現貨場景下的新能源消納

本刊記者 劉光林

“雙碳”目標是為應對全球氣候變化作出中國貢獻的雄心宣示。實現“雙碳”目標的關鍵在于促進可再生能源發展，而促進可再生能源發展的關鍵則在于消納。

自提出“雙碳”目標以來，我國在消納綠色能源（本文中新能源、可再生能源或綠色能源主要指“風電和太陽能發電”）方面，政策措施頻頻發力，特別是在9月7日，旨在消納清潔能源的綠色電力交易試點在北京啟動，共17個省份259家市場主體參與，達成交易電量79.35億千瓦時，此舉是在能源領域以市場機制創新落實“碳達峰、碳中和”目標的重要舉措，為助推可再生能源發展掀起一個不小的高潮。

綠電交易是在電力中長期交易框架內設立的一個交易品種。而同時，在全國八個電力現貨市場建設試點當中，已經有甘肅、山西和蒙西等試點開展了有可再生能源參與的結算試運行。那么，圍繞可再生能源參與電力市場尤其是電力現貨市場，究竟有哪些問題需要引起業界的關注？新能源參與現貨市場究竟有哪些優劣勢？新能源如何參與現貨市場？讓我們一起分析一下。

推動新能源參與現貨市場的幾個動機

去年5月，山東電力現貨市場在試結算過程中，4天內產生近億元不平衡資金，為此，該試點還不得不推遲了更長周期的試結算。事實上，不平衡資金問題并非山東試點特有，無論在國網區域還是在南網區域，其他各個試點幾乎都出現過不平衡資金問題，只是程度有所不同，山東碰巧引起了業界和媒體的大量關注而已。

業界的共識是，不平衡資金的產生與計劃市場并行的雙軌制有重要關系，主要體現為優先發電量與優先購電量的不匹配，山東試點就是在短期內受入大量外電，從而導致計劃性發電量與計劃性購電量匹配度出現巨大錯位，因此才產生了大量不平衡資金。

問題是，近年來作為優先發電主體的新能源項目正在不斷地大量并網，短期內計劃發電與計劃購電不匹配問題無法緩解，反而會不斷加劇。2019年，全國并網風電和太陽能發電容量增速分別達到14%和17.4%；2020年，全國風電和太陽能發電容量增速則分別達到34.6%和24.1%；未來，新能源更是能源生產和消費的主體。“每年，新能源裝機都有大幅增加，意味著優先發電量的大幅增加，但同時，隨著用戶側市場的不斷放開，優先購電量卻在不斷減少。”一位能源央企的營銷主管表示，這種計劃發電量與計劃購電量的差額不斷加大，有可能導致電力市場上不平衡資金的不斷增多。

因此，讓新能源進入市場從而減少計劃性優先發電量的呼聲漸漸高漲起來。當然，除去不平衡資金，還有一個讓有關方面感到頭痛的問題，那就是新能源消納問題。

在2021年3月30日國新辦發布會上，國家能源局電力司司長黃學農介紹，從2018年到2020年，我國棄風棄光情況逐年好轉，風電光伏利用率大幅上升，到2020年風電利用率已經達到97%，光伏利用率達到98%，這個水平在全世界領先。

然而，即便按照這個“全世界領先”的利用率來看，根據2020年我國風電和太陽能發電分別為4665億和2611億千瓦時計算，棄風棄光電量仍然分別達到144億和53億千瓦時，總計達到197億千瓦時。這是個什么概念呢？2020年，我國每個縣級行政區平均全社會用電量為26億千瓦時，也就是說，我國2020年的棄風棄光電量相當于7～8個縣級行政區的全社會用電量。

根據有關報道，由于裝機容量的增長，今年一季度部分省份棄風棄光率有所抬頭，青海省風電、光伏利用率同比分別下降9.4、3.3個百分點；陜西和寧夏存在棄風率上升問題；河南、貴州也出現棄風棄光增多現象。

為此，部分新能源消納形勢比較嚴峻的省份和地區，將緩解棄風棄光問題試著交給了電力現貨市場。

在現貨市場上，電能可以更好地體現時空價值，在每天的不同時段尤其是高峰和低谷時段，由于電力供需情況變化，電價也會出現相應波動，這種波動，會讓供需兩端出現響應。這種響應表現為，在高峰時段，供不應求，電價較高，所有類型的電源均開足馬力發電；在低谷時段，供大于求，電價較低，新能源發揮邊際成本低的優勢繼續發電，化石能源盡力壓縮出力以節約成本。當然，無論是負荷高峰還是負荷低谷，只要處在大發期，新能源項目都可以通過拉低電價的方式迫使化石能源出局，從而爭取到發電空間。由此來看，參與現貨市場確實可以在一定程度上促進可再生能源消納。

