中國儲能網訊：當前，隨著新能源占比的持續(xù)快速提升，推動新能源參與電力市場、以市場機制優(yōu)化資源配置已成為共識。《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）提出，“到2030年，新能源全面參與市場交易”。5月29日，國務院印發(fā)《2024—2025年節(jié)能降碳行動方案的通知》（國發(fā)〔2024〕12號）提出，“深化新能源上網電價市場化改革”。新型電力系統(tǒng)構建要求持續(xù)提升風電、光伏等新能源發(fā)電占比，隨著新能源逐步成為主體電源，全面參與市場將有助于發(fā)現(xiàn)其電能量價值和系統(tǒng)成本，同時也需做好新能源長效發(fā)展、計劃與市場銜接等機制設計，通過“有效市場、有為政府”，保障新能源市場化可持續(xù)發(fā)展。
01.市場已成為我國新能源資源配置的主要手段
全國新能源市場化電量已達半數(shù)，呈現(xiàn)“三北高、東南低”的特點。當前，我國新能源上網電量包括保障性收購和市場化消納兩部分。保障性收購電量通過電網企業(yè)以政府定價（項目核準/備案時確定）收購，市場化消納電量通過電力市場競爭形成價格。2023年，我國新能源市場化交易電量占總發(fā)電量的47.3%，但具體省份情況差異較大?？傮w上，東北、西北、華北北部（即“三北”地區(qū)）等新能源占比較高的省份，其新能源市場化比例也相對更高。相比之下，東南部省份新能源市場化比例較低，仍有部分省份對新能源全部上網電量進行保障性收購。
部分新能源高占比地區(qū)新能源參與市場后的電價出現(xiàn)明顯下降。新能源發(fā)電具有隨機性、波動性和反調峰特性，隨著新能源占比的提升，上述特性將造成新能源發(fā)電對電力系統(tǒng)的實際價值下降。隨著市場建設的深化，價格將越來越體現(xiàn)實際價值。因此，可粗略認為，新能源占比越高、市場越“精細”（如細化中長期分時段交易、建立現(xiàn)貨市場），新能源平均電價將越低。從實際交易情況來看，甘肅、新疆2024年光伏中長期交易均價較基準價下降超30%。2023年，山西現(xiàn)貨市場中光伏和風電場站結算均價較基準價分別降低27%和20%，蒙西現(xiàn)貨市場中光伏和風電場站結算均價較基準價分別降低23%和36%，新能源參與現(xiàn)貨市場后出現(xiàn)一定程度降價。
02.推動新能源參與市場需關注合理收益、保障性收購電量與市場銜接等問題
新能源參與市場后，市場能夠通過價格信號引導各類資源的合理配置，但同時新能源企業(yè)和電力市場運營也將面臨一定挑戰(zhàn)。
（一）新能源市場價格風險可能影響長期投資積極性
新能源參與市場交易后價格有所降低，需建立長效保障機制保障投資積極性。如前所述，新能源市場價格下降的深層次原因是其實際價值下降，從具體電價機制上，需關注以下三方面電價變動。一是政府定價電量價格預期可能被打破。隨著新能源保障性收購電量轉入市場交易，價格形成機制從穩(wěn)定的政府定價轉為“隨行就市”的市場定價，需做好平穩(wěn)過渡。二是市場電量價格能否保持。隨著新能源占比的不斷提升，按照邊際成本定價理論，新能源這種邊際成本接近0的發(fā)電占比提升，市場出清價格將下降。三是燃煤發(fā)電電價結構變化對電能量價格的影響。煤電作為我國電力市場的邊際定價機組，長期是電能量價格的錨定。受煤電容量電價引入的影響，燃煤發(fā)電電能量市場報價從“回收固定成本+變動成本”逐步轉為“只回收變動成本”的模式，燃煤發(fā)電平均申報電價下降，將進一步拉低市場出清價格。
