金 洋

(中國恩菲工程技術有限公司, 北京 100038)

0 前言

當前,在國家建設統(tǒng)一大市場的背景下,蓬勃發(fā)展的新能源正在加速融入我國電力市場。隨著“雙碳”目標的逐步實現(xiàn),新能源還將迎來更大規(guī)模、高質量的發(fā)展[1-2],加快建立綠色能源生產(chǎn)消費的體制機制、充分發(fā)揮市場在資源配置過程中的決定性作用至關重要。本文分析了當前我國新能源發(fā)展存在的問題,以及國內(nèi)外現(xiàn)行新能源并入電力市場的模式,對中國加速建構新時期電力市場體系給出建議。

1 新能源發(fā)展現(xiàn)存問題

歷史上能源的數(shù)次變革,從木炭到煤炭,到油氣,再到現(xiàn)在的新能源,均以減少排放溫室氣體為全球共識。我國也在近20年持續(xù)推動綠色電力發(fā)展,尤其在2020年“雙碳”目標提出后,新能源發(fā)展進一步提速。在裝機規(guī)模方面,截至2021年底,中國水電、核電、風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模分別為3.9億kW、0.53億kW、3.3億kW和3.1億kW,在發(fā)電量方面分別達到1.321 3萬億kW·h、4 076億kW·h、6 554億kW·h、3 269億kW·h。其中,風光電裝機占比26.9%,發(fā)電量占比12.1%。

我國新能源發(fā)展速度快、規(guī)模大,但是包括電力市場適應程度在內(nèi)的諸多問題亟待解決:

1)在消納方面,大規(guī)模的新能源集中并網(wǎng),帶給電網(wǎng)的沖擊較大,電網(wǎng)消納能力跟不上,存在較大的安全風險。此外,由于風光電的出力具有非常明顯的間歇性、波動性和反調峰特性,對電網(wǎng)負荷能力、調節(jié)能力都提出很高要求。更加值得關注的是,過去較長一段時間,新能源并網(wǎng)配套的輸電網(wǎng)規(guī)劃和建設均存在比較滯后的問題,極大地阻礙了電力向需求端的輸送,造成電力供需兩端的失衡問題[3]。

2)在價格方面,近年來國家對可再生能源的補貼力度降低,市場化水平提升,日益激烈的市場競爭嚴重地擠壓了企業(yè)的利潤空間。

3)在技術方面,產(chǎn)業(yè)在初期重點發(fā)展中低端裝備制造,迅速實現(xiàn)了資源優(yōu)勢,但是整體技術水平仍然有待提升。尤其在近些年的快速發(fā)展過程中,“重規(guī)模、輕高端”的問題有待解決,跨產(chǎn)業(yè)、多領域的技術集成也非常不足。

4)在市場化方面,中長期的電力交易市場中,總體電量的持續(xù)增加必將造成整體電價水平降低,其中火電價格的下降,使新能源企業(yè)效益在“保量不保價”的局面下受損。此外,在過去很長一段時間內(nèi),由于產(chǎn)業(yè)發(fā)展與市場機制發(fā)展進度不匹配,新能源參與電力輔助服務市場的模式并不清晰,不論是光伏發(fā)電還是風力發(fā)電,都僅能作為輔助服務費用分攤者,導致成本增加、收益降低。最為關鍵的是,在以儲能為代表的新能源技術的應用并入過程中,新能源納入電力市場的條件認定、價格等方面存在諸多不明朗之處,政策難題待解。

2 新能源參與電力市場的條件

2022年1月,國家發(fā)改革和能源局聯(lián)合出臺《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(以下簡稱《意見》),提出到2025年,初步建成全國統(tǒng)一的電力體系;到2030年,基本建成全國統(tǒng)一的電力市場體系。其中的核心內(nèi)容仍然在于電力改革的市場化和轉型。這當中,市場化仍然聚焦于還原電力作為商品的市場屬性;轉型則強調了電力市場對于占比持續(xù)提升的新能源的適應性?！兑庖姟诽岢龅呐c新能源相關的幾方面內(nèi)容,將極大地推動新能源與電力市場的緊密結合,使新能源能夠全面參與電力市場交易。

