“新能源企業(yè)應首先對電力市場框架和規(guī)則有準確認知，在參與市場化交易的過程中，合理申報交易量、價和曲線，優(yōu)化中長期合同簽訂，積極參與綠電交易市場，實現(xiàn)環(huán)境價值變現(xiàn)，主動對接有穩(wěn)定可再生能源消納需求的大用戶，積極爭取高耗能企業(yè)等優(yōu)質用戶，簽訂可再生能源PPA穩(wěn)定價格，以及科學運用電源側儲能優(yōu)化運行曲線等?！?/p>

——國網(wǎng)能源研究院高級研究員、高級工程師唐程輝在“第三屆風電運維技改大會”上分享了新能源如何參與電力市場的思考。

各位新能源行業(yè)同仁大家上午好，我的分享主要包括四部分，第一部分，我們國家現(xiàn)在新能源參與市場政策要求和各省典型模式；第二部分，市場化交易的趨勢對發(fā)電企業(yè)到底帶來哪些挑戰(zhàn)；第三部分，下一步推動新能源參與市場整體機制國家層面會如何考量；第四部分，關于發(fā)電企業(yè)在新能源市場化交易趨勢之下整體的策略和建議。

第一部分，關于我們國家對于新能源參與市場方面的頂層政策要求。

2006年，我們國家出臺了《可再生能源法》，在2009年進行了修訂，里面是明確提出了“國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度”，簡單理解就是新能源上網(wǎng)電量是實現(xiàn)保量保價，電網(wǎng)企業(yè)以當?shù)厝济夯鶞蕛r跟新能源企業(yè)結算，燃煤基準價跟新能源建設時候的政府定價之間差額部分是通過國家財政補貼形式實現(xiàn)。

2016年，國家發(fā)改委出臺了新一輪的《全額保障性收購管理辦法》解釋，提出了可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目年發(fā)電量分成保障性收購電量部分和市場化交易電量部分。保障性收購電量部分可以理解成就是原來的保量保價電量，但市場化交易電量部分的價格是在市場里面形成，價格是隨行就市的。《全額保障性收購管理辦法》的發(fā)布，客觀上形成了現(xiàn)在推動入市的頂層依據(jù)。

2019年，國家根據(jù)國際經驗出臺自己的配額制的體系，我們國家把它叫做可再生能源電力消納責任權重。

2022年，國家發(fā)展改革委 國家能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》。該政策可以說是這幾年電力市場建設的一個最重要的文件，文件明確提出到2023年新能源是要全面參與市場交易。當然，這里只是說了全面參與，但是對于如何全面參與并沒有做出解釋，政策有待繼續(xù)完善。

以上就是我們國家新能源入市的頂層機制設計。到目前為止，我們國家新能源上網(wǎng)電量形成了保障性收購和市場化消納兩部分。近年來隨著市場化的趨勢明確，新能源市場化交易電量比例逐年上升。2022年，全國層面新能源入市比例大概是不到40%的水平，2023年我們國家新能源入市的電量比例已經達到了47%，按照行業(yè)估計，今年肯定會突破50%，甚至是接近60%的比例。

目前，新能源主要的幾個消納方式，一類是電網(wǎng)保障性收購，還有一大類就是在市場里面進行交易的，就是非電網(wǎng)保障性收購這部分電量。其交易形式主要可以分成兩大類，一大類是現(xiàn)在常規(guī)的新能源市場化交易，還有一個就是我們國家建立的綠電交易機制。

第二部分，新能源參與市場對發(fā)電企業(yè)的整體挑戰(zhàn)

挑戰(zhàn)一，隨著市場化建設的深入，第一個風險就是，政府定價電量的價格預期很有可能會打破，這個是很多新能源項目建設期間一個非常大的考慮。

挑戰(zhàn)二，隨著新能源市場化電量比例提升，市場化電量的電價是否能夠保持是未來整個行業(yè)最關注的點。從理論上來看，按照統(tǒng)一申報邊際出清的電價形成機制，風電、光伏邊際成本接近0，隨著未來新能源比例的不斷上升，未來新能源市場的平均上網(wǎng)電價會面臨下降的風險。

