2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发体改[2022]118号文，简称“118号文”），提出到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。自此，新能源入市节奏显著加快。2023年，全国新能源市场化交易体量接近7000亿千瓦时，占全部新能源发电量的47%，部分大型发电企业新能源参与市场的比例已经超过50%。 新能源入市参与现货交易，以时空价格信号全面反映新能源造成的电力时空供需不平衡关系，是提高新能源消纳利用率和可持续发展空间的不二选择，但新能源入市也面临着项目收益下降、波动难预测、与其他机制缺乏衔接等诸多难题。 在由中国电力企业联合会主办的第二届（2024年）电力市场发展论坛的圆桌讨论环节，来自电网企业、发电企业、交易机构、高校的与会嘉宾围绕新能源入市难点热点问题展开了深入探讨，提出市场设计要以扩大新能源消纳为目标、释放现货价格信号、构建多元化价值体系市场机制等建议。 Q 韩放：推动我国新能源大规模入市，需要着力解决哪些问题，省间和省内市场在促进新能源消纳和入市方面都有哪些创新实践？ A 王德林：新能源大规模入市，存在两个方面的问题：一是新能源通过市场要实现更大范围的消纳、提升消纳利用水平，这是市场本身能够解决的问题；二是如何保障新能源能够获取适当的收益，护航新能源长远发展，仅依靠市场可能无法彻底解决这一问题，需要配套出台相关政策。 关于第一个问题，提高新能源消纳水平，现货市场能够起到巨大作用，现货市场峰谷价差很大程度上体现了调节资源的价值，较大的峰谷价差会更有利于新能源进入市场。新能源之所以能够进入市场消纳，实际上是调节资源“让”出了一部分的发电空间，“让”得越多，新能源的消纳就越多。通过加大峰谷价差，能够让调节资源得到适当的补偿，这也是新能源在市场能够更多消纳的原因。目前，我国多数现货市场的限价是0~1.5元/千瓦时，从调节资源来看，即便是比较贵的新型储能，价差达到0.7元/千瓦时就能够盈利。新能源大规模入市的前提是让现货市场尽快在全国范围内开展起来，这对促进新能源消纳意义重大。 关于第二个问题，要让新能源企业有一个稳定的收入预期，这其实不是只靠市场就能够解决的问题，需要政府出台一定的政策支持，比如政府授权合约等方式。在过去新能源发展过程中，项目类型比较多，带补贴的、不带补贴的、平价的、扶贫的等，政府需要统筹考虑，实现平稳过渡。 我国省间市场的前身是富余可再生能源消纳机制，最早所有交易标的都是新能源和水电，其设计初衷本身就是为了促进新能源消纳，但现在又增加了其他的市场主体，包括火电、核电机组等，所有的市场主体都可以参与省间市场。省内市场现在主要是山东、山西、甘肃，有的已经正式运行，有的是连续结算试运行。优化省内中长期交易，原来提的要求主要面向火电机组，年度长协达到90%，但其实这些要求对新能源企业并不“友好”，因为针对新能源的长期负荷预测非常不准确。在山西市场，中长期交易包括年度、季度、月度，直到两三天前的滚动交易，这样可能更有利于新能源入市。在山东，新能源得到容量补偿，风电按照高峰时段的平均出力作为有效容量，光伏按照全天的平均出力作为有效容量，未来新能源参与容量市场也能够得到一定的收益。 Q 韩放：市场是我们解决新能源消纳和生存问题的根本机制，但仍然需要一些场外的政策支持。绿电绿证交易机制是支撑新能源全面入市的必要条件。为了扩大绿电绿证交易规模，促进绿色消费，还有哪些重点工作要完成？ A 李竹：通过绿电绿证市场，新能源企业的环境价值得到了充分体现，更加有利于新能源参与电力市场。