标进程，也不能为国内风光制造业提供基础支撑。

求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江进一步指出：新能源不入市，相当于其他入市主体替新能源承担责任，如果其规模小，影响或许不大。但新能源已具备相当规模，不入市已造成价格信号扭曲，比如前几年煤电大幅亏损，根本原因在于，煤电承担了能源转型的系统成本，继而导致电力系统缺乏有效容量，保供压力陡增。比如某省为了完成新能源消纳指标，相当比例的火电在没有报价的情况下被强制出清，进一步扭曲了价格信号。

新能源入市，将产生积极的内生效应。于新能源自身而言，国外新能源直接参与电力市场时，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，以获得消纳权限。于整个系统而言，新能源入市能更全面、更真实地发现供需，更好地实现资源配置。

另据电网企业相关部门统计，试点现货市场“保供应、促消纳”作用日益凸显。例如，山西、山东、甘肃去年迎峰度夏期间机组非停率降至2%，为历史最好水平；现货谷段低价有效促进新能源消纳，山东在用电量同比增长5.6%的情况下，新能源发电量同比增长29%；现货分时电价有效引导科学用电，甘肃现货市场运行后，日最大负荷出现时间由晚间新能源小发时段移至午峰新能源大发时段，用电曲线更贴近新能源发电特点。

具体而言，在缺乏有效价格信号指引的情况下，行政指令难以匹配新能源的高频变化，调度与负荷管理工作难以对症下药，甚至进一步恶化供需形势。电力现货市场发挥“信号灯”和“指挥棒”的作用，通过价格信号实现资源优化配置，有效保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。比如，去年“五一”期间，山东电力现货市场出现“连续22小时负电价”。负电价本质上是对市场供求关系的反映，也释放了电力供应出现阶段性过剩的信号。

转变之路

配套机制亟需健全界定明晰经济责任

对电力系统而言，新能源入市看起来大有裨益，但推进过程却很艰难。

雷双坦言，新能源入市的第一道阻力来自新能源企业，入市要承担一系列责任和价格风险，不如“旱涝保收”的日子舒坦，所谓“进也忧、退也忧”。

据了解，入市与未入市的新能源，差异仅在于90%的实际发电量，是以日前价格结算，还是以基准价结算。时璟丽进一步指出：“变化大头是电能量收入，其中既涉及价也涉及量，除了市场形成的上网电价外，偏差电量还要承担相应价差。总体看，光伏发电出力时间集中，在光伏发电达到一定渗透率地区，项目自身无调节能力情况下，大概率收益下降；风电总体收益增加或减少都是可能的。”

根据交易咨询公司兰木达技术有限公司统计，分析山东电力市场自2021年12月至2023年9月的数据发现，优先结算收入每降低10%，风电收益平均减少6.93元/兆瓦时，光伏平均减少17.60元/兆瓦时。

刘武林（化名）认为，首先要明确一点，入市收入波动，正是还原了新能源电力的真实价值。好比一件商品原本单价200元，政府扶持后变为500元，进入市场后还原商品属性又变回200元，这“消失”的300元并不是其应得的钱。再者，在电能量市场，电是同质的，新能源发出的电并不比煤电发出的电“高贵”，新能源的环境价值通过绿证实现，两个不同维度的价值将在不同的市场发挥作用，混为一谈难免鸡同鸭讲。

在新能源入市之后，尽管电量优先消纳，但配套政策不健全，加剧了新能源的价格风险、曲线风险和偏差风险。其中，电力中长期市场流动性不足，是新能源入市面临的重要问题之一。

当前的中长期市场，年度批发和零售合同按照价差模式一次签订完毕，电量比例约达85%，且量价全年锁定、双边合同无法变更。部分政策设计者仍然沿用计划思维，强行要求现货市场向中长期交易结果靠拢，以实物性质按照曲线签约。

雷双指出，在现在的技术水平下，新能源无法准确预测未来出力，实际出力曲线与合同约定的曲线偏差较大，而且相对灵活的期货交易还未被允许开展，当新能源出力不足时现货价格比较贵，欠发电量高买低卖，降低了新能源最终结算电费。此前甘肃电力市场曾要求新能源企业签订不少于90%电量的中长期合约，引发市场主体集体反对，虽并未强制执行，但一定程度上说明，现在的中长期交易机制并没有为新能源起到真正的“避险”作用，反而是新能源最大的风险来源。

