廣東電力交易中心日前完成電力現(xiàn)貨市場2020年首次全月結(jié)算試運行第一輪測試，這是南方(以廣東起步)試點繼2019年完成按日試結(jié)算測試和按周結(jié)算試運行后首次開展全月結(jié)算的試運行。

在此之前，已有山西、甘肅、山東、浙江、福建、蒙西和四川在2019年全部實現(xiàn)模擬試運行，并在9月密集開展結(jié)算試運行測試，全國8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進度明顯加快。

我國以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的電力市場體系建設(shè)已初見雛形。據(jù)統(tǒng)計，2019年全年市場化交易電量預(yù)計達2.3萬億千瓦時，占全社會用電量的32%，同比提高約6%。

電力現(xiàn)貨交易是電力市場的重要組成部分

2015年啟動的新一輪電力體制改革中，電力市場建設(shè)被寄予厚望，而電力現(xiàn)貨市場作用突出。在中發(fā)[2015]9號文中明確提到：“逐步建立以中長期交易規(guī)避風險，以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”。

當電改進入深水區(qū)，電力現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)配套政策近年來陸續(xù)出臺。8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點相關(guān)工作取得實質(zhì)性進展。截止2019年6月，已全部模擬試運行。

表1 近年發(fā)布的電力現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)配套政策

作為完整的電力市場體系重要組成部分，電力現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易和備用、調(diào)頻等輔助服務(wù)交易，與中長期交易市場形成互補，是實現(xiàn)資源優(yōu)化配置的平臺，以市場化手段保障電力實時平衡和電網(wǎng)安全運行，實現(xiàn)更具經(jīng)濟性的用能成本。

國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所新能源研究室主任王彩霞表示，通過現(xiàn)貨市場可以發(fā)揮價格信號引導作用，促進資源高效優(yōu)化配置。

加大消納總要求下，新能源參與電力現(xiàn)貨市場是大勢所趨

在我國，可再生能源發(fā)電實施全額保證性收購制度受立法保護，但隨著近年來新能源裝機的快速發(fā)展，新能源發(fā)電消納問題凸顯，降低棄風、棄電率成為2016后多項政策的著力點。而如何加大新能源發(fā)電消納能力也在電力市場建設(shè)的制度設(shè)計中受到重點關(guān)注。

圖1 2015-2019年風、光累計裝機量及棄風、棄光率

據(jù)了解，2019年全年國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)全年新能源省間交易電量超過800億千瓦時，新能源省內(nèi)市場化交易電量超過500億千瓦時。不過，這些交易更多體現(xiàn)為集中式電站中長期雙邊電力交易，而現(xiàn)貨市場交易更適應(yīng)新能源出力的波動性和隨機性等特點，更有利于新能源消納。低邊際成本有助于新能源發(fā)電被優(yōu)先調(diào)度，而通過價格信號引導全網(wǎng)資源主動調(diào)峰也為新能源發(fā)電拓展消納空間。

2019年8月發(fā)布的《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》就強調(diào)，要“建立促進清潔能源消納的現(xiàn)貨交易機制”，同時要求各電力現(xiàn)貨試點地區(qū)應(yīng)設(shè)立明確時間表，使新能源發(fā)電參與電力現(xiàn)貨市場。

目前，8個試點地區(qū)在新能源是否參與現(xiàn)貨市場上表現(xiàn)不一，甘肅、山西、蒙西、山東采用各種不同方式將新能源納入現(xiàn)貨市場交易，而浙江、廣東、四川、福建等地則不參與現(xiàn)貨市場，更多仍沿用全額保障性收購方式。

不過，可以預(yù)見的是，隨著試點工作的深入開展，新能源將全部納入當?shù)仉娏ΜF(xiàn)貨市場交易。國發(fā)能研院、綠能智庫認為，當電力現(xiàn)貨市場交易在全國更大范圍推廣時，新能源以各地適合的方式參與電力現(xiàn)貨市場交易應(yīng)該只是時間問題。

電力現(xiàn)貨市場交易或?qū)嚎s分布式發(fā)電收益空間

以光伏為主的新能源分布式發(fā)電項目近年來發(fā)展較快，充分利用政策和電網(wǎng)條件，多種模式下均有不錯的收益，特別是規(guī)模較大的項目采用全額上網(wǎng)模式，在風險可控下能取得最佳效益。

然而，這種狀況在平價上網(wǎng)階段已出現(xiàn)變化，電力現(xiàn)貨市場交易預(yù)計將進一步壓縮分布式發(fā)電項目的收益空間。單純提高新能源消納比例無法保障項目獲得預(yù)期的收益，售電價格的影響更加明顯。

為推進新能源平價項目的開展，2019年1月發(fā)布的《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》(發(fā)改能源〔2019〕19號)中，一方面強調(diào)了保障對新能源優(yōu)先發(fā)電和全額保障性收購，同時也特別提出，由省級電網(wǎng)企業(yè)與項目單位簽訂不少于20年的固定電價購售電合同，保障電價政策的長期穩(wěn)定。遺憾的是，該通知同時明確，相關(guān)政策不適用于2020年后的平價上網(wǎng)項目。

2019年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》(發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號)，提出火電采用“基準電價+上下浮動”的電價機制，分布式發(fā)電穩(wěn)定的錨定價格被打破。在工商業(yè)平均電價只降不升的總體趨勢下，火電發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價將承壓。而根據(jù)現(xiàn)有經(jīng)驗，電力市場化交易規(guī)模的擴大會繼續(xù)拉低火電平均上網(wǎng)電價，這將直接對分布式發(fā)電項目收益造成較大影響。