绿电绿证市场也满足了用户低碳转型、绿色用能的需求，属于发用多方共赢的机制品种。 绿电交易从2021年9月开展以来，截至今年5月，国网经营区域累计交易量已经达到1764亿千瓦时，2024年前五个月交易电量达到934亿千瓦时，同比增长155%。绿证交易2022年下半年起在交易平台开展交易，截至2024年5月，交易量累计达到5899万张，今年前五个月交易3390万张，同比增长了30倍，持续保持高速增长态势。下一步，我们还要开展四个方面的工作： 进一步激发需求。从需求侧发力，现在的绿电绿证交易更多的是自愿性消费，下一步需要提供更多有实用价值的绿电绿证使用场景，比如逐步落实出口认证环节或者国内碳排放抵扣、能源消费总量抵扣等政策，进一步增强大家主动消费绿电的意识和需求。我们也要进一步落实可再生能源消纳责任权重，推动所有的用户公平地承担转型成本。 进一步完善交易机制，包括绿电绿证交易的组织和衔接，丰富绿电交易的组织频度和窗口，为用户提供更加灵活的交易机会。进一步优化跨省的绿电交易机制，尤其是促进东部绿电资源不足地区的用户消费绿色电力。 进一步加强政策衔接，包括绿电绿证之间的政策衔接，绿电绿证和碳市场之间的政策衔接，以及和自愿碳减排市场（CCER）的衔接，促进环境价值的充分体现，同时避免环境价值的重复计算。 进一步加强国内国际标准建设，加强绿电绿证国际互认。目前，国际上对绿电的定义、种类、获取方式都还缺乏全球有共识的通用标准。下一步，希望通过国际标准的建立，推动我国绿电绿证的国际互认。 Q 韩放：从发电企业的视角来看，新能源入市面临哪些挑战？从推动新能源可持续发展的角度，对于政策和市场机制有哪些建议？ A 张东民：作为新能源发电企业，新能源入市面临着“价”和“量”的挑战。目前看来，入市以后新能源的消纳量没有明显的变化，但价格有明显的下降。新能源降价就是利益再分配的过程。换句话说，新能源的价格下降以后，让出来的利去哪儿了？一方面让利给用户，另一方面新能源系统调节成本高，入市消纳需要调峰调频保障，因此让利给调节资源提供者也是合理的。在这一过程中，如何平衡各类主体的利益，确保“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”，是政策制定时应该关注的重点。 新能源入市与其快速发展密不可分。2022年出台的规划目标，到“十四五”末，可再生能源年发电量要达到3.3万亿千瓦时，去年已达到3万亿千瓦时，预计今年会提前完成“十四五”目标。但这也会带来一系列问题，例如局部地区特定时段“电力供大于求”等。从新能源发电企业的角度来看，希望入市后电价降幅不要过大，以免影响到新能源的可持续发展。一个行业如果都赚钱是不正常的，如果有20%~30%赚钱是比较健康的，但要是都赔钱也是有问题的。因此，建议在市场规则制定时要保持“底线思维”。 新能源发展至今，已经成为拉动地方投资的重要支撑之一。有的地方一方面想降低电价拉动经济，另一方面也担心降价会影响新能源的投资和发展，并在其中寻找平衡。所以，新能源企业也要加深认识，在平衡的过程中找到自身的发展和支撑点，找到能够长期健康发展的良好渠道。 Q 韩放：当前，电力市场正在不断健全完善，交易品种更加丰富，交易频次逐渐增加。新能源企业在现货市场环境下生存需要具备哪些能力？现货与中长期市场如何协同完善，从而更好地支撑新能源入市？ A 朱治中：新能源企业在新的市场环境下需要做好三件事情： 第一是做好“交易全周期发电预测”，以前新能源企业做的是短期功率预测和超短期功率预测，目的是满足“两个细则”考核的要求。