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永謙

目前，全國共有14個(gè)省份和地區(qū)出臺(tái)了保障利用小時(shí)數(shù)，5個(gè)省仍執(zhí)行可再生能源全額保障性消納，21個(gè)省份長期組織可再生能源參與電力直接交易，成交均價(jià)為288元/兆瓦時(shí)（算術(shù)平均值），其中最低為55.7元/兆瓦時(shí)，最高為431.82元/兆瓦時(shí)，可再生能源參與電力直接交易的價(jià)格相對(duì)當(dāng)?shù)鼗鶞?zhǔn)價(jià)降幅超過100元/兆瓦時(shí)。山西、山東、甘肅、蒙西可再生能源還參加了電力現(xiàn)貨交易。1439號(hào)文印發(fā)后，山東等多省允許可再生能源交易價(jià)格與燃煤發(fā)電交易價(jià)格較基準(zhǔn)價(jià)同樣上下浮動(dòng)20%。

從目前的情況看，可再生能源參加電力交易分以下幾類：

一是以扶持特定行業(yè)為目的的專場交易。扶持特定行業(yè)為目的的專場交易在可再生能源富集省區(qū)較為普遍，多以戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)等名義，要求可再生能源大幅降低電價(jià)與高耗能用戶進(jìn)行交易，是各地可再生能源降價(jià)幅度最大的交易。三北地區(qū)還存在為電采暖提供低價(jià)的電采暖專場交易。

二是以降低電價(jià)為目的的打捆交易。打捆交易是可再生電源與火電等調(diào)節(jié)電源按照既定比例進(jìn)行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肅等省內(nèi)電力中長期交易中使用。打捆交易的理由一般是通過調(diào)節(jié)性電源與可再生捆綁交易，為用戶或電網(wǎng)輸送提供穩(wěn)定的出力。通常在風(fēng)火打捆過程中，可再生能源需要與火電采用1：3進(jìn)行配比，向火電補(bǔ)貼20元/兆瓦時(shí)。

三是以向火電輸血為目的的調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易。部分觀點(diǎn)堅(jiān)持認(rèn)為可再生能源的波動(dòng)性和逆調(diào)峰特性，引發(fā)了部分調(diào)峰輔助服務(wù)需求，要求可再生能源分?jǐn)偛糠终{(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用。即使在1439和809號(hào)文明確輔助服務(wù)費(fèi)用由電力用戶承擔(dān)的前提下，仍有部分文件要求“特殊機(jī)組”承擔(dān)部分輔助服務(wù)費(fèi)用。如：東北等地輔助服務(wù)費(fèi)用的度電分?jǐn)傇鏊龠h(yuǎn)遠(yuǎn)高于可再生能源消納的增長，極端情況下曾經(jīng)出現(xiàn)度電分?jǐn)偝^0.1元的情況。

四是以體現(xiàn)綠色效益的綠電交易和綠證交易。2020年開始，國家發(fā)改委、國家能源局推動(dòng)電力用戶直接購買可再生能源，以平價(jià)上網(wǎng)的可再生能源項(xiàng)目為主，超出電能量平價(jià)部分對(duì)應(yīng)綠電價(jià)格，綠電價(jià)格較基準(zhǔn)價(jià)上升10-30元/兆瓦時(shí)。除“證電合一”的綠電交易制外，還允許開展綠證交易，綠證的價(jià)格一般在25-50元/兆瓦時(shí)。

五是現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)正常的電力現(xiàn)貨交易。山西、山東、甘肅、蒙西作為第一批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)，已經(jīng)將可再生能源納入電力現(xiàn)貨交易范疇。可再生能源電力中長期交易在電力現(xiàn)貨市場中，支付的偏差電費(fèi)，實(shí)際上是可再生能源消納成本，偏差電費(fèi)折算成可再生能源的度電降幅，絕對(duì)值可以達(dá)到基準(zhǔn)價(jià)的20%左右。隨著可再生能源快速發(fā)展，該部分消納成本進(jìn)一步提高的趨勢明顯。

