“當前電力交易發生了很大變化。過去，我們新能源電站的電力市場收益就等于上網電量乘以固定電價，但是現在等號變成不等號了，無論是電力市場、上網電量還是固定電價的內涵都變得比以前豐富多了，這給我們帶來了新的挑戰。”
CPIA(中國光伏行業協會)名譽理事長王勃華在2月16日舉行的“光伏行業2022年發展回顧與2023年形勢展望研討會”上發表主旨報告時作出上述表示。他強調，電力市場交易給光伏發電收益帶來不確定性，這是未來行業亟需面對的問題。
2022年，中國光伏行業交出了一份滿含“高光”的成績單。根據王勃華在會上公布的數據，2022年我國光伏制造端產值(不含逆變器)超過1.4萬億元，同比增長95%以上；新增裝機87.41GW，同比增長59.3%。然而，諸多變化也給行業的市場空間預期帶來影響。
第一財經此前報道《新能源“走進”電力現貨市場，收益下行壓力何解》后，多位業界人士也向記者表達了類似擔憂。一位在東部從事新能源投資人士對記者直言，“按照現在的電網消納和輸送水平，如果進入電力市場，(很擔心)光伏行業收益率會爆降，不得不未雨綢繆。”
多位專家亦圍繞新能源進入電力市場的現狀和前景，在研討會上分享了最新數據和觀點。
保障性收購量價齊降 電力市場化交易在即
發出的電能否得到消納，一直是新能源大規模發展面臨中的核心問題。這是因為新能源“看天吃飯”的先天屬性使其帶有間歇性、波動性的出力特征，而電網又要保持電源和負荷的實時平衡。
北京電力交易中心新能源交易部主任張顯分享的數據顯示，近三年，我國新能源發電利用率一直保持在95%以上，2022年新能源發電利用率為97.28%。除了青海等少數省份由于新能源占比高、當地用電需求較低使得新能源發電利用率不達95%外，其余省份均處于較高水平。
而從消納方式來看，新能源發電又分為保障性收購和市場化交易兩種主要途徑。張顯透露，近三年，國網經營區新能源保障收購小時數逐年降低，未來還將逐步推動新能源保障收購小時數以外電量全部進入市場。
除了降量以外，各省的新能源保障性收購價格也在降低。張顯提供的數據顯示，2022年國網經營區風電保障性收購價格為0.361元/千瓦時，光伏保障性收購價格為0.355元/千瓦時，較2020年分別下降0.008元/千瓦時、0.001元/千瓦時。
與此同時，新能源市場化占比穩步提升。2020年到2022年，新能源市場化交易電量分別為1317.80億千瓦時、2136.57億千瓦時、3464.94億千瓦時，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時期，新能源市場化交易價格也逐年升高。近三年國網經營區光伏市場化交易價格分別為0.141元/千瓦時、0.221元/千瓦時，0.235元/千瓦時。
除此以外，是否分攤輔助服務費用也是影響新能源收益的重要因素。
據張顯公布的統計數據，目前天津、山西、山東等16家單位新能源需分攤輔助服務有關費用，湖南、河南、遼寧、吉林、黑龍江、蒙東、寧夏7家單位的輔助服務費用分攤較高，且度電分攤水平較高。這主要是因為系統調節壓力大。其中，黑龍江輔助服務分攤費用和度電分攤水平最高，為0.18元/千瓦時，這主要是因為新能源占比高，且常規機組調節性能較差，疊加供熱期間供熱機組增出力，導致調峰壓力巨大。而北京、天津、上海等11個單位暫未分攤輔助服務費用。
低電價或更頻繁 亟需完善市場機制
雖然新能源進入電力市場消納是大勢所趨，但無論是從政策層面的市場機制設計，還是企業層面的參與模式，目前都沒有形成一套完善的解決方案。
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交易價格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。
例如，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。
