“当前电力交易发生了很大变化。过去，我们新能源电站的电力市场收益就等于上网电量乘以固定电价，但是现在等号变成不等号了，无论是电力市场、上网电量还是固定电价的内涵都变得比以前丰富多了，这给我们带来了新的挑战。”

CPIA（中国光伏行业协会）名誉理事长王勃华在2月16日举行的“光伏行业2022年发展回顾与2023年形势展望研讨会”上发表主旨报告时作出上述表示。他强调，电力市场交易给光伏发电收益带来不确定性，这是未来行业亟需面对的问题。

2022年，中国光伏行业交出了一份满含“高光”的成绩单。根据王勃华在会上公布的数据，2022年我国光伏制造端产值（不含逆变器）超过1.4万亿元，同比增长95%以上；新增装机87.41GW，同比增长59.3%。然而，诸多变化也给行业的市场空间预期带来影响。

一位在东部从事新能源投资人士直言：“按照现在的电网消纳和输送水平，如果进入电力市场，（很担心）光伏行业收益率会爆降，不得不未雨绸缪。”

多位专家亦围绕新能源进入电力市场的现状和前景，在研讨会上分享了最新数据和观点。

保障性收购量价齐降 电力市场化交易在即

发出的电能否得到消纳，一直是新能源大规模发展面临中的核心问题。这是因为新能源“看天吃饭”的先天属性使其带有间歇性、波动性的出力特征，而电网又要保持电源和负荷的实时平衡。

北京电力交易中心新能源交易部主任张显分享的数据显示，近三年，我国新能源发电利用率一直保持在95%以上，2022年新能源发电利用率为97.28%。除了青海等少数省份由于新能源占比高、当地用电需求较低使得新能源发电利用率不达95%外，其余省份均处于较高水平。

而从消纳方式来看，新能源发电又分为保障性收购和市场化交易两种主要途径。张显透露，近三年，国网经营区新能源保障收购小时数逐年降低，未来还将逐步推动新能源保障收购小时数以外电量全部进入市场。

除了降量以外，各省的新能源保障性收购价格也在降低。张显提供的数据显示，2022年国网经营区风电保障性收购价格为0.361元/千瓦时，光伏保障性收购价格为0.355元/千瓦时，较2020年分别下降0.008元/千瓦时、0.001元/千瓦时。

与此同时，新能源市场化占比稳步提升。2020年到2022年，新能源市场化交易电量分别为1317.80亿千瓦时、2136.57亿千瓦时、3464.94亿千瓦时，分别占新能源交易电量的24.13%、28.28%、38.42%。同一时期，新能源市场化交易价格也逐年升高。近三年国网经营区光伏市场化交易价格分别为0.141元/千瓦时、0.221元/千瓦时、0.235元/千瓦时。

除此以外，是否分摊辅助服务费用也是影响新能源收益的重要因素。

据张显公布的统计数据，目前天津、山西、山东等16家单位新能源需分摊辅助服务有关费用，湖南、河南、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东、宁夏7家单位的辅助服务费用分摊较高，且度电分摊水平较高。这主要是因为系统调节压力大。其中，黑龙江辅助服务分摊费用和度电分摊水平最高，为0.18元/千瓦时，这主要是因为新能源占比高，且常规机组调节性能较差，叠加供热期间供热机组增出力，导致调峰压力巨大。而北京、天津、上海等11家单位暂未分摊辅助服务费用。

低电价或更频繁 亟需完善市场机制

虽然新能源进入电力市场消纳是大势所趋，但无论是从政策层面的市场机制设计，还是企业层面的参与模式，目前都没有形成一套完善的解决方案。

远景智能电力交易专家龚昭宇长期从事电力市场设计及咨询工作。他表示，基于此前风场经营经验来看，许多地区普遍存在新能源发电现货交易价格低于燃煤电价的现象，以至于大部分风场都难以达到过去标杆价格结算收益。“不过，这种低价并不一定就意味着亏损，只能说相较于标杆电价不那么赚钱了。”