第三，電價結構變化對市場電價的綜合影響。燃煤容量電價引入后，電能量市場將逐步降低固定成本回收比例，未來主要回收變動成本，電價結構變化后可能沖擊其他電源價格預期。

整體來說，電力市場的設計越精細，以及新能源發(fā)電占比的提高，新能源市場平均上網(wǎng)電價可能有所下降。

新能源在整個未來市場化占比提升過程當中，尤其是隨著新能源自身比例提升，是面臨一定程度上的電價風險，未來我們國家在推動新能源入市過程中，也是會綜合考慮不同的新能源發(fā)電類型，不同項目當時建設的市場預期綜合建立新能源入市相關的頂層政策。所以，當下是重要的政策窗口期，急需政府層面出臺頂層文件指導各省優(yōu)化新能源整體入市的機制。

關于未來新能源入市政策設計，我們有三個方面的考量。

首先是“新老劃斷”推動參與市場。通過新老劃斷保障政策延續(xù)性。總體來說，“新項目”將存在更高市場化比例，甚至全量參與市場?！袄享椖俊睂⒕S持一定政府定價電量，或通過政府授權合約形式維持該部分電量合理電價。

目前來看，不管是國家政府層面還是行業(yè)層面，對于“新、老項目”認定方式存在一定設計分歧，部分省份也可能一視同仁推動“新、老項目”參與市場。

第二是區(qū)分項目類型推動參與市場。特殊政策性項目的保障優(yōu)先級最高。如扶貧光伏、國家示范類風電、試驗風電項目、國家示范光熱項目；

海上風電、光熱等成本相對較高的項目的保障優(yōu)先級較高；

分布式光伏根據(jù)“項目類型”“電壓、容量等級”“調控條件”等因素設計入市機制；

陸上風電、集中式光伏為新能源主要入市類型。

第三個大的原則，通過政府授權差價合約等方式給一定新能源項目提供電價支持。原來的政府定價電量通過政府授權差價合約參與市場，如由電網(wǎng)公司作為差價合約對手方，保障政府定價電量價格預期，同時實現(xiàn)優(yōu)先發(fā)購電匹配，通過市場規(guī)則實現(xiàn)“價格調控”，保障新能源企業(yè)入市后的合理收益。如英國在2013年最后一輪電改時候引入差價合約機制，實現(xiàn)對新能源的電價支持。

最后，我們在新能源入市大趨勢之下，新能源企業(yè)應該做什么？

首先，新能源現(xiàn)貨市場要按照現(xiàn)貨規(guī)則來進行日前、日內相應的電量和對應價格申報，在中長期市場里面要想辦法穩(wěn)定電價。所以對于新能源企業(yè)來說，要知道發(fā)電量未來曲線是什么樣的，以及每一個時刻整個市場供需。

首先需要提升發(fā)電預測能力，重點是短期發(fā)電預測精度，在這個基礎之上，需要利用各類數(shù)據(jù)對電力市場的運營有一定的直觀的認識，最好是模擬仿真的預判。

新能源企業(yè)也應對電力市場框架和規(guī)則有準確認知，在參與市場化交易的過程中，合理申報交易量、價和曲線，優(yōu)化中長期合同簽訂，積極參與綠電交易市場，實現(xiàn)環(huán)境價值變現(xiàn)，主動對接有穩(wěn)定可再生能源消納需求的大用戶，積極爭取高耗能企業(yè)等優(yōu)質用戶，簽訂可再生能源PPA穩(wěn)定價格，以及科學運用電源側儲能優(yōu)化運行曲線。

當前，綠電交易模式尚存在一定政策加持，新能源企業(yè)應加強綠電營銷，實現(xiàn)環(huán)境價值變現(xiàn)。目前綠電交易市場仍處于供需偏緊，隨著綠電交易試點規(guī)模的擴大、部分省高耗能企業(yè)強制消納綠電政策的出臺，積極爭取高耗能企業(yè)等優(yōu)質用戶，發(fā)揮新能源電力的環(huán)境價值的變現(xiàn)能力。