存在的問題從目前情況看，可再生能源無論參加何種交易，都會(huì)造成收入損失。除在電力現(xiàn)貨交易，支付的消納成本顯性化外，其他收入損失均為不合理損失，應(yīng)予以足夠重視。

一是專場交易和強(qiáng)制打捆交易是影響可再生能源收益的最關(guān)鍵因素。專場交易違背了電力交易公平競爭的基本精神，可再生能源作為變動(dòng)成本最低的機(jī)組，一般不是用于定價(jià)的邊際機(jī)組，部分地區(qū)通過人為劃定供需比、以不參與交易便棄電為理由，要求可再生能源向特定電力用戶“輸血”；省間強(qiáng)制打捆交易僅僅為了增強(qiáng)該省外送的價(jià)格競爭能力，省內(nèi)強(qiáng)制打捆是為了增強(qiáng)省內(nèi)火電向用戶降價(jià)的能力，而在打捆階段已經(jīng)提供過補(bǔ)貼的可再生能源，還要繼續(xù)支付電力現(xiàn)貨市場中的偏差費(fèi)用和調(diào)峰費(fèi)用，造成可再生能源為其不穩(wěn)定性連續(xù)“三次買單”。從目前數(shù)據(jù)看，專場交易和強(qiáng)制打捆交易引發(fā)的電價(jià)降幅，占可再生能源參與交易電量核定電價(jià)的20%-60%，是造成可再生能源經(jīng)營困難的最關(guān)鍵因素。

二是綠電交易的設(shè)計(jì)并不能保證可再生能源的實(shí)際收入中包含綠色“溢價(jià)”。綠電交易的設(shè)計(jì)初衷是鼓勵(lì)電力用戶直接購買包含綠證在內(nèi)的可再生能源電量，實(shí)現(xiàn)綠色“溢價(jià)”。目前證電合一的綠電交易設(shè)計(jì)有兩大缺欠，一是受電網(wǎng)輸送能力影響，可再生能源發(fā)電不能保證輸送到用戶所在地區(qū)；二是可再生能源發(fā)電做不到出力曲線或分月電量與用戶一致，越長期限的綠電交易，可再生能源面臨的交易風(fēng)險(xiǎn)越高。這兩大缺陷在每一個(gè)可再生能源項(xiàng)目中都會(huì)出現(xiàn)，可再生能源購買偏差電量付出的代價(jià)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于可再生能源在交易過程中獲得的綠色“溢價(jià)”。在國外電力市場化國家，證電合一的綠電交易購買方多為售電公司，由售電公司整合各種能源向用戶提供以綠證為證明的綠電，甚至售電公司會(huì)直接運(yùn)營出售綠電的可再生能源企業(yè)，該類交易絕大部分在場外運(yùn)行，并不通過電力交易機(jī)構(gòu)。由于綠電交易、綠證交易、超額消納量三者同時(shí)共存，造成我國綠證的公信力遠(yuǎn)低于國際綠證，迫使部分跨國公司在華企業(yè)轉(zhuǎn)向購買國際綠證，不利于國內(nèi)綠證市場的發(fā)展。

三是實(shí)現(xiàn)可再生能源綠色價(jià)值需要完善強(qiáng)制配額制度。從國際經(jīng)驗(yàn)來看，無論是證電合一的綠電交易還是單獨(dú)購買綠證的金融性交易，均為基于強(qiáng)制配額制度之下的交易行為。因?yàn)橛辛寺鋵?shí)到用戶身上的強(qiáng)制配額，特別是制定未完成配額的強(qiáng)制罰款作為綠證的影子價(jià)格，用戶才有動(dòng)力要求售電公司向其提供綠電，售電公司也才有動(dòng)力為了獲取更多綠證，與可再生能源企業(yè)簽訂長周期的綠電交易合同（即PPA），或?yàn)橥瓿膳漕~購買更多的綠證。我國雖然已經(jīng)建立了可再生能源消納責(zé)任制度，但沒有制定出與之配套的罰款制度。沒有考核和懲罰，任何制度執(zhí)行都落不了地，這就是當(dāng)前我國雖然明確了用戶側(cè)配額，但是未出現(xiàn)用戶踴躍購買綠證情況的根本原因。只有每一個(gè)用戶均實(shí)際承擔(dān)起“碳達(dá)峰、碳中和”的經(jīng)濟(jì)責(zé)任，可再生能源綠色“溢價(jià)”變現(xiàn)才能成為現(xiàn)實(shí)。