换言之，假设新能源企业与用户在某时段签订了中长期合同，约定100万负荷，价格为0.3元/千瓦时。如果发电量没有偏差，即按照0.3元/千瓦时结算使用电量。但约定日时段无风或者阴天，出力只能达到40万千瓦，另外60万千瓦需要在现货市场上购买履约，恰好此时的现货价格1元/千瓦时，而用户依旧按照此前签好的0.3元/千瓦时批发价结算，相当于新能源企业每度电都要亏损0.7元。

除了中长期市场，现货市场本身也需要进一步深化改革。业内人士刘武林说：“现货市场尚未大规模引入电力用户，还是单边模式。说白了，发电侧‘自己玩’零和博弈，一定程度上加深了新能源和其他发电主体的矛盾。”

还有备受瞩目的大基地，亟需通过市场化方式进行资源的大范围优化配置，明晰界定经济责任，加快全国统一电力市场体系以及新型电力系统建设。

自2021年来，我国每年都会发布一批大型风电光伏基地建设项目清单，截至目前已经印发三批次的项目清单，据统计其装机规模分别约为1亿千瓦、4.5亿千瓦、1.5亿千瓦，大基地项目又细分为“风光大基地”与“沙戈荒”项目，其中风光项目规模约为2亿千瓦，沙戈荒项目规模高达4.5亿千瓦。大基地项目投资巨大，均配套特高压项目，以外送优先计划为主。

在原有的跨省跨区送电项目中，电源类型主要以燃煤发电为主，成本相差不大。但大基地项目以新能源为主，一般占据项目总容量的70%以上。新能源本身具有就地消纳属性，与远距离送电方式发生冲突，在叠加输电费用后，新能源送电成本显著增高，相比受端新能源并不具备竞争力。

刘武林补充道，以青豫直流输电为例，以前依赖青海送电的河南，近年来新能源增长迅猛，已成为分布式光伏装机量第二省份，考虑发电、输电成本等因素，青豫直流配套新能源电力落地河南时，价格高于河南当地的分布式，因青豫直流配套新能源为优先计划，在此背景下，中午时段，部分河南的分布式光伏要停机限电，甚至长达四五个小时，当前的计划模式实际增加了电力系统的运行成本。

同时，在原有计划模式下，依据标杆电价确定送电方向，随着电力现货市场的建设，电力的商品属性被还原，很多隐性成本被显化后，送端与受端的市场价差已经无法维持。比如近几年西电东送，送端缺电但依然按照计划指令，由“高价区”向“低价区”送电，影响了电力资源优化配置效率，加大了送受两端电力系统平衡压力。

再以山东“负电价”事件为例，在负电价时段内，甘肃最高度电价格为0.65元/千瓦时，平均度电价格0.2元/千瓦时，按照经济性原则，潮流方向应是自山东向甘肃送电，但实际是，甘肃陇东基地向山东强行送电。

除了集中式新能源，分布式新能源也在入市中磕磕绊绊。分布式项目装机容量小、主体类型多样、地理位置分散，对电网运行调度带来了极大挑战。我国的分布式一般采用“自发自用，余量上网”的模式，由于不交税、不分摊、不调峰、不配储、不入市，盈利较为可观，出现了野蛮生长。据了解，推动分布式参与电力市场的主要矛盾点在“隔墙售电”。当前的电网投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然分布式拥有者和隔墙售电的购买者减少了网购电量，但电网投资一分没少，而新增投资转移至非分布式用户身上。

刘武林表示：“因此，推动分布式参与市场的首要任务是推动分布式用户公平承担相应等级的输配电价和系统备用费用，同时将隔墙售电双方作为一个市场平衡单元纳入现货市场，公平承担现货市场价格风险，促进分布式项目的良性可持续发展。”

