新能源“入市”势在必行 光伏发电市场化交易还面临哪些难题？

21世纪经济报道记者曹恩惠、实习生孙晨阳 上海报道

2025年初步建成全国统一电力市场体系，2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易——这是我国电力市场未来发展的愿景之一。

而电力市场改革其中的关键一步便落在了新能源肩上，这使得光伏发电如何参与，成为讨论最热烈的话题之一。

根据国家能源局发布的数据，截至2023年上半年，光伏累计装机规模超过712.93GW，成为我国装机规模第二大电源。

事实上，我国已有光伏电量参与市场交易，但参与程度并不一致。

数据显示，2023年我国新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。但由于光伏发电具有波动性等特征，因此要从“部分参与”到“全面参与”电力市场的过程中还面临着问题与挑战。

在国家发改委能源研究所研究员时璟丽看来，光伏发电参与市场化形式，需要明晰新老政策边界，建议开发企业可以合约方式参与市场，同时鼓励“光伏+储能”、虚拟电厂等发展。

消纳、度电收益等存在不确定性

回望2024年上半年光伏参与市场的现状，时璟丽将其概括为绿电交易显著提升和现货市场推进速度加快。

数据显示，2024年1～5月，我国绿电绿证交易量超1871亿千瓦时，同比增长约327%。其中，绿电交易电量1481亿千瓦时；绿证交易3907万张，对应电量390.7亿千瓦时。

 “从参与市场的形式上来看，目前中长期市场仍然是参与电力市场的主流，但是今年的特征是现货市场推进的进度明显的加快。”时璟丽指出，例如4月份湖北电力现货市场第二轮长周期结算试运行，6月份山东电力现货市场也开始正式运行。

值得注意的是，在国家政策已经明确提出要有序实现电力现货市场全覆盖的背景下，即使未明确具体时间，时璟丽认为将国内各地区结算试运行等情况考虑在内，预计最近一两年之内就可以实现这个目标。

然而，光伏发电的市场化过程中最直接问题就是收益和电量的稳定性问题。

“原来我们做光伏发电项目整个投资的收益预期，包括金融机构来做预期的话，电量和价格相对固定，整个投资的成本都是非常透明的，相对好进行测算。现在在参与市场化的形势之下，无论是消纳，还是电量、收益都面临着不确定。” 时璟丽分析。

一般而言，光伏伏发电的收益可以从绿色环保属性价值、容量价格和电能量价值三个方面来看。

“虽然绿电绿证的交易量也是呈现一个指数增长这样的情况。但是价格方面最近几个月迅速走低，六七月份绿证的交易价格基本上折合为每度电7厘钱。”时璟丽认为，目前其实际的价格已经严重背可再生能源的清洁环境属性的价值。而这一问题的破局点就在与，要体现我国可再生能源消纳保障机制消纳责任权的约束力。

此外，光伏发电参与市场最主要是要体现得就是其电能量价值。

“从今年每个月的代理购电价格来看，几乎所有省份的代理购电的平均价格相对于燃煤基准价都是要高的。但为何光伏发电参与市场仍然感到被动，主要就是白天集中大发时段价格非常低。”时璟丽表示。

此外，分时电价政策亦在影响市场化收益。

自2021年以来，分时电价政策开始实施，范围不断扩大。以今年为例，已有10多个省份调整分时电价政策，拉大峰谷电价差距，并增加中午谷段的时长。

光伏发电市场化交易难题如何破？

电力市场化改革着力点之一是有序推动新能源进入市场，这需要明确新能源参与市场的方式和路径，健全可再生能源消纳责任制度等。

那么，光伏发电参与电力市场化交易时所面临的难题应该如何破解？对此，时璟丽提出了一些建议。

“首先要明晰新老政策的边界。”时璟丽指出，今年投资建设的新能源的光发电的项目跟前年投资的建设性能，不在同一起跑线上，如果无差别的要求推入到现货电力市场，老项目无法与新项目争。

其次，考虑以合约方式参与市场。时璟丽建议，开发企业可选择直接参与市场或合约参与市场方式。这其中，合约是通过竞价签订PPA（Power Purchase Agreement，长期购电协议），形成的偏差资金则由一定电网区域内全部工商业分摊。

需注意的是，今年1月份，广西曾发布相关政策文件，将“政府授权合约价格机制”引入至新能源上网电价。5月份，浙江也提出“无国家补贴的风电、光伏发电企业参与绿电交易电量，通过双边协商、集中竞价等方式投放，投放价格为年度市场交易参考价，并全额分配政府授权差价合约。”

但时璟丽指出，现有的政府授权差价合约模式只局限于一个年度，而非长期。“差价合约机制设计的核心点包括长期合约，差价疏导，此外还要做到差价疏导方面责任和权利的相应统一。”

据悉，英国已于2014年开始采用差价合约机制代替之前的可再生能源义务机制，合同期限为15年。

不过，时璟丽坦言，差价模式并不是光伏参与电力市场交易的唯一模式，该模式可以跟直接参与电力市场以及容量市场、辅助服务市场同时并存的模式。

而当一些光伏项目不选择差价合约的形式，那么开发企业可以通过各类“光伏+储能”、源网荷储以及聚合模式，结合容量市场、辅助服务市场或者电力现货中长期市场来参与。