而从去年多地零星披露的电力出清价格来看，现货市场不仅使得部分时段的交易电价过低，甚至出现了“零元电价”“负电价”的窘境。

例如，2022年3月4日11时13分，山西新能源发电出力创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电出力的61.3%。当天，山西电力现货市场日前和日内出清价格有17个小时左右处于0电价。

国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师王彩霞认为，短期来看，负电价对新能源企业、常规火电机组、购电用户等市场主体影响均不大，有利于激励系统灵活调节能力。长期来看，随着新能源装机持续增加，低电价现象会更加频繁，长期低电价不利于传统机组在电能量市场中可持续发展，需尽快建立健全容量充裕保障机制。

王彩霞表示，优化完善电力市场设计以适应高比例新能源进入电力市场，也是欧美等成熟电力市场建设面临的主要问题。“电力市场是未来电力系统发展的关键因素，但当前电力市场的核心设计始于十多年前，基于化石燃料发电为主的电源结构，需要对电力市场设计进行审视，确定其是否需要改革，能否满足建设清洁、安全可负担的电力系统的要求。”

据她介绍，为了应对全球各地常态化出现“负电价”现象，目前欧美主要国家新能源均通过“市场+政策”的模式进入电力市场参与市场交易。例如，德国、西班牙、丹麦等基于固定溢价补贴政策，推动新能源参与中长期、现货等各类市场；美国基于可再生能源配额制，对新能源项目给予一定的生产税收和投资税收减免，推动新能源参与市场。

尽管如此，由于国情不同，别国采取的电力市场制度并不能“拿来就用”，而在包括分布式能源如何参与市场在内的细节问题上，国际上仍无成熟模式可借鉴。

绿电将成“全村的希望”？

值得注意的是，多位专家都在提及新能源参与电力市场面临收益不甚理想时，谈及绿电绿证交易机制，将其称为凸显绿色电力环境价值的有力方式。而现货市场，则主要对应的是电能量价值。在这层逻辑下，新能源电站理应承担电量不稳定所带来的代价，而环境价值则依靠绿电绿证交易来获得。

然而，对于新能源企业而言，目前的绿电绿证市场尚不足以支撑这一想象。

“想法很美好，现实很残酷。”龚昭宇表示，很多新能源运营企业都希望把电力通过绿电或绿证的方式把电卖出去，从而获得稳定收益，对冲电力现货交易带来的收益风险。但现实是，一方面，目前国内没有那么大的买方市场，毕竟买方要为此付出电能量价格之外的溢价 ，而绿证、绿电本身还未和碳排放权产生联动，无法推动更多企业主动采购绿证或绿电。另一方面，当企业把一部分电量以绿电的形式销售出去以后，证电合一的特性使得这部分电量必须由调度进行分解并物理执行，这部分电量只能在现货市场和绿电市场中二选一，对电站来说可能进一步挤压现货中的合约结算曲线。因此，如何参与绿电绿证交易、综合来看怎样最优，新能源企业还需要全盘考虑。

中国电力企业联合会的公开数据显示，2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%。省内交易电量合计为42181.3亿千瓦时，其中电力直接交易40141亿千瓦时（含绿电交易227.8亿千瓦时、电网代理购电8086.2亿千瓦时）。对比可见，绿电交易规模在电力交易中占比仍然较小。

现货市场电价不稳、绿电交易规模不大的现况，也在一定程度上影响了投资者的决策。

一位在广东从事新能源投资人士表示，他认为像广东产业结构趋于高级、能耗需求相对较低的地方，随着新能源装机扩大，绿电价格也会随之降低。“我们规划的一批项目预计在2025年投产，进入电力市场套利阶段。现在广东新能源按照0.453元/千瓦时实行全额保障性收购，只有少量风电、光伏进入绿电市场，未来大家都进入电力市场可能电价要降到两毛多、三毛多。‘躺赚’的时代过去，我们必须要多种渠道开发光伏电力价值了。”

王勃华也表示，电力现货市场交易与中长期长协交易有较大的不同，颠覆了以往的商业模式。未来在现货市场体系下，电价将随时间和空间发生变化，光伏企业要打破固定电价销售电量的盈利模式，探索光伏发电参与市场化电力交易的第二成长曲线。

原标题：新能源进电力市场告别“躺赚”？专家热议得与失