因新能源所具有的特殊性,參與電力市場應該具備以下幾個方面的基本條件:

1)以配套的輔助服務市場作為保障,建立起一套適應性強、較為全面的輔助服務市場機制,或者建立起能夠迅速得到應用的補償機制。針對新能源發(fā)電的間歇性特點配備發(fā)電機組,為電力系統(tǒng)提供安全運行保障。

2)電價機制[4]。相對而言,新能源的投資成本較高,除了政府層面給予補貼,還需要在電價方面給予有效激勵,以提高新能源市場競爭力。例如,可以根據(jù)常規(guī)能源和新能源的成本差異考量激勵,或者根據(jù)新能源本身所具有的社會、環(huán)境、市場效益,在常規(guī)電價基礎上予以激勵(補貼)。

3)保障機制。由于當前儲能技術仍有較大提升發(fā)展空間,對于新能源進入市場交易的保障,也應以長期合同為主。此外,電網(wǎng)公司既要支持新能源電力的接入,以確保新能源的波動性不會影響系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行,還要付出成本購買新能源電力(價格通常高于常規(guī)電力),因此需要以各種方式來收回用于購買綠色電力的資金。同時,還要結合資源的富集程度,建立與相關市場行為配套的差價分攤機制。

3 新能源補貼及參與電力市場典型模式

全面參與電力市場,是新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必由之路。自20世紀80年代起,世界各國就開始逐步嘗試在電力市場引入新能源,并逐步建立起電力體系,從而提高資源利用率,使各行業(yè)均衡、高效、協(xié)調發(fā)展。在《京都議定書》簽訂后,各國紛紛以各種政策鼓勵新能源發(fā)展,相關政策和市場機制形成了類似的框架和內(nèi)容。

總體來說,建立電力市場的前提是電能可以像商品一樣得到交易。相關框架的建立,都是以拓展新能源在電力市場中的份額為目的,而實現(xiàn)此目的主要途徑是提升新能源技術水平和補貼價格。

3.1 電價機制

從國際上看,在電價端建立新能源電力市場機制或給予補貼,作用明顯且快速。電價補貼是各國在新能源行業(yè)發(fā)展初期常用的政策扶持手段,主要包括固定上網(wǎng)電價、溢價補貼、凈電表制、差價合約及招標電價機制等方式。

1)固定上網(wǎng)電價是指按照新能源的發(fā)電標準成本,明確對電力上網(wǎng)價格作出規(guī)定,電網(wǎng)企業(yè)按照規(guī)定的上網(wǎng)價格向發(fā)電企業(yè)支付費用。此種機制能夠較為有效地確保發(fā)電項目的收益,且相對來說較為持續(xù)、穩(wěn)定,對于吸引更多地社會資本進入相關領域具有優(yōu)勢。

2)溢價補貼是在電力市場價格的基礎上,給予可再生能源相應的電價補貼,市場溢價補貼水平固定不變。也就是說,采用溢價補貼,新能源的上網(wǎng)電價不再單獨確定,而是參照常規(guī)電價或采用市場電價同時給予補貼,從而保證新能源發(fā)電收益的穩(wěn)定性,以及確保政府補貼規(guī)模的相對穩(wěn)定。

3)凈電表制是一種特殊的溢價電價政策,適用于小規(guī)模風、光電項目,如分布式光伏系統(tǒng)等。采用此種方法,安裝可以反轉的雙向電流表,實現(xiàn)凈電流計電量,使白天發(fā)電量超過用電量的建筑物上網(wǎng),夜間使用電網(wǎng)電力,最終按照電力用戶的銷售電價確定可再生能源的電價。