當然，也有人認為有關方面力推新能源參與現貨市場，就是為了規避棄風棄光考核。這是因為有專家建議，不再將參與現貨市場而未中標的新能源電量計入棄風棄光考核范疇。

不過，就在上個月，國家能源局印發通知，就起草《光伏發電消納監測統計管理辦法（征求意見稿）》向社會各界征求意見。記者找遍該《征求意見稿》的每個角落，也沒有發現類似“光伏電站企業參與現貨市場報價而沒有中標的電量不計入棄光電量”的說法。

新能源參與現貨市場凸顯尷尬一面

在我國，消納可再生能源普遍采用兩種機制，一是保障性收購。核定為保障利用小時數以內的電量，由電網企業采用統購統銷的方式保量保價收購，這就是說在保障利用小時數之內的電量采用傳統計劃機制消納。二是市場化交易。在保障利用小時數之外的電量，則通過可再生能源項目與用戶側直接交易的方式進行消納，電量和電價都由市場決定，也就是說剩余電量可以通過市場機制進行消納。

當前，我國電力市場建設進入現貨交易試點階段，有幾家試點已經向新能源項目試點開放了現貨市場。

就常人普遍認知來看，新能源的優點十分明顯，那就是綠色環保，不發生化學反應，不向環境中排放碳和污染物，對氣候和生態表現得相當友好。另外，在項目建成之后，由于不需要燃燒煤炭、石油、天然氣等化石能源，所以邊際成本低，具有相當的市場競爭力。

然而，同其優點一樣，新能源的缺點也十分突出——出力的波動性、間歇性，導致新能源完全“看天吃飯”。而出力的不確定性對于市場化而言又是十分致命的。

搞電力市場化交易，就要簽合同，簽了合同就要履約。對于現貨合同來說，不但要在電量上履約，而且要在電力上履約，需要完全按照合同約定的曲線進行電量交割。否則，就要接受相應的偏差考核。以山西電力現貨市場建設試點為例，它們對于新能源實際出力與短期預測出力的偏差超出50%的部分，按照標桿電價計算超額收益并回收。“新能源超額回收費用巨大，山西的一座5萬千瓦的風電場，一個月可能被罰80萬元。”一位能源央企的市場營銷中心主管透露。

對于新能源來說，避免出現偏差的前提是準確執行合同，而合同約定的是市場成交的結果，成交結果要看交易前對于電量電價的申報，而申報電量電價主要依賴的是出力預測，出力預測要依賴天氣預報。“可天氣完全不可控，很難準確預測可再生能源出力。”一位風電企業負責人說。

根據有關機構的統計數據，甘肅、山西兩地風電和光伏單點預測準確率平均水平分別為41%和78%。其中，風電單點預測準確率50%以上的比例約為55%，光伏單點預測準確率85%以上的比例為45%，準確率50%以上的比例為70%。相信其他地區的準確率也高不到哪里去。

可是，如果依靠現貨市場來實現百分之百消納新能源的話，單點功率預測必須達到100%的準確率。否則就會出現兩種情況：一是預測高了，實際出力達不到履約要求，新能源企業有可能要花高價購電來執行合同，否則就受到偏差考核。二是預測低了，實際出力超出合同約定額度，超出偏差減免的部分同樣要接受考核；當然，要是通過自動發電控制技術來控制功率輸出的話，的確可以精確履約而免受考核，但這樣就形成了事實上的棄風棄光，達不到全額消納可再生能源的目的，背離了發展可再生能源的初衷。事實上，在今年夏天中國電力發展促進會組織的“2021年電力現貨市場培訓研討會”上，的確有與會的新能源企業代表建議同行們這樣操作。

從這個角度來看，通過現貨市場來解決棄風棄光問題是有一定局限性的，盡管現貨市場為消納新能源提供了一定的空間，但也因為履約和偏差考核等機制而限制了新能源的隨機出力，反而不能實現完全消納新能源的初衷。

現貨機制暫時難成消納新能源的首選

盡管社會上有觀點認為，設置電力現貨市場的初衷就是為了發展和消納可再生能源的，但就有關政策和信息來看，官方暫時透露的信號并不是十分清晰。比如，今年4月底國家發展改革委、國家能源局共同印發的《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》，也僅僅是說引導新能源項目10%的預計當期電量通過市場化交易競爭上網，并未明確這些電量必須進入現貨市場。