四是可再生能源沒有承擔(dān)調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用的義務(wù)和責(zé)任。首先調(diào)峰輔助服務(wù)是電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式下的特殊政策，并不適應(yīng)目前發(fā)用雙方直接交易，沒有統(tǒng)購統(tǒng)銷，不把全部用戶看成一個(gè)“大用戶”，電力系統(tǒng)運(yùn)行也就沒有必要在不同電源之間分配出力，也就不存在調(diào)峰輔助服務(wù)；其次，用戶是使用可再生能源的最終受益者，按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，應(yīng)當(dāng)由用戶最終承擔(dān)輔助服務(wù)費(fèi)用，可再生能源作為電能的生產(chǎn)者，沒有義務(wù)承擔(dān)其他生產(chǎn)成本，電力生產(chǎn)、傳輸、損耗等全部成本費(fèi)用，都應(yīng)當(dāng)隨電能量轉(zhuǎn)移到用戶側(cè)；最后，當(dāng)前的電力系統(tǒng)是無法精確計(jì)量，到底哪一個(gè)可再生能源項(xiàng)目引發(fā)輔助服務(wù)，因?yàn)槿魏坞娫催\(yùn)行都有可能引發(fā)輔助服務(wù)，不能因?yàn)榭稍偕茉吹哪承┻\(yùn)行特性，就通過制度進(jìn)行“集體懲罰”。

五是現(xiàn)貨市場中凸顯的可再生能源消納成本需要場外配套機(jī)制疏導(dǎo)和場內(nèi)的改革措施應(yīng)對(duì)。現(xiàn)有可再生能源中長期合同電價(jià)，與參與電力現(xiàn)貨市場后，獲得的綜合平均電價(jià)之差，實(shí)質(zhì)就是可再生能源消納成本。這部分消納成本產(chǎn)生的原因是，可再生能源在現(xiàn)貨市場兌付中長期合同過程中，由于其天然的不穩(wěn)定性，產(chǎn)生了相對(duì)中長期合同曲線的偏差。如日內(nèi)傍晚負(fù)荷高峰時(shí)段，可再生能源發(fā)電不足，需要從市場購買偏差電量以完成合同執(zhí)行，此時(shí)市場往往以傳統(tǒng)機(jī)組出力為主，現(xiàn)貨交易價(jià)格偏高；而在日內(nèi)午間負(fù)荷低谷時(shí)段，往往是可再生能源大發(fā)時(shí)段，但此時(shí)現(xiàn)貨交易價(jià)格偏低。這就是可再生能源合同兌付過程中，典型的偏差電量“高買低賣”現(xiàn)象。其本質(zhì)也是可再生能源向傳統(tǒng)化石電源支付消納成本的過程，符合市場的基本原理和原則，該部分費(fèi)用在現(xiàn)貨市場中能得到計(jì)量，非現(xiàn)貨地區(qū)，據(jù)測算傳統(tǒng)電源為可再生能源消納，承擔(dān)了其電價(jià)20%左右的成本，這種情況在任何國外電力市場也普遍存在。鑒于可再生能源消納要付出消納成本，消納成本呈上升趨勢且無法避免，因此，必須設(shè)計(jì)場外機(jī)制對(duì)消納成本進(jìn)行疏導(dǎo)，電力市場場內(nèi)交易是無法解決這一問題的。同時(shí)電力交易，我國現(xiàn)行電力中長期交易制度過于重視年度交易比例、交易頻次過低、限制發(fā)電企業(yè)作為買方等缺陷存在，造成我國的電力中長期交易制度設(shè)計(jì)不符合可再生能源對(duì)“市場流動(dòng)性”的渴求，人為地使電力中長期交易曲線偏離可再生實(shí)際出力曲線過多（大幅增加消納成本），這是當(dāng)前場內(nèi)交易規(guī)則亟需完善的方面。