在现货市场的背景下，新能源企业需要对传统的功率预测进行升级，以满足现货交易的需要；同时，短期和中期交易对应的新能源发电量预测模型也需要发展和优化，基础来自于新能源场站自身的历史数据积累、多源气象预报数据的研究。总之，针对单一新能源场站的中长期市场和全市场新能源的电量预测模型，都需要花大力气进行研究提升。 第二，不要把“交易”理解为一个名词，这是一个动词。新能源企业电量和电价预测必然存在偏差，知道偏差了需要怎么控制？只能是通过交易调整持仓来规避风险。所以，新能源企业一定要建立适应新能源高波动特性的高频交易能力，时时刻刻针对小时与15分钟颗粒度的电量进行合同仓位调整。但目前，行业在这方面的人才储备极其欠缺，大多数企业还在使用Excel进行交易，在一个人需要覆盖五、六个场站的情况下，还想实现高频交易是不现实的，这一问题不解决的话，新能源高频交易与风险控制就无从谈起。 第三，构筑资源整合能力。保障电量消纳、经营增收的核心是资源整合，即通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”与“新能源+用电”，减少单独预测新能源的难度，方便通过交易在多主体之间进行偏差调整，并抓住更多的交易机会，从而保证交易收益和电量消纳。毕竟，在市场交易策略之外，新能源企业通过自身努力能做到的就是通过“新能源+其他”打捆形成资源整合能力。 当前，预测、交易和调节是新能源企业需要深耕的三大核心能力，但能力的发展必须以市场平台的搭建为前提，当前市场的舞台刚刚成形，还有很多有待优化的地方。 如果没有高频交易的舞台，新能源企业能力再强也发挥不出来。因此，市场需要建立并完善以小时为单位的标准化能量块，摒弃或减少“带曲线的交易”。究其原因，每一类新能源企业的出力曲线都不一样，强制要求所有企业“带曲线交易”会大大地减少市场流动性，要把“带曲线交易”变成单一时段或者少量时段的能量块交易，以此提升中长期市场交易品种的流动性，通过激发充足的流动性来控制风险。 无论是政策研究者，还是市场从业者，很多人还是以计划或原来物理交易的思维来开展中长期交易，对中长期市场的交易电量作出过多的人为限制，一旦出现偏差就要考核或者产生额外的费用。经过简单估算，偏差考核或回收费用大概会减少新能源企业20%左右的收入。理想的情况应该是由现货市场来真正决定发用电量，对中长期电量过多的限制要求应该取消。 现货市场有上下限价格限制，中长期市场也有上下限价格限制，两者的逻辑并没有完全统一，这也会增加新能源的交易风险。例如火电企业可以去报“天花板价”或“地板价”，但新能源叠加了电量偏差的风险，在一定的市场条件下，新能源企业是不敢“赌”的，所以市场的价格限制会限制新能源的交易能力。 最后，为了实现与现货市场的衔接，中长期市场一定要摈弃火电市场和计划经济时代的思维，如果电量预测不准，交易发不出来，表面上是控风险的压舱石，实际上全部是套利行为。这种交易对稳价起不到相关作用。因此，需要设立适应新能源特性的中长期交易品种，真正根据新能源电量能够相对准确预测的时长来确定市场周期。由于气象精准预测能力大约是一周，所以以7天作为新能源的中长期交易周期也许比较合适。 Q 韩放：众所周知，新能源入市是世界性难题，目前还没有放之四海而皆准的通用方案。更早建立的国外市场对于新能源入市已经展开了一些有益探索。国外主要国家有哪些典型经验可供我国借鉴？ A 高赐威：“新能源”“入市”其实是两件事情：要让电力行业采用市场化的方式运行，需要遵循市场规律，按照市场方式对相关资源进行相应的配置。市场化是我国全面深化改革开放以来所做的完全正确的大事，电力行业正积极参与其中。 而大力发展“新能源”是重要的国家能源环境政策，国外发展新能源是从环境的角度出发的，市场化只是一种手段。