同樣，在前文提到的國新辦發布會上，針對清潔能源消納和避免棄風棄光問題，黃學農指出，要在新能源開發布局上統籌優化、在發電側提升調峰能力、在電網側提升資源優化配置能力、在用戶側提高綠色電能替代和需求側響應能力、加快發展儲能、推動電力系統全面數字化、構建高效智慧調度運行體系等方面發力。而在這些舉措措施當中，并未提及正如火如荼開展試點的電力現貨市場機制。

就在上個月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》指出，在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，多渠道增加可再生能源發電裝機并網規模。這也從一個側面說明，當前困擾可再生能源進一步發展和消納的主要因素，還不是消納機制的問題，而是物理調節能力和調節技術不足的問題。

近年來，我國可再生能源迅猛發展，但電力系統靈活性和調節能力與之并不能相匹配，制約更高比例和更大規模可再生能源發展。要構建以新能源為主體的電力系統、如期實現“雙碳”目標，發展和消納可再生能源成為關鍵中的關鍵。因此，有關部委在處理完善電解鋁行業階梯電價這么具體的問題時，也不忘向用能大戶們推銷一下清潔能源——《關于完善電解鋁行業階梯電價政策的通知》指出，鼓勵電解鋁企業提高風電、光伏發電等非水可再生能源利用水平，減少化石能源消耗。

包括前文提到的啟動綠色電力交易試點在內，綜合近期我國在關于可再生能源消納方面祭出的多項重要舉措，基本可以確定，電力市場尤其是現貨市場暫時難作為推動可再生能源發展和消納的重要選項。

新能源綠色價值在市場中難體現

當然，除了功率預測和偏差考核這些技術問題不利于新能源參與現貨市場之外，一個更深層的原因就是在當前電力市場上新能源的綠色屬性得不到體現。

“不管誰發出來的電，上了網都是50赫茲的交流電。”這句話的意思是，不管你是風電、太陽能發電，還是煤電、氣電、核電，只要發出來，上了網，進入市場，就都一樣了，成為同質化的產品，可再生能源電力體現不出綠色屬性，沒能附著環保價值，而化石能源也不用背負環境成本。

其實，也正是因為可再生能源的綠色屬性在其他市場上體現不出來，也才有了不久前開始試點的綠色電力交易，以及前幾年就啟動了的跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易等專為消納新能源而設置的交易專場了。

在現貨市場上，新能源難以體現出環保優勢，但其先天弱勢卻體現得淋漓盡致。雖然隨著風電和光伏設備制造技術與能力的提高，新能源項目在經歷補貼退坡、競價中標、平價上網之后，與化石能源相比在價格上已經初具競爭力，但由于新能源出力具有波動性、間歇性以及反調峰性的天然短板，使其在現貨市場上又重新墮回弱勢地位，如經常受到偏差考核，很難競得高價，承擔分攤費用多，獲得補償費用少等等。

因此說，如何將綠色環保價值賦予新能源，并將生態補償成本附著在化石能源身上，并通過市場化交易傳導至用戶側？只有確保了這個前提條件，無論是在中長期市場還是在現貨市場，新能源才敢說是有競爭力的，也才能說市場化機制是可以促進新能源消納的。

“新能源每發一度電減排的碳和污染物，每開采一噸煤需要付出的生態補償努力，每發一度煤電排放的碳和污染物，這其中的環保效益與生態補償成本，都需要精確恰當地測算與統籌考慮，這樣才能最終轉化為相應市場主體的競爭力。”一位新能源企業的市場營銷人員認為，目前的綠色證書、碳排放權交易、可再生能源電價補貼等政策的科學性和協調性還有待進一步深化和提高，還沒能切實起到提升新能源市場競爭力的作用。

現貨場景下的新能源全額消納構想

無論如何，一個很迫切的事實擺在面前，那就是如果我們現在不能完美解決新能源消納的問題，未來的形勢會更加嚴峻。

畢竟，新能源占比是不斷增加的，統計顯示，2020年全國風電和太陽能發電量之和僅占總發電量的不到10%；而有關信息顯示，到2030年我國非化石能源占一次能源的消費比重要達到25%左右，據此推斷，屆時風電和太陽能發電量之和占總發電量的比重會遠超25%這個比例。

列舉這組數字就是為了說明，如果在滲透率不到10%的情況下尚不能很好地消納新能源，如何在滲透率超過25%甚至更高的情況下做好新能源消納呢？換句話說，如果現在都存在一定的棄風棄光率而做不到百分百消納新能源的話，未來隨著新能源占比的不斷提升，以及調節電源占比的逐漸降低，新能源消納形勢就會更加嚴峻。