政策建議即使目前的交易機(jī)制存在這樣和那樣的問題，可再生能源參與市場交易仍是大勢所趨。1439號(hào)、807號(hào)文明確的電網(wǎng)代理購電制度，將加快新能源進(jìn)入市場的步伐。電網(wǎng)代理購電制度，替代了電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式，電網(wǎng)企業(yè)與用戶在法律關(guān)系上屬委托代理關(guān)系，而非供售電服務(wù)，電網(wǎng)企業(yè)按政策收取過網(wǎng)費(fèi)，不再承擔(dān)批發(fā)側(cè)購買電能導(dǎo)致的盈虧，也不具備承擔(dān)保價(jià)保量收購可再生能源的能力。

因?yàn)楝F(xiàn)貨市場運(yùn)行地區(qū)或開展中長期分時(shí)段交易的非現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)，電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)代理工商業(yè)用戶和居民農(nóng)業(yè)等保障性用戶用電情況，確定電力中長期交易合同曲線。即使在未開展分時(shí)段簽約模式的非現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)電力交易，電網(wǎng)企業(yè)也要根據(jù)代理工商業(yè)用戶和居民農(nóng)業(yè)等保障性用戶用電情況，分月進(jìn)行購電，無論是帶曲線或者分月購電量，都很難與可再生能源出力曲線匹配或者與分月發(fā)電量相同。燃煤發(fā)電計(jì)劃全面放開后，作為電力系統(tǒng)主要調(diào)節(jié)電源的煤電，電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)不能像過去，通過調(diào)節(jié)燃煤發(fā)電機(jī)組出力，來平衡可再生能源發(fā)電曲線與代理購電工商業(yè)用戶和居民農(nóng)業(yè)等保障性用戶曲線或分月電量之間的偏差，因?yàn)槊弘姏]有計(jì)劃電量和基準(zhǔn)電價(jià)了。因此，代理購電制度下，電網(wǎng)企業(yè)已經(jīng)喪失了統(tǒng)購統(tǒng)銷模式下對(duì)可再生能源保價(jià)保量收購的能力，未來可再生能源只能加快進(jìn)入電力市場。為確保大規(guī)模可再生能源有序參加電力市場交易，國家以及地方各級(jí)政府層面應(yīng)該提前著手以下相關(guān)工作。

一是立即停止針對(duì)可再生能源的不合理交易。可再生能源變動(dòng)成本低不應(yīng)成為可再生能源參與低價(jià)專場交易的理由，電力作為商品應(yīng)當(dāng)同質(zhì)同價(jià)，應(yīng)該立即停止定向輸送利益的專場交易。同時(shí)，由于電力中長期交易過程中，可再生能源產(chǎn)生的偏差會(huì)通過后續(xù)更短周期的電力中長期交易和現(xiàn)貨交易進(jìn)行解決，可再生能源的不穩(wěn)定性同樣不能成為強(qiáng)制打捆交易的理由，即使可再生能源自愿與傳統(tǒng)電源打捆，傳統(tǒng)電源也應(yīng)當(dāng)承擔(dān)起可再生能源偏差電量經(jīng)濟(jì)責(zé)任。此外，可再生能源不應(yīng)再繼續(xù)承擔(dān)輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用。

二是推動(dòng)可再生能源參加電力現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)全額電量消納。可再生能源的全額消納需要依靠電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的上升，可再生能源低價(jià)，在電力中長期交易中并不能增強(qiáng)電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力。要調(diào)動(dòng)存量機(jī)組增強(qiáng)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，只有設(shè)置合理的電力現(xiàn)貨市場。因此，加快推進(jìn)現(xiàn)貨市場建設(shè)，通過現(xiàn)貨市場保障可再生能源高比例消納是迫在眉睫的工作；同時(shí)放開跨省跨區(qū)發(fā)電計(jì)劃，按照《省間現(xiàn)貨交易規(guī)則》規(guī)定的，省間交易買方作為電源參加受端現(xiàn)貨市場出清、賣方作為送端現(xiàn)貨市場負(fù)荷增量參與出清，實(shí)現(xiàn)省間和省內(nèi)市場合理銜接，推動(dòng)可再生能源在更大范圍消納。