4)差價合約為電網(wǎng)與新能源發(fā)電廠簽訂合約,以固定價格購買新能源所發(fā)電量,并在運行中根據(jù)實際發(fā)電量級出清的市場電價計算收入,屬于市場電價和溢價補貼的組合模式,不過由于合約價格由市場競爭決定,所以有利于降低新能源的溢價補貼。

5)招標電價是通過招標方式確定新能源價格的機制,可以確保獲得相對價格較低的電價,從而降低補貼資金的總量。

為保障能源安全、推動低碳發(fā)展,歐洲自20世紀末就出臺了大量新能源扶持政策,其中的財政補貼政策吸引全球投資者競相進入,使歐洲迅速成長為當時世界上新能源規(guī)模最大、比重最高的地區(qū),尤其是在光伏、風電方面。巨額補貼催生了市場,但長期實施也給政府帶來巨大財政負擔,尤其歐洲各國政府赤字不斷擴大,同時還引發(fā)產(chǎn)業(yè)發(fā)展過熱和產(chǎn)能過剩的問題。且高能耗行業(yè)的成本增加,雖然會加快新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展,但也會使一些傳統(tǒng)工業(yè)領域的發(fā)展受到影響,國際競爭力下降。因此,歐洲各國在最近10年逐步削減補貼,新能源行業(yè)明顯降溫,進入平穩(wěn)發(fā)展階段[5]。

中國自2006年實施《中華人民共和國可再生能源法》,也通過電價附加費的方式籌集資金對新能源上網(wǎng)電量給予補貼,且為滿足補貼需求多次上調電價附加費征收標準。隨著新能源行業(yè)高速發(fā)展,可再生能源裝機量呈幾何級增長,電價附加收入難以覆蓋存量滾動的可再生能源補貼,缺口高達數(shù)千萬元。2020年以來,國家加大力度采用各種措施彌補之前的“欠賬”,并出臺財稅政策給予行業(yè)發(fā)展以引導調控。

3.2 配額制

配額制指的是國家或地區(qū)以法律強制規(guī)定新能源發(fā)電量或占比,由為終端用戶供電的電商承擔配額。對責任主體當中未及時合規(guī)完成配額義務的單位進行罰款,以實現(xiàn)提高新能源比例的目的。與配額制相輔出現(xiàn)的,是綠色電力證書(簡稱“綠證”)。可再生能源參與電力市場,出售電能之后可獲取與發(fā)電量相對應的綠色電力證書。綠證可以在市場上出售,并獲得收益。一方面,引入綠證可以有效規(guī)避新能源因波動性、區(qū)域發(fā)展不平衡等問題面對標準單一、強制性的行政手段時出現(xiàn)的被動局面,引入市場化機制使配額責任主體以更加靈活的方式完成配額;另一方面,引入綠證,以市場促進價格調節(jié),相對于固定補貼,更有益于促進技術進步和產(chǎn)業(yè)升級;此外,政策的框架結構相對穩(wěn)定,也能降低政府的監(jiān)管成本,利于推動政府支持行業(yè)的發(fā)展。

英國自2002年就實施了配額制,隨后澳大利亞、日本、韓國、美國部分地區(qū)相繼實施此項制度。承擔配額的主體,有售電企業(yè),也有發(fā)電企業(yè),都獲得較好的實施效果。在很多國家和地區(qū),具有經(jīng)濟實力和環(huán)保意愿的個人和企業(yè)還可以通過自愿的方式對綠證進行自主認購,表達消費綠色電力的意愿。對于一些知名企業(yè)來說,這也是踐行社會責任、提升企業(yè)品牌價值的一種手段。

