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永謙

目前，全國共有14個省份和地區出臺了保障利用小時數，5個省仍執行可再生能源全額保障性消納，21個省份長期組織可再生能源參與電力直接交易，成交均價為288元/兆瓦時（算術平均值），其中最低為55.7元/兆瓦時，最高為431.82元/兆瓦時，可再生能源參與電力直接交易的價格相對當地基準價降幅超過100元/兆瓦時。山西、山東、甘肅、蒙西可再生能源還參加了電力現貨交易。1439號文印發后，山東等多省允許可再生能源交易價格與燃煤發電交易價格較基準價同樣上下浮動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為目的的專場交易。扶持特定行業為目的的專場交易在可再生能源富集省區較為普遍，多以戰略新興產業等名義，要求可再生能源大幅降低電價與高耗能用戶進行交易，是各地可再生能源降價幅度最大的交易。三北地區還存在為電采暖提供低價的電采暖專場交易。

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

三是以向火電輸血為目的的調峰輔助服務市場交易。部分觀點堅持認為可再生能源的波動性和逆調峰特性，引發了部分調峰輔助服務需求，要求可再生能源分攤部分調峰輔助服務費用。即使在1439和809號文明確輔助服務費用由電力用戶承擔的前提下，仍有部分文件要求“特殊機組”承擔部分輔助服務費用。如：東北等地輔助服務費用的度電分攤增速遠遠高于可再生能源消納的增長，極端情況下曾經出現度電分攤超過0.1元的情況。

四是以體現綠色效益的綠電交易和綠證交易。2020年開始，國家發改委、國家能源局推動電力用戶直接購買可再生能源，以平價上網的可再生能源項目為主，超出電能量平價部分對應綠電價格，綠電價格較基準價上升10-30元/兆瓦時。除“證電合一”的綠電交易制外，還允許開展綠證交易，綠證的價格一般在25-50元/兆瓦時。

五是現貨試點地區正常的電力現貨交易。山西、山東、甘肅、蒙西作為第一批電力現貨試點地區，已經將可再生能源納入電力現貨交易范疇。可再生能源電力中長期交易在電力現貨市場中，支付的偏差電費，實際上是可再生能源消納成本，偏差電費折算成可再生能源的度電降幅，絕對值可以達到基準價的20%左右。隨著可再生能源快速發展，該部分消納成本進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，都會造成收入損失。除在電力現貨交易，支付的消納成本顯性化外，其他收入損失均為不合理損失，應予以足夠重視。

一是專場交易和強制打捆交易是影響可再生能源收益的最關鍵因素。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成本最低的機組，一般不是用于定價的邊際機組，部分地區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”；省間強制打捆交易僅僅為了增強該省外送的價格競爭能力，省內強制打捆是為了增強省內火電向用戶降價的能力，而在打捆階段已經提供過補貼的可再生能源，還要繼續支付電力現貨市場中的偏差費用和調峰費用，造成可再生能源為其不穩定性連續“三次買單”。從目前數據看，專場交易和強制打捆交易引發的電價降幅，占可再生能源參與交易電量核定電價的20%-60%，是造成可再生能源經營困難的最關鍵因素。

二是綠電交易的設計并不能保證可再生能源的實際收入中包含綠色“溢價”。綠電交易的設計初衷是鼓勵電力用戶直接購買包含綠證在內的可再生能源電量，實現綠色“溢價”。目前證電合一的綠電交易設計有兩大缺欠，一是受電網輸送能力影響，可再生能源發電不能保證輸送到用戶所在地區；二是可再生能源發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險越高。這兩大缺陷在每一個可再生能源項目中都會出現，可再生能源購買偏差電量付出的代價遠遠高于可再生能源在交易過程中獲得的綠色“溢價”。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，甚至售電公司會直接運營出售綠電的可再生能源企業，該類交易絕大部分在場外運行，并不通過電力交易機構。由于綠電交易、綠證交易、超額消納量三者同時共存，造成我國綠證的公信力遠低于國際綠證，迫使部分跨國公司在華企業轉向購買國際綠證，不利于國內綠證市場的發展。

