界面新聞記者 ｜ 戴晶晶

“隨著新能源全面進入電力現貨市場，相比過去的固定電價，以光伏為典型，其電能量收入很可能顯著下降。”

10月30日，在中國能源研究會與自然資源保護協會(NRDC)舉辦的新型電力系統沙龍暨“適應新型電力系統的市場機制創新研究”課題啟動會上，國家電力投資集團營銷部副主任唐俊作出上述表述。

隨著中國電力現貨市場建設按下加速鍵，新能源正在加快邁入電力現貨市場。

目前，新能源的電量主要分為政府全額收購部分，即國家全額保障消納的部分，以及保障性消納+市場化交易部分。山西、甘肅、蒙西、山東現貨試點省份已經將新能源納入電力現貨交易范疇。

天風證券數據顯示，截至2022年底，國網經營區內新能源市場化交易電量已達到其全部發電量的34.68%。

今年7月，標普全球大宗商品中國電力與可再生能源研究分析總監彭澄瑤在“2023北京大宗商品市場洞察論壇”上提及，目前全國帶補貼的風電項目已經有三分之一實現了市場化交易，另外67%左右通過保量保價收購；對于無補貼風電項目，已有接近一半電量進入市場。

從全國光伏項目看，接近四分之三的帶補貼項目仍以保量保價的方式完成收購；無補貼項目中，近四成電量進入市場交易。

今年10月，上述兩部委印發《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，提出加快放開各類電源參與電力現貨市場，按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。

此外，分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。

2021年起，國家對新建的光伏發電、風電等發電項目財政將不再給予補貼，實行平價上網， 僅獲得“煤電基準價”。由于風光電無法像火電一樣為電力系統提供容量、輔助服務價值，因而在電力市場中只能獲得電能量部分的收入。

這導致新能源參與電力市場后面臨電價下行的壓力。

中國電力企業聯合會（下稱中電聯）曾指出，在新能源高占比的地區，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務分攤、系統偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險。

以價格震蕩為例，今年“五一”期間，由于風光發電量大增，煤電機組低容量運行，電力供應整體大量超過用電負荷，山東電力現貨市場有兩天內共出現了連續22個小時的負電價。這意味著發電企業不僅不能靠賣電掙錢，還需要支付一定的費用給電網或用電方，以將電力賣出。

廣東、山西等地電力市場也曾出現地板價“零電價”。

會上專家指出，配套調節資源設施成本，比如強配儲，也是影響電站收益的重要因素。

多位會上的專家認為，在新能源電能量收入下降的情況下，推行新能源電力消費強制配額制，以體現新能源的綠色價值尤其重要。

“對于新能源的綠色價值，通過配額制來實現是比較可行的辦法。”中國企業聯合會規劃發展部副主任韓放稱。

可再生能源配額制，是以法律的形式，對可再生能源發電市場份額做出的強制性規定，即規定了電力消費中必須要達到一定的可再生能源電量比重。其主要目的是促進優先消納可再生能源。

2019年，國家發改委、能源局印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，明確按省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重。

這一文件用“可再生能源消納責任權重”替代了在征求意見稿及以往相關文件中的“配額”一詞，強制性有所削弱，且由于可再生能源消納權重的設定，該機制與綠證市場銜接還有待完善。

“推行新能源電力消費強制配額制是國際通行做法，也是推動國內新能源快速發展的有效手段。“唐俊認為，只有把清潔能源消納配額分解到各類用戶，并設置最低收費標準，同時政府要進行監管，并制定相應的處罰機制，才能夠保證配額的有效實施。

唐俊表示，應進一步規范完善綠證交易體系，做好綠電與綠證及電力現貨市場的銜接，推行新能源電力消費強制配額制以及統籌協調綠色發展與系統安全的關系。

南方電網公司戰略級技術專家、南方電網能源發展研究院能源戰略與政策研究所所長陳政則建議，對不同成本特性電源建立差異化價格形成機制，風、光、水、核等低成本變動機組可采用政府授權合約方式分類確定平均結算價格，并輔以調峰運行激勵機制。