在我國,《中華人民共和國可再生能源法》首次提出了可再生能源配額的概念;2010年國務院發(fā)布《關于加快培育和發(fā)展戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)的決定》,首次以官方文件確定實施可再生能源配額制;2015年,國家發(fā)布《關于開展可再生能源就近消納試點的通知》,要求努力解決棄風棄光的問題;2018年,國家發(fā)改委、能源局三輪征集對可再生能源配額制的實施意見,并明確承擔配額義務的市場主體及相關考核辦法;2019年,國家印發(fā)《關于印發(fā)各省級行政區(qū)2020年可再生能源電力消納責任權重的通知》,配額制在我國正式落地,但較長一段時間,由于缺乏實質獎勵、價格較高等原因,綠色交易較為停滯。

4 新能源與中國電力市場的加速融合路徑

我國的電力改革始于2002年,國家出臺《電力體制改革方案》,著力扭轉過去指令性強、政企不分、廠網(wǎng)不分的情況,推動市場主體多元化發(fā)展,在發(fā)電側市場塑造主體。由此,中國加快了電網(wǎng)建設,輸配電價持續(xù)上漲。隨后,電力市場相繼出現(xiàn)了交易機制、市場定價機制缺失,以及可再生能源開發(fā)利用困難等問題。國家在2015年啟動了第二輪電力市場化改革,發(fā)布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》,聚焦輸配電價核定、增量配網(wǎng)市場和售電市場放開兩個方面,北京、廣州兩個國家級的電力交易中心、省級電力交易中心隨即建立,多種類型的交易品種逐步形成。2016年以后,新一輪輸配電價改革確立了“準許成本加合理收益”的機制,尤其在一般工商業(yè)電價連續(xù)降低的大背景下,輸配電價持續(xù)下降。2020年,國家發(fā)布《關于推進電力交易機構獨立規(guī)范運行的實施意見》,要求在2025年之前建立全國統(tǒng)一的電力交易組織體系,由此使發(fā)電側、售電側充分競爭,引導經(jīng)營性用戶全部進入市場,使電力的商品屬性得到凸顯,同時參與電力交易的機組也實現(xiàn)了火電、水電、核電、風電和光伏發(fā)電的全覆蓋。2021年,國家提出改革煤電價格市場化形成機制,特別要求有序推動燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場,并對除高耗能行業(yè)以外的市場交易電價進行限制。10月份,《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》印發(fā),對于推動發(fā)電、用電兩側建立“能漲能跌”的市場化電價機制至關重要,通過放開發(fā)電側電源和用戶,使中國電價機制開始向完全市場化軌道行進。這被業(yè)內(nèi)視為中國電力市場2015年以來的一次重大改革。2022年1月發(fā)布的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》,是一份國家電力市場建設的綱領性文件,標志著我國電力市場建設由省委單位的“各自為政”、不同市場功能局部優(yōu)化布局的階段,進入了跨省跨區(qū)、全國融合、系統(tǒng)優(yōu)化的新階段。

4.1 持續(xù)完善電力市場對新能源的配套政策

在我國“雙碳”目標、電力體制改革的背景下,相關配套政策的建立至關重要,將推動新能源更加積極高效、公平地參與市場競爭。

1)統(tǒng)籌優(yōu)化全額保障性的收購制度,加強與電力市場建設的協(xié)同。以當下實際為基礎,面向長遠進行考慮。初期可以存量項目基數(shù)進行保障性收購,明確退坡路徑后實現(xiàn)退坡。在政策上增強穩(wěn)定性和可預期性,在電價上行周期鼓勵新能源自愿選擇參與市場交易,自行承擔市場收益和風險。對于新增產(chǎn)能,則不再進行全額保障收購,通過競爭的配置方式確定上網(wǎng)電價,探索通過政府授權的合約方式,與市場進行有效銜接,同時自主選擇是否參與電力市場。