三是實現可再生能源綠色價值需要完善強制配額制度。從國際經驗來看，無論是證電合一的綠電交易還是單獨購買綠證的金融性交易，均為基于強制配額制度之下的交易行為。因為有了落實到用戶身上的強制配額，特別是制定未完成配額的強制罰款作為綠證的影子價格，用戶才有動力要求售電公司向其提供綠電，售電公司也才有動力為了獲取更多綠證，與可再生能源企業簽訂長周期的綠電交易合同（即PPA），或為完成配額購買更多的綠證。我國雖然已經建立了可再生能源消納責任制度，但沒有制定出與之配套的罰款制度。沒有考核和懲罰，任何制度執行都落不了地，這就是當前我國雖然明確了用戶側配額，但是未出現用戶踴躍購買綠證情況的根本原因。只有每一個用戶均實際承擔起“碳達峰、碳中和”的經濟責任，可再生能源綠色“溢價”變現才能成為現實。

四是可再生能源沒有承擔調峰輔助服務費用的義務和責任。首先調峰輔助服務是電網企業統購統銷模式下的特殊政策，并不適應目前發用雙方直接交易，沒有統購統銷，不把全部用戶看成一個“大用戶”，電力系統運行也就沒有必要在不同電源之間分配出力，也就不存在調峰輔助服務；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”的原則，應當由用戶最終承擔輔助服務費用，可再生能源作為電能的生產者，沒有義務承擔其他生產成本，電力生產、傳輸、損耗等全部成本費用，都應當隨電能量轉移到用戶側；最后，當前的電力系統是無法精確計量，到底哪一個可再生能源項目引發輔助服務，因為任何電源運行都有可能引發輔助服務，不能因為可再生能源的某些運行特性，就通過制度進行“集體懲罰”。

五是現貨市場中凸顯的可再生能源消納成本需要場外配套機制疏導和場內的改革措施應對。現有可再生能源中長期合同電價，與參與電力現貨市場后，獲得的綜合平均電價之差，實質就是可再生能源消納成本。這部分消納成本產生的原因是，可再生能源在現貨市場兌付中長期合同過程中，由于其天然的不穩定性，產生了相對中長期合同曲線的偏差。如日內傍晚負荷高峰時段，可再生能源發電不足，需要從市場購買偏差電量以完成合同執行，此時市場往往以傳統機組出力為主，現貨交易價格偏高；而在日內午間負荷低谷時段，往往是可再生能源大發時段，但此時現貨交易價格偏低。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”現象。其本質也是可再生能源向傳統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，該部分費用在現貨市場中能得到計量，非現貨地區，據測算傳統電源為可再生能源消納，承擔了其電價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，必須設計場外機制對消納成本進行疏導，電力市場場內交易是無法解決這一問題的。同時電力交易，我國現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、限制發電企業作為買方等缺陷存在，造成我國的電力中長期交易制度設計不符合可再生能源對“市場流動性”的渴求，人為地使電力中長期交易曲線偏離可再生實際出力曲線過多（大幅增加消納成本），這是當前場內交易規則亟需完善的方面。

政策建議即使目前的交易機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、807號文明確的電網代理購電制度，將加快新能源進入市場的步伐。電網代理購電制度，替代了電網統購統銷模式，電網企業與用戶在法律關系上屬委托代理關系，而非供售電服務，電網企業按政策收取過網費，不再承擔批發側購買電能導致的盈虧，也不具備承擔保價保量收購可再生能源的能力。

因為現貨市場運行地區或開展中長期分時段交易的非現貨試點地區，電網企業要根據代理工商業用戶和居民農業等保障性用戶用電情況，確定電力中長期交易合同曲線。即使在未開展分時段簽約模式的非現貨試點地區電力交易，電網企業也要根據代理工商業用戶和居民農業等保障性用戶用電情況，分月進行購電，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電量相同。燃煤發電計劃全面放開后，作為電力系統主要調節電源的煤電，電網企業已經不能像過去，通過調節燃煤發電機組出力，來平衡可再生能源發電曲線與代理購電工商業用戶和居民農業等保障性用戶曲線或分月電量之間的偏差，因為煤電沒有計劃電量和基準電價了。因此，代理購電制度下，電網企業已經喪失了統購統銷模式下對可再生能源保價保量收購的能力，未來可再生能源只能加快進入電力市場。為確保大規模可再生能源有序參加電力市場交易，國家以及地方各級政府層面應該提前著手以下相關工作。