國網能源研究院新能源與統計研究所主任工程師王彩霞認為，短期來看，負電價對新能源企業、常規火電機組、購電用戶等市場主體影響均不大，有利于激勵系統靈活調節能力。長期來看，隨著新能源裝機持續增加，低電價現象會更加頻繁，長期低電價不利于傳統機組在電能量市場中可持續發展，需盡快建立健全容量充裕保障機制。
王彩霞表示，優化完善電力市場設計以適應高比例新能源進入電力市場，也是歐美等成熟電力市場建設面臨的主要問題。“電力市場是未來電力系統發展的關鍵因素，但當前電力市場的核心設計始于十多年前，基于化石燃料發電為主的電源結構，需要對電力市場設計進行審視，確定其是否需要改革，能否滿足建設清潔、安全可負擔的電力系統的要求。”
據她介紹，為了應對全球各地常態化出現“負電價”現象，目前歐美主要國家新能源均通過“市場+政策”的模式進入電力市場參與市場交易。例如，德國、西班牙、丹麥等基于固定溢價補貼政策，推動新能源參與中長期、現貨等各類市場；美國基于可再生能源配額制，對新能源項目給予一定的生產稅收和投資稅收減免，推動新能源參與市場。
盡管如此，由于國情不同，別國采取的電力市場制度并不能“拿來就用”，而在包括分布式能源如何參與市場在內的細節問題上，國際上仍無成熟模式可借鑒。
綠電將成“全村的希望”？
值得注意的是，多位專家都在提及新能源參與電力市場面臨收益不甚理想時，談及綠電綠證交易機制，將其稱為凸顯綠色電力環境價值的有力方式。而現貨市場，則主要對應的是電能量價值。在這層邏輯下，新能源電站理應承擔電量不穩定所帶來的代價，而環境價值則依靠綠電綠證交易來獲得。
然而，對于新能源企業而言，目前的綠電綠證市場尚不足以支撐這一想象。
“想法很美好，現實很殘酷。”龔昭宇在接受第一財經記者采訪時表示，很多新能源運營企業都希望把電力通過綠電或綠證的方式把電賣出去，從而獲得穩定收益，對沖電力現貨交易帶來的收益風險。但現實是，一方面，目前國內沒有那么大的買方市場，畢竟買方要為此付出電能量價格之外的溢價 ，而綠證、綠電本身還未和碳排放權產生聯動，無法推動更多企業主動采購綠證或綠電。另一方面，當企業把一部分電量以綠電的形式銷售出去以后，證電合一的特性使得這部分電量必須由調度進行分解并物理執行，這部分電量只能在現貨市場和綠電市場中二選一，對電站來說可能進一步擠壓現貨中的合約結算曲線 。因此，如何參與綠電綠證交易、綜合來看怎樣最優，新能源企業還需要全盤考慮。
中國電力企業聯合會的公開數據顯示，2022年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量52543.4億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重為60.8%。省內交易電量合計為42181.3億千瓦時，其中電力直接交易40141億千瓦時(含綠電交易227.8億千瓦時、電網代理購電8086.2億千瓦時)。對比可見，綠電交易規模在電力交易中占比仍然較小。
現貨市場電價不穩、綠電交易規模不大的現況，也在一定程度上影響了投資者的決策。
一位在廣東從事新能源投資人士對記者表示，他認為像廣東產業結構趨于高級、能耗需求相對較低的地方，隨著新能源裝機擴大，綠電價格也會隨之降低。“我們規劃的一批項目預計在2025年投產，進入電力市場套利階段。現在廣東新能源按照0.453元/千瓦時實行全額保障性收購，只有少量風電、光伏進入綠電市場，未來大家都進入電力市場可能電價要降到兩毛多、三毛多。‘躺賺’的時代過去，我們必須要多種渠道開發光伏電力價值了。”
王勃華也表示，電力現貨市場交易與中長期長協交易有較大的不同，顛覆了以往的商業模式。未來在現貨市場體系下，電價將隨時間和空間發生變化，光伏企業要打破固定電價銷售電量的盈利模式，探索光伏發電參與市場化電力交易的第二成長曲線。