2)健全可再生能源消納責任權重機制。在此方面,要加強與綠色證書制度的銜接,優(yōu)化各省區(qū)可再生能源電力消納責任權重指標,強化考量新能源發(fā)展利用目標、歷史消費削弱和完成難易程度的影響,制定更加合理的消納責任權重,并落實到每個用電主體。強化消納責任權重的剛性約束,對未完成消納責任權重的主體實施懲罰電價,進一步激發(fā)綠色電力的消費潛力,共同承擔新能源的消納責任。同時要注重健全綠色電力證書、碳排放權交易等制度,加強統(tǒng)籌銜接,使綠色電力的價值得到進一步彰顯。

4.2 提升電力市場對可再生能源的適應性

1)理順新能源電網(wǎng)電價形成機制。著力新能源市場主體,創(chuàng)造和提供更加公平的競爭環(huán)境,不開展以降價為目的的交易,從而使新能源作為電力商品的真實價值得到充分發(fā)揮,依靠市場機制實現(xiàn)其經(jīng)濟消納率。同時,要持續(xù)完善“棄風棄光”考核標準,落實文件要求,對于因考慮經(jīng)濟性不高而通過報價資源產(chǎn)生的棄風棄光,不納入考核,需要推動各地落實,同時要注意將追求95%消納率的政策導向轉化為追求新能源消費電量占比的目標。

2)進一步完善市場機制,提升新能源適應性。相關交易牽頭部門要加強統(tǒng)籌,完善交易機制,將曲線交易以中長期為時間單位逐漸轉變?yōu)闃藴驶慕灰灼贩N。同時,允許發(fā)電企業(yè)和用戶買入或賣出電量,提升中長期交易的流動性,縮短交易周期,提升交易頻次,并且在交易調整上給予重組的機會。在電力現(xiàn)貨市場建設初期,適當降低對新能源的偏差考核標準,考慮以“報量不報價”的形式參與現(xiàn)貨交易,作為市場價格的接受者有限出清。加強對有關重點信息的披露管理,保障及時性、準確性和信息獲取便利性,使新能源主體能夠及時獲取重組的市場信息,從而進行價格預測和風險控制。

4.3 提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力

新能源發(fā)電并網(wǎng)速度持續(xù)超過電力需求增長,在電力系統(tǒng)調節(jié)能力提升空間有限的前提下,新能源消納非常困難。為此,應進一步推進火電改造,面向調峰輔助服務市場進行完善和推廣,引入容量電價機制,調動更多火電企業(yè)參與改造的積極性。同時,也可以嘗試引入社會資本,加強儲能技術的研發(fā)應用和儲能電站的建設,特別是要結合當前儲能領域的問題給予政策性的解決。

4.4 系統(tǒng)化優(yōu)化配額設計

要持續(xù)構建配額制框架體系,對現(xiàn)行的行業(yè)法律法規(guī)和有關政策進行調整,為建立全國統(tǒng)一的能源市場營造科學完善的制度環(huán)境。同時,要充分考慮配額制的制度參數(shù)、綠證市場參數(shù),持續(xù)圍繞提高配額制的績效水平進行設計優(yōu)化,從而進一步挺高電力市場與綠證市場的運行效率。此外,要圍繞全國統(tǒng)一的能源市場持續(xù)完善,解決因市場分割造成的價格扭曲問題,同時有序推進“證電分離”,鼓勵跨區(qū)輸送能源,充分考慮可再生能源的商品屬性和環(huán)境屬性,發(fā)揮綠證市場的作用。

4.5 推動綠證市場與碳市場協(xié)同發(fā)展

綠證市場與碳市場均能實現(xiàn)可再生能源環(huán)境正外部性的內(nèi)在化,但獨立運行的兩個市場會產(chǎn)生環(huán)境成本重復計算的問題。因此,綠證市場與碳市場協(xié)同將有利于降低電力消費者的履約成本,促進綠電消費。為此,應建立綠證與碳排放權的抵消機制,避免電力消費者承擔雙重環(huán)境成本。同時,應推動綠證市場與國家核證自愿減排量(CCER)市場的準入機制協(xié)同發(fā)展,避免可再生能源發(fā)電廠商獲得雙重收益。