“唯有入市才能生存，新能源別無選擇。”在外界看來，新能源發展前景一片大好，但是身處其中的人，已經感受到危機四伏，在近一年上百次新能源大大小小的會議上，不少業內人士如此感嘆，“求生是當前新能源產業第一要務”。

（來源：微信公眾號“電聯新媒”作者：趙紫原）

從十年前歐美“雙反”到絕處逢生，中國新能源產業幾經沉浮。從90%的原料依賴進口、90%的核心技術不在手里、90%的產品出口到歐美“三頭在外”的窘境，到如今占據全球主導地位，中國新能源發展實現了歷史性跨越。內需同樣強勁。2005年，國內新能源裝機容量約338萬千瓦，不足電力裝機的1%。在“雙碳”目標驅動下，新能源投資沖動前所未有。中電聯日前發布的報告顯示，并網風電和太陽能發電合計裝機容量預計將在今年二季度至三季度首次超過煤電裝機，2024年底達到13億千瓦左右，占總裝機比重上升至40%左右。

在硬幣的另一面，如此增速和體量的新能源大規模并網，給電力系統的安全性和經濟性帶來極大挑戰，系統的備用成本與日俱增，電力電量實時平衡問題越來越難，部分地區新能源消納壓力凸顯、利用率將下降。

中國新能源產業仿佛回到十年前內外暴擊的危機時刻。4月以來，歐美“雙反”風暴再起，國內內卷加劇、價格戰等變動接踵而至，二級市場也傳來陣陣“寒氣”，僅從百億市值級別的光伏上市企業來看，當前的市值總和高點已跌去超萬億元。

“無現貨、不市場，不市場、難風光”，新能源的“病”需要電力市場“治”。可再生能源發電的不確定性、波動性和間歇性以及逆調峰等特性，使得在傳統電源結構下得心應手的計劃調度方式，越來越難以應對可再生能源高滲透率新型電力系統運行的挑戰。建設多層次協調統一的電力現貨市場體系，是一個集技術、經濟、管理于一體的難題，也是全國統一電力市場總體規劃的核心問題。

價格機制是新能源發展的核心。初期，計劃模式推動了新能源規模化發展，隨著新能源裝機猛增，計劃模式難以為繼，其價格機制也隨之向市場化電價機制過渡。從當前實踐結果看，新能源不入市，相當于其他入市主體替其承擔平衡責任，并且無償提供可靠性、調節價值等，繼而造成價格信號扭曲、省間交易壁壘、有效容量不足等問題，最終影響“雙碳”目標的實現；而入市好處多多，“保供應、促消納”的作用已被各大現貨試點驗證。

但推進過程難言順利，業內用“巨嬰斷奶”來調侃推動新能源入市的種種不易。除了相關利益方不愿走出“襁褓”的依賴心態，也有配套市場機制不健全等風險，這些都是政策設計者需要不斷權衡的命題。在系統規劃缺位的情況下，新能源投資逐漸失控，與實際供需已嚴重脫節。逆境求變、爬坡過坎，只有將價格信號貫穿新能源發展的始終，加快規劃機制變革，才能避免重蹈十年前的覆轍。

逆境求變

計劃模式難以為繼入市交易大勢所趨

回顧我國新能源產業二十余年的發展軌跡，如過山車式大起大落。與發展軌跡相匹配的，是新能源價格機制的變化。從實踐結果看，當前電價機制已無法適應新發展階段的現實需求，入市交易的呼聲與日俱增。

本世紀初前十年，是我國新能源產業的開荒之時。《可再生能源法》于2006年出臺、2009年修訂，新能源實行固定電價的補貼政策，也就是標桿電價階段，全電量保量保價，補貼資金來源于隨電價征收的可再生能源電價附加，2012年后補貼資金納入政府性基金管理。

2012年，歐美多輪“雙反”圍剿，疊加國內產能過剩，近九成多晶硅企業停產，新能源產業命懸一線。痛定思痛，政府出臺利好政策培育國內市場，2015年啟動新一輪電力體制改革，中發9號文的配套文件明確將“納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電”納入優先發電。優先發電沿襲了《可再生能源法》保量保價原則，新能源不參與市場競爭。

計劃模式推動了新能源規模化發展。據業內人士雷雙（化名）介紹，2009～2017年，風電新增裝機容量年均增長率高達138%；2011—2017年，光伏發電的新增裝機容量年均增長率達到228%。

然而，計劃模式的弊端開始顯現，出現了典型的合成謬誤，即從各個政策制定部門來看，政策出發點都是好的，但當這些政策同時實施時，可能導致與預期相反的結果。一方面，新能源欠補“窟窿”越來越大。中電聯報告顯示，截至2019年底，我國補貼拖欠額合計為3273億元，導致政府信用受損。財政部公布的數據顯示，截至2021年6月，中央財政已累計撥付補貼資金超過6000億元。“另一方面，新能源補貼資金來源于全國工商業電價加價，無需地方財政補貼。地方政府拉動GDP提速，出現了‘投資地方請客、補貼中央買單’的資源配置現狀。同時，新能源發電成本逐漸降低，但電價調整嚴重滯后，進一步加大了投資吸引力。”雷雙說。