鑒于此，有觀點認為，既然新能源功率不可控、波動性強，很難按照合同約定的曲線提供出力，那就應該索性按照實際出力全額上網。

不得不說，盡管這有違市場公平競爭精神，但這的確是對待新能源發展最友好的方式。畢竟，發展新能源和可再生能源的初衷就是用來替代傳統的化石能源的，就是用來減少溫室氣體排放和保護環境的，就是用來實現人類社會可持續發展的，只有把可再生能源電量百分之百、不折不扣地消納掉，才能真正體現其綠色價值，否則，就會造成巨大的資源浪費。況且，如果只談公平，就不應該有可再生能源保障性收購政策，也不應該給可再生能源上網開小灶，比如設立跨省區富余可再生能源現貨市場和綠色電力市場等一系列專為消納可再生能源的專場了。

但，這種看似不公平，完全可以用市場的方式找回公平。

有專家認為，除了網絡阻塞之外，調節資源不足是困擾新能源消納的重要因素。而造成調節能力不足的主要原因要歸于輔助服務市場的不完善，有關市場主體對于市場收益沒有明確預期，開展煤電靈活性改造、建設儲能和氣電等調節資源的意愿不足，那些有潛力成為調節性資源的電源項目更愿意按照傳統方式過活，也就是通過出售電量而不是出售輔助服務來獲得收益。所以說，下一步通過完善輔助服務市場，引導傳統能源從電量資源向電力資源轉換，從而通過向系統提供調節服務來獲得穩定收益，這樣就不存在傳統能源和新能源爭電量的問題了，也就不存在所謂的公平不公平的問題了。

當然這都是后話，改變新能源和傳統能源市場占比、完善市場機制都還需要一個過程。就目前條件下，能不能找到一個讓市場各方認可，又能百分百消納可再生能源的市場化方案呢？

在回答這個問題之前，先明確一個事實：可再生能源具有波動性、間歇性和不可預測性，這就決定了消納可再生能源必須有調節性資源的配合，不管這些調節性資源是自建的、購買的，還是電網提供的。在百分之百上網的可再生能源電量當中，付出成本的可不只是可再生能源企業，還有賴于其他調節性資源提供的輔助服務以及其他電源讓渡的電量空間，也就是說，可再生能源電量收益中應該包括給調節性電源和資源的回報。

達成這個共識，下面這個基于現貨市場的“可再生能源電量兩分法”就很值得一試了。

該方法是指，可再生能源根據實際出力全額上網，其上網電量分為兩部分：一部分是申報電量部分，另一部分是偏差電量部分。

申報電量部分，是企業在實時市場上全電量申報并成交的電量。這部分電量的電費收益歸可再生能源企業所有，分別按照政府定價和市場價格兩種情況結算。需要著重指出的是，企業在申報電量時，一定要根據單點功率預測情況，確保申報出力不超出實際出力范圍，也就是申報出力最好小于或等于實際出力，因為一旦出現負偏差就要接受較為嚴苛的偏差考核，或者自行購電補齊偏差。

偏差電量部分，是新能源企業在現貨市場結算時出現的偏差電量，包括正偏差和負偏差。需要著重指出的是，負偏差電量接受偏差電量考核，正偏差電量不受考核，但電費收益不歸新能源企業，而是歸全系統所有。負偏差考核費用和正偏差電量電費，均用于補償系統內調節性資源。

有人可能會有疑問，既然正偏差收益不歸自己所有，那新能源企業為什么不多申報一些出力呢？當然不能，因為一旦出現負偏差，就要接受較為嚴苛的偏差考核或者自行購電補齊偏差。這就迫使新能源在多賣電和避免偏差考核之間做出權衡，確保申報出力既要盡量接近實際出力但又不能超過實際出力，對這個度的把握就構成了市場博弈，只不過這是企業自己和自己的博弈，籌碼是企業單點功率預測水平的高低。單點功率預測準確，可以給自己帶來最大化收益；單點功率預測不準，可能給自己帶來一定損失，但這個損失又能補貼給調節性資源，并不影響整個市場和系統的效益及運行。而且此舉的最大好處是百分之百消納了可再生能源，實現了社會效益的最大化。

這種市場化交易方式的好處是，既照顧了市場各方的利益關切，體現了公平性原則，又順應了百分之百消納可再生能源的初衷，對如期實現“碳達峰、碳中和”目標、為構建以新能源為主體的新型電力系統提供了一個現貨市場的解決方案。■

“漁光互補”光伏電站。 （徐昱 攝）