三是建立疏導(dǎo)可再生能源消納成本的場外機(jī)制。消納成本未來將成為消納可再生能源的最大成本，應(yīng)盡快建立電力市場外的可再生能源消納成本疏導(dǎo)機(jī)制。可采用以下兩種方案：

方案一：通過落實(shí)用戶新能源消納責(zé)任解決消納疏導(dǎo)問題。強(qiáng)化可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的剛性約束，要求全部用戶實(shí)際用電量的一定比例來自于新能源電量或購買綠證（綠證不再與補(bǔ)貼掛鉤）。實(shí)行消納責(zé)任考核機(jī)制，對(duì)于未足額擁有綠證的用戶（含使用新能源電量獲得的綠證和單獨(dú)購買的綠證），制定相應(yīng)的罰金標(biāo)準(zhǔn)，督促用戶完成新能源消納責(zé)任。

如果再考慮可再生能源補(bǔ)貼欠補(bǔ)問題，可適當(dāng)提升消納責(zé)任權(quán)重以及罰金標(biāo)準(zhǔn)，提升用戶購買新能源的積極性。可以將消納責(zé)任權(quán)重分為當(dāng)前消納責(zé)任權(quán)重和歷史消納責(zé)任權(quán)重，當(dāng)前消納責(zé)任權(quán)重主要解決當(dāng)前全部可再生能源消納問題，歷史責(zé)任權(quán)重主要解決補(bǔ)貼欠補(bǔ)問題，對(duì)擁有自備電廠的工商業(yè)用戶，加大消納責(zé)任分配權(quán)重。對(duì)于沒有欠補(bǔ)的存量項(xiàng)目，通過落實(shí)用戶新能源消納責(zé)任，如獲得超過基準(zhǔn)價(jià)的收益但低于補(bǔ)貼絕對(duì)值部分，可一定比例用于沖抵補(bǔ)貼。政策層面一旦建立了實(shí)施消納責(zé)任剛性約束和罰金制度，即使保量保價(jià)的新能源電，也能與其他各類電源平等參與市場交易。

方案二：通過政府授權(quán)合約方式解決疏導(dǎo)問題。新能源保量保價(jià)電量由新能源企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）在電力市場外簽訂政府授權(quán)合約（如具有金融性質(zhì)的差價(jià)合約，不需要實(shí)際交割電量），補(bǔ)貼欠補(bǔ)項(xiàng)目的合約價(jià)格按照當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)上浮一定比例，具體上浮標(biāo)準(zhǔn)可根據(jù)當(dāng)年計(jì)劃解決新能源欠補(bǔ)金額確定，補(bǔ)貼未欠補(bǔ)項(xiàng)目合約價(jià)格按照當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)確定。電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）按照政府授權(quán)合約價(jià)格與市場參考價(jià)之差乘以合約電量（帶曲線），作為政府授權(quán)合約結(jié)算電費(fèi)。運(yùn)行現(xiàn)貨市場的地區(qū)，市場參考價(jià)可選取日前現(xiàn)貨價(jià)格（含新能源參與的電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)交易等）。未運(yùn)行現(xiàn)貨市場的地區(qū)，市場參考價(jià)可選取最短周期集中交易價(jià)格。開展分時(shí)段交易的地區(qū)，市場參考價(jià)可選取最短周期集中競價(jià)形成的分時(shí)段交易價(jià)格（含新能源參與的電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)交易等）。補(bǔ)貼未欠補(bǔ)項(xiàng)目，補(bǔ)貼機(jī)制繼續(xù)按現(xiàn)有方式執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）因執(zhí)行政府授權(quán)差價(jià)合約產(chǎn)生的損益由電網(wǎng)企業(yè)（或國有售電公司）單獨(dú)歸集、單獨(dú)記賬，由全體用戶承擔(dān)。