一是立即停止針對可再生能源的不合理交易。可再生能源變動成本低不應成為可再生能源參與低價專場交易的理由，電力作為商品應當同質同價，應該立即停止定向輸送利益的專場交易。同時，由于電力中長期交易過程中，可再生能源產生的偏差會通過后續更短周期的電力中長期交易和現貨交易進行解決，可再生能源的不穩定性同樣不能成為強制打捆交易的理由，即使可再生能源自愿與傳統電源打捆，傳統電源也應當承擔起可再生能源偏差電量經濟責任。此外，可再生能源不應再繼續承擔輔助服務分攤費用。

二是推動可再生能源參加電力現貨市場實現全額電量消納。可再生能源的全額消納需要依靠電力系統調節能力的上升，可再生能源低價，在電力中長期交易中并不能增強電力系統的調節能力。要調動存量機組增強電力系統調節能力，只有設置合理的電力現貨市場。因此，加快推進現貨市場建設，通過現貨市場保障可再生能源高比例消納是迫在眉睫的工作；同時放開跨省跨區發電計劃，按照《省間現貨交易規則》規定的，省間交易買方作為電源參加受端現貨市場出清、賣方作為送端現貨市場負荷增量參與出清，實現省間和省內市場合理銜接，推動可再生能源在更大范圍消納。

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

方案一：通過落實用戶新能源消納責任解決消納疏導問題。強化可再生能源電力消納責任權重的剛性約束，要求全部用戶實際用電量的一定比例來自于新能源電量或購買綠證（綠證不再與補貼掛鉤）。實行消納責任考核機制，對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購買的綠證），制定相應的罰金標準，督促用戶完成新能源消納責任。

如果再考慮可再生能源補貼欠補問題，可適當提升消納責任權重以及罰金標準，提升用戶購買新能源的積極性。可以將消納責任權重分為當前消納責任權重和歷史消納責任權重，當前消納責任權重主要解決當前全部可再生能源消納問題，歷史責任權重主要解決補貼欠補問題，對擁有自備電廠的工商業用戶，加大消納責任分配權重。對于沒有欠補的存量項目，通過落實用戶新能源消納責任，如獲得超過基準價的收益但低于補貼絕對值部分，可一定比例用于沖抵補貼。政策層面一旦建立了實施消納責任剛性約束和罰金制度，即使保量保價的新能源電，也能與其他各類電源平等參與市場交易。

方案二：通過政府授權合約方式解決疏導問題。新能源保量保價電量由新能源企業與電網企業（或國有售電公司）在電力市場外簽訂政府授權合約（如具有金融性質的差價合約，不需要實際交割電量），補貼欠補項目的合約價格按照當地燃煤基準價上浮一定比例，具體上浮標準可根據當年計劃解決新能源欠補金額確定，補貼未欠補項目合約價格按照當地燃煤基準價確定。電網企業（或國有售電公司）按照政府授權合約價格與市場參考價之差乘以合約電量（帶曲線），作為政府授權合約結算電費。運行現貨市場的地區，市場參考價可選取日前現貨價格（含新能源參與的電力中長期交易、現貨交易和輔助服務交易等）。未運行現貨市場的地區，市場參考價可選取最短周期集中交易價格。開展分時段交易的地區，市場參考價可選取最短周期集中競價形成的分時段交易價格（含新能源參與的電力中長期交易、現貨交易和輔助服務交易等）。補貼未欠補項目，補貼機制繼續按現有方式執行。電網企業（或國有售電公司）因執行政府授權差價合約產生的損益由電網企業（或國有售電公司）單獨歸集、單獨記賬，由全體用戶承擔。