未来可期

加快规划机制变革避免重蹈昔日覆辙

十年前，行业大洗牌历历在目，大至江西赛维、无锡尚德，小至无名二三线光伏厂家纷纷倒下。十年后，我们又站在内焦外困的十字路口，求解中国能源转型下一步的发展方向。新能源入市只能治标，历史不是简单的重复，在更高维度上，要将价格信号贯穿新能源全生命周期发展的始终，发挥市场价格对于电力行业投资规划的引导作用。

当前，电源投资规划思路仍然是计划方式，新能源和其他保障兜底电源之间“水多了加面、面多了加水”，新能源装机一味激增，电力安全性、经济性、清洁性能源“不可能三角”难题突出。随着“放开发电计划、放开审批电价”，原有规划体制的制度性基础已经被动摇，“计划生、市场养”将非常难以协调。业内人士认为，电力规划应顺应形势发展需要，在电力市场环境下开展规划工作，避免资源冗余和低效。

大唐甘肃公司原市场建设高级主管、高级经济师赵克斌建议，应尽快完善新型电力市场体系的顶层设计。在“双碳”目标下，建设新型电力市场体系设计是一项系统工程，需要统筹考虑电能量市场、容量市场、辅助服务市场、绿证市场，以及电市场与碳市场的关系等。通过这些相互独立、相互联系而又有机统一的市场，更加全面地体现各类电源与市场主体所具有的能量价值、容量价值、调节价值、绿色价值，较好地解决好各类市场主体包括新能源价值几斤几两的问题，促进网源荷储等各类市场主体的协调可持续发展。

聚焦新能源入市，雷双指出，价格机制改革为关键因素，一是需要建立与新能源发电特性、供需形势相适应的完善的分时电价机制，提高用能市场主体对新能源的消纳能力。二是完善中长期、现货价格衔接机制，发现电力真实价值，引导电力合理投资规划。三是需完善电力辅助服务市场机制，建立新型储能容量电价机制，进一步提升系统灵活性调节响应能力，确保电力系统安全。

关于中长期合约的流动性问题，刘武林认为，在电力现货市场环境下，电力现货交易是唯一的实物交易，体现电能的使用价值，电力中长期合同由原来的实现电量平衡作用转变为规避价格风险的具备财务性质的差价合约。机制建设方面，他建议，在大基地项目送端与受端发生价格倒挂时，允许大基地项目通过在受端采购较低价格电力的方式履行中长期合同的财务责任，而电力的实际潮流依然为低价区流向高价区来实现电力资源的大范围优化配置。

“大基地交易方面，新能源大基地作为跨省跨区的主力电源，一是应纳入受端省份电力市场，按照受端省份电力市场规则参与市场，富裕发电能力可按照省间或送出省电力市场规则参与送出省市场交易。二是新能源大基地利用率纳入受端省份考核，以此提高受端省份的新能源消纳的积极性。三是需加强跨省跨区通道规划建设，满足新能源富集地区现实需要，四是探索建立跨省跨区点对点交易机制，如研究全国跨省跨区通道交易集中优化出清技术，进一步提高跨省跨区通道利用率和发电资源更大范围的优化配置。”刘武林表示。

在新能源入市后，抵御交易风险方面，时璟丽建议，新能源入市需要继续完善配套政策和措施。围绕新能源入市建立公平公开的市场规则，强化可再生能源电力消纳保障机制，尽快将责任权重分解到重点行业企业，再落实到责任权重的所有市场主体，增强市场对新能源电量需求，既有利于消纳，也有助于稳定新能源交易价格。此外，建议借鉴英德等国家新能源参与电力市场做法，对于通过参与电力市场实现保量但无法保价的电量，仍可获得保价价格（存量项目为燃煤基准价，增量项目可以通过竞配签署PPA）。

雷双表示，要完善绿证、绿电交易机制，通过绿色交易机制产生的环境溢价，体现新能源环境价值，提高新能源参与市场的积极性；完善可再生能源消纳责任权重机制，提高经济发达地区可再生能源消纳权重，从用户侧促进新能源消纳；新能源入市和强制配额制同步衔接方面，需将新能源入市规模作为强制配额目标确定的重要一环，通过强制配额助推新能源入市，通过新能源入市满足配额制需求，通过建立良性闭环机制，提高新能源参与市场的积极性，提高用户对新能源的消纳意愿。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件。作者系本刊记者