所以，不管是中国还是其他国家碰到的问题其实是一样的。新能源一开始成本很高，如果不是因为政策的原因，我们不会考虑发展新能源，因为经济层面没有竞争力。所以，最初发展新能源都需要政府出台扶持政策，不管是在中国还是国外都是如此。 例如德国和中国一开始采取固定价格收购，后来发现市场的关键是要有价格信号，如果用固定价格收购，就无法促使新能源厂商提高与市场相关的技术和预测能力，所以之后改为实施市场溢价补贴，即由市场决定新能源的价格，然后还可以拿到政府的额外补贴，通过这种方式促进新能源入市。对新能源企业而言，政府补贴是一块相对固定的收入，但他们依然受到市场价格的影响，所以依然有动力提升自己的生产效率和改善自身的发电特性。 英国可再生能源差价合约（CfD）是市场上很好的避险工具，通过这种差价合约的方式给予新能源固定的补贴。后来发现如果给的是一个固定的价格，将导致价格锁定，反映供需的市场价格对新能源企业来说起不到引导作用，需要有更好的方式促使新能源能够感知到市场价格变化的影响。而美国采取的更多是可再生能源的配额制。 目前在中国，不管是绿电、绿证、配额制还是市场溢价补贴和差价合约，这些机制都属于舶来品，但是在国内都有相关的应用或落地。比如，国内比较关注政府授权差价合约，主要可以分为两种类型：一是政府的保障性收购，二是以市场化的方式进行购售电。即便是采取保障性收购，新能源的收入也应该受到市场价格的影响，这样市场价格仍然可以起到合理的引导作用。在实践中，要是不参与到现货市场，可能都不知道新能源价值有多低。山东、山西现货市场在新能源出力高峰期出现持续的低电价甚至负电价，这种价格本身并无“过错”，而且这恰恰真实反映出供需不匹配的情况。所以，个人建议采取市场溢价补贴的方式，即新能源的市场价格是最终到手价格的一部分，场外收入的部分需要基于其他原则来设计，可以是政府提出的目标价格和市场平均结算价格之间的差值。 未来，希望政府在出台政策时尽量依托于市场机制，出台具有导向性的政策。比如“新能源强制配储”还有待优化，个人建议用市场的方式引导企业主动配置储能，市场价格应反映供需，新能源场站出于自身利益的考虑，主动配置储能来提高新能源的可预测性，缩短转移电力功率发出的时间，平滑出力曲线等，如此一来，系统的综合运行效率也会大大提升。 Q 韩放：电力系统和新能源产业在参与国际合作方面，特别是“一带一路”国家和地区中都有哪些潜力和机会？ A 曹莉：近期，中东、北非地区特别是海湾国家在新能源产业合作方面表现出强烈意愿。该地区对清洁能源和电力技术的研发和应用需求特别大，发展空间也特别广阔。很多国家风光储量资源丰富，一些地方的太阳能发电成本接近全球最低，未来这些地方通过太阳能发电制氢具有很大的成本优势。储氢发电、特高压输电技术有利于电力的发展和输出，如果海湾国家能够朝着这个方向转型，未来可以把他们富余的电力往北输送到欧洲，或往南输送到非洲其他国家。 目前，我国光伏企业往中东地区供应的主要还是光伏组件和材料，在提供集成解决方案方面还有很大的提升空间。希望未来我国的电网和发电企业能够“抱团”出海，形成一整套的解决方案“走出去”。 中国和海湾国家应对气候变化融资合作前景良好。一些海湾国家的主权财富基金实力非常雄厚，更为重要的是，这些主权财富基金承担着引领海湾国家能源转型的重要任务。中国的中投公司不久前刚与海湾国家投资人设立了中海基金，沙特电力集团新能源公司是丝路基金的重要股东。总之，中东和北非地区有资源、有需求、有资金，中国有技术、有设备、也有资金，双方在落实应对气候变化行动、推动能源转型方面可以展开充分合作。
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