另外，電力市場化改革中，風、光等新能源權(quán)利和義務(wù)被重新平衡，或?qū)⒃黾悠絻r階段分布式發(fā)電項目的經(jīng)營壓力。據(jù)了解，東北電力輔助服務(wù)市場運行后風、光等新能源發(fā)電利用率提升顯著，但2019年風、光、核等清潔能源每度受益多發(fā)電量分攤輔助服務(wù)費用達0.117元/kWh。在另一些地區(qū)，新能源電站配置儲能、增強出力靈活性也在嘗試。

更大的挑戰(zhàn)將來自于電力現(xiàn)貨市場交易，特別是增量分布式發(fā)電項目面臨的不確定性將大幅增加。

根據(jù)現(xiàn)有試點地區(qū)結(jié)算試運行的結(jié)果，電力現(xiàn)貨市場交易下，平均出清價格通常會低于基準電價，且價格波動也遠低于目錄電價中峰谷價差，這直接導致分布式光伏發(fā)電項目收益受損，隨機性增大。同時，分布式發(fā)電項目出力預(yù)測、調(diào)控的難度較大，針對日發(fā)電曲線預(yù)測的偏差考核可能會進一步增加其運營費用。

圖2 南方(以廣東起步)試點結(jié)算試運行用電側(cè)現(xiàn)貨日前出清價格

華北電力大學經(jīng)濟與管理學院教授曾鳴表示，電力交易系統(tǒng)處于試點階段，而且各地還有不同的用電結(jié)構(gòu)、不同的環(huán)境容量、不同的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、不同的資源稟賦、不同的經(jīng)濟條件、甚至不同的外部政策，這些都會使分布式光伏發(fā)電在電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)多種不確定性。

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，2020年后并網(wǎng)的分布式光伏項目，新能源綠色電力的價值尚不能得到很好的體現(xiàn)，收益面臨多重壓力，而電力現(xiàn)貨市場帶來的不確定性最大，或?qū)⒁种祈椖客顿Y需求。

分布式發(fā)電市場化交易仍面臨相當大阻力

事實上，為破解新能源分布式發(fā)電項目就近交易和消納的問題，相對獨立于電力市場改革的分布式發(fā)電市場化機制也一直在推進，通過就近與高價值用戶簽訂中長期合約直接交易，降低輸配電價成本，提升分布式項目收益，被視為是實現(xiàn)平價上網(wǎng)的重要途徑之一。曾鳴認為，分布式電力交易是未來方向之一，相比電力現(xiàn)貨市場交易，這種模式下收益確定性更高。

2017年10月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》(發(fā)改能源〔2017〕1901號)，明確“直接交易、委托電網(wǎng)企業(yè)代售電、電網(wǎng)企業(yè)按標桿上網(wǎng)電價收購”三種具體模式，電網(wǎng)只收取過網(wǎng)費。這種模式打破了“隔墻售電”的市場壁壘，被業(yè)內(nèi)寄予厚望。

然而，直到2019年5月，國家發(fā)改委和國家能源局才首次公布包含26個項目、共165萬千瓦的分布式發(fā)電市場化交易試點名單。之后，試點項目的推進看起來也并不順利。

據(jù)了解，分布式發(fā)電市場化交易尚面臨諸多問題，比如交易主體責權(quán)利的劃分界定存在爭議、與電力市場銜接尚有缺失、交易模型和交易方式仍不成熟等。其中，交易主體責權(quán)利的劃分存在爭議是阻礙分布式發(fā)電市場化交易項目落地的主要因素，核心問題是過網(wǎng)費標準和分布式項目所承擔的責任和義務(wù)。

在2019年12月印發(fā)的《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則(試行)》中對交易雙方、電網(wǎng)企業(yè)的權(quán)力義務(wù)描述顯然盡可能兼顧了多方利益。雖然過網(wǎng)費明確按國家相關(guān)規(guī)定執(zhí)行，但分布式項目被要求通過安裝儲能等手段來提升供電靈活性和穩(wěn)定性，且交易雙方要服從統(tǒng)一調(diào)度。

3月，江蘇省發(fā)改委、江蘇能監(jiān)辦再次發(fā)布《關(guān)于積極推動分布式發(fā)電市場化交易試點有關(guān)工作的通知》，大力推動7個項目試點相關(guān)工作的開展，作為國內(nèi)首個破冰分布式發(fā)電市場化交易的地區(qū)，具體機制和效果仍有待觀察，但平衡各地參與方利益，在全國大范圍推廣實施顯然難度更大。

相關(guān)企業(yè)應(yīng)提前研究應(yīng)對分布式發(fā)電如何參與電力市場

目前來看，在一些地區(qū)，分布式發(fā)電參與市場化交易仍會首先在整個電力市場框架下進行。

據(jù)王彩霞介紹，鼓勵分布式光伏等分布式的市場主體參與電力市場是國際電力改革的新趨勢，但從實踐來看，分布式市場主體如何參與市場還有許多技術(shù)、監(jiān)管等方面的問題需要解決，目前國際上尚無分布式市場主體參與市場的實踐案例。

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，盡管尚無可參考的國外經(jīng)驗，但研究國內(nèi)現(xiàn)貨電力市場交易試點地區(qū)逐漸增多的測試數(shù)據(jù)和交易情況，相關(guān)企業(yè)有必要提前做好應(yīng)對準備。

曾鳴為未來分布式發(fā)電的方向指出了兩種主要方式：一種是自發(fā)自用、余電上網(wǎng)，這也是十四五電力發(fā)展規(guī)劃當中分布式發(fā)電的重點。另一種是光伏等可再生能源分布式發(fā)電要考慮與儲能結(jié)合，利用綜合能源、多能互補模式來發(fā)展。