新能源項目建設需考慮未來十幾年、二十幾年的電價收益預期，在原政府定價時期，發(fā)電企業(yè)對電價預期相對清晰。隨著新能源電量高比例參與市場，發(fā)電企業(yè)難以對未來電價進行準確判斷，隨著市場出清價格的下降，可能導致存量新能源難以回收成本，影響新能源發(fā)電的投資積極性和可持續(xù)發(fā)展。
（二）新能源保障性收購電量與市場交易尚存在一定銜接問題
現(xiàn)有保障性收購電量執(zhí)行方式降低了市場資源優(yōu)化配置效果，亟需優(yōu)化銜接模式。目前，新能源保障性收購電量作為優(yōu)先發(fā)電的一部分，由電網企業(yè)統(tǒng)一采購，作為居民、農業(yè)（即優(yōu)先購電）用戶的購電來源，剩余部分滿足電網企業(yè)代理購電用戶。在具體執(zhí)行中，通常作為優(yōu)先發(fā)電計劃完成，計劃與市場尚存在一定銜接問題。一是市場邊界不明確。各省對于保障性收購電量的完成方式存在較大差異，如山西曾按照“以用定發(fā)”原則在日前確定保障性收購曲線，江西由發(fā)電企業(yè)自主確定保障性收購曲線，各省實際完成的保障性收購電量與年度計劃也存在一定差異。保障性收購電量作為市場邊界，若市場邊界難以及時確定，將影響市場預期形成，降低市場效率。二是主體權責不對等。部分保障性收購電量不承擔因自身預測誤差產生的系統(tǒng)成本，如部分東部省采用高比例保障性收購模式，保障性收購電量產生的系統(tǒng)成本最終由其他主體承擔，影響市場公平性。隨著新能源占比的快速提升，“邊界不明確”“權責不對等”矛盾將愈發(fā)突出，降低市場資源優(yōu)化配置能力?！蛾P于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）提出，“推動將優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃轉化為政府授權的中長期合同”。
因此，為引導新能源市場化可持續(xù)發(fā)展、做好計劃與市場的銜接，亟需發(fā)揮“有效市場、有為政府”作用，以政府授權合約等機制設計，保障新能源健康可持續(xù)發(fā)展。
03.以政府授權合約推動新能源市場化可持續(xù)發(fā)展
目前，我國電力市場對政府授權合約尚未有官方定義，僅在山東、廣西等地已有政府授權合約的不同應用。結合市場實際需求，本文所指的政府授權合約既包含政府授權某機構（如電網企業(yè)）與經營主體簽訂的差價合約，也包含為經營主體提供市場之外電價支持的“虛擬”差價合約，具體可通過市場交易的電價規(guī)則實現(xiàn)。上述兩類政府授權合約分別對應本章以下兩節(jié)內容。在政府授權合約具體設計中，需注重與優(yōu)先發(fā)購電等現(xiàn)行政策銜接、在“激勵相容”的前提下保障合理收益，同時操作要簡單、可行。
（一）保障性收購電量轉政府授權合約
由電網企業(yè)將保障性收購電量簽訂政府授權合約，價格取原政府定價。為便于區(qū)分，本文稱保障性政府授權合約。具體機制如下：考慮到與現(xiàn)行優(yōu)先發(fā)購電政策做好銜接，建議由電網公司作為新能源企業(yè)的合約對手方，按照保障性收購電量規(guī)模簽訂政府授權合約，合約價格取原政府定價（一般為燃煤基準價），保障政府定價電量價格穩(wěn)定，并實現(xiàn)全電量入市，按照交易規(guī)則結算。通過保障性政府授權合約，為經營主體提供更加清晰的市場預期，并引導其提升市場競爭能力，響應系統(tǒng)需求。保障性政府授權合約電量首先用來滿足優(yōu)先購電需求，剩余部分滿足電網企業(yè)代理購電用戶，如圖1、2，表1所示。按照《關于組織開展電網企業(yè)代理購電工作有關事項》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）要求，其中滿足優(yōu)先購電需求的相關損益由全體市場化用戶承擔。
圖1：政府授權合約電量劃分示意圖
圖2：政府授權合約下市場交易關系示意圖
表1：保障性政府授權合約要素
具體操作上，年度交易前，交易機構公布全省風電、光伏政府授權合約預期曲線，僅提供市場邊界預期，不作為結算依據。月度交易前，交易機構公布風電、光伏政府授權合約曲線。通過逐月滾動完成保障利用小時數(shù)或電量。月度公布后，考慮到穩(wěn)定市場預期，月內不再調整。交易結算方面，政府授權合約電量結算參照現(xiàn)有中長期交易合同結算規(guī)則執(zhí)行。
（二）市場化交易電量以政府授權合約保障合理收益
由政府設定新能源市場化電量的政府授權合約（電價支持機制），在“激勵相容”的前提下保障合理收益。為便于區(qū)分，稱市場化政府授權合約。相比保障性政府授權合約，市場化政府授權合約是一種“虛擬合約”，可設計為市場之外的電價支持機制。具體來說，新能源企業(yè)仍正常與售電公司、電力用戶開展電力交易。政府通過設置電力市場相關結算規(guī)則等方式，在交易結算階段實現(xiàn)“價格調控”，形成在交易組織外的“政府授權合約”，保障新能源參與市場后的合理收益，相關損益由全體市場化用戶承擔，如圖1、2，表2所示。
表2：市場化政府授權合約要素
市場化政府授權合約的核心在于如何設計“激勵相容”的電價機制。即新能源企業(yè)在最大化自身收益的同時，推動電力系統(tǒng)和全社會福利提升。如按照項目自身電價與目標電價差值進行補償，即無論項目自身結算電價多少都補償?shù)侥繕穗妰r，則新能源企業(yè)將缺少提升預測精度、加強曲線調節(jié)能力的動力，導致“躺平”，甚至故意以低價賣給利益相關方以套取補償電價。因此，如表2所示，本文初步設計了“補償該類型項目平均結算電價與目標電價差值部分”的電價機制，具體可見后例。
具體操作上，在年度交易前，由政府出臺本年度政府授權合約相關規(guī)則，主要包括分項目類型、建設時間（如2021—2023年建成的陸上風電場）的政府授權合約目標電價。交易結算方面，在現(xiàn)有交易結算模式基礎上，根據政府授權合約規(guī)則，對原市場交易后結算的電價進行調整。
市場化政府授權合約——舉例說明：
現(xiàn)有風電場a（2020建成）、風電場b（2024年建成）、風電場c（2024年建成），假設均無保障性收購電量，其市場化政府授權合約目標電價分別為0.4元/千瓦時、0.35元/千瓦時、0.35元/千瓦時。
風電場a、b具有良好的預測能力和市場競爭能力，參與電力市場后，均得到年均結算電價0.34元/千瓦時。風電場c預測能力較差，最終得到年均結算電價0.3元/千瓦時。2020、2024年建成風電場年均結算電價均為0.33元/千瓦時。
按照政府授權合約設計：
風電場a最終電價：0.34+（0.4-0.33）=0.41元/千瓦時
風電場b最終電價：0.34+（0.35-0.33）=0.36元/千瓦時
風電場c最終電價：0.3+（0.35-0.33）=0.32元/千瓦時
對比風電場a、b，由于風電場a建設時成本較高，體現(xiàn)到政府授權合約目標電價設計中a的目標電價比b高0.05元/千瓦時，在其他價格一樣的情況下，保障了其合理的成本回收。對比風電場b、c，風電場b通過市場競爭比風電場c多收益的0.04元/千瓦，在政府授權合約結算后未受影響。政府授權合約在保障新能源發(fā)電整體合理收益的基礎上，依然能夠引導各主體提升市場競爭能力，實現(xiàn)“優(yōu)勝劣汰”。