形勢逼人，我國全額保障性消納開始和市場化消納“雙軌并行”，新能源進入競價和平價階段。政府相繼出臺政策，新能源電價經歷從全電量保量保價，到“保障小時數”內保量保價，再到“保障小時數”逐漸減少三個階段。

2020年“雙碳”目標提出后，新能源的投資沖動前所未有。“十四五”時期，我國新能源進入新的發展階段。有媒體曾用“風光大躍進”來形容近幾年高歌猛進的新能源。以光伏為例，2021—2023年，其新增裝機分別同比增長13.9%、59.3%、148.1%。

可是，新能源大規模并網，給電力系統的安全和經濟性帶來極大挑戰，疊加國際形勢波詭云譎，多重矛盾聚集，鋪陳出一條自然而清晰的產業邏輯——新能源入市迫在眉睫。

典型事件有二，一是沸沸揚揚的不平衡資金事件。2020年，某電力現貨試點近四天產生了近億元不平衡資金，一時間輿論嘩然。在主管部門后續發布的通知中表示，不平衡費用由優先發電計劃部分分攤，其中新能源分攤占比23%。二是，新能源高比例發展給電力系統帶來了巨大的消納與保供壓力，日前“95%消納紅線要放開”的猜測在各大自媒體持續發酵，從側面體現業內“苦全額消納久矣”。

2022年，國家發改委、國家能源局發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出“有序推動新能源參與市場交易”。

為什么新能源入市是必選項？中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗告訴記者，就2030年建立全國統一電力市場體系目標看，新能源不入市，必然會限制其未來增長空間，既影響實現非化石能源占比目標進程，也不能為國內風光制造業提供基礎支撐。

求實能源技術（深圳）有限公司總經理蔣江進一步指出：新能源不入市，相當于其他入市主體替新能源承擔責任，如果其規模小，影響或許不大。但新能源已具備相當規模，不入市已造成價格信號扭曲，比如前幾年煤電大幅虧損，根本原因在于，煤電承擔了能源轉型的系統成本，繼而導致電力系統缺乏有效容量，保供壓力陡增。比如某省為了完成新能源消納指標，相當比例的火電在沒有報價的情況下被強制出清，進一步扭曲了價格信號。

新能源入市，將產生積極的內生效應。于新能源自身而言，國外新能源直接參與電力市場時，新能源發電通過低邊際成本自動實現優先調度，以獲得消納權限。于整個系統而言，新能源入市能更全面、更真實地發現供需，更好地實現資源配置。

另據電網企業相關部門統計，試點現貨市場“保供應、促消納”作用日益凸顯。例如，山西、山東、甘肅去年迎峰度夏期間機組非停率降至2%，為歷史最好水平；現貨谷段低價有效促進新能源消納，山東在用電量同比增長5.6%的情況下，新能源發電量同比增長29%；現貨分時電價有效引導科學用電，甘肅現貨市場運行后，日最大負荷出現時間由晚間新能源小發時段移至午峰新能源大發時段，用電曲線更貼近新能源發電特點。

具體而言，在缺乏有效價格信號指引的情況下，行政指令難以匹配新能源的高頻變化，調度與負荷管理工作難以對癥下藥，甚至進一步惡化供需形勢。電力現貨市場發揮“信號燈”和“指揮棒”的作用，通過價格信號實現資源優化配置，有效保障新能源的消納與電力保供要求的落實。比如，去年“五一”期間，山東電力現貨市場出現“連續22小時負電價”。負電價本質上是對市場供求關系的反映，也釋放了電力供應出現階段性過剩的信號。

轉變之路

配套機制亟需健全界定明晰經濟責任

對電力系統而言，新能源入市看起來大有裨益，但推進過程卻很艱難。

雷雙坦言，新能源入市的第一道阻力來自新能源企業，入市要承擔一系列責任和價格風險，不如“旱澇保收”的日子舒坦，所謂“進也憂、退也憂”。

據了解，入市與未入市的新能源，差異僅在于90%的實際發電量，是以日前價格結算，還是以基準價結算。時璟麗進一步指出：“變化大頭是電能量收入，其中既涉及價也涉及量，除了市場形成的上網電價外，偏差電量還要承擔相應價差。總體看，光伏發電出力時間集中，在光伏發電達到一定滲透率地區，項目自身無調節能力情況下，大概率收益下降；風電總體收益增加或減少都是可能的。”

根據交易咨詢公司蘭木達技術有限公司統計，分析山東電力市場自2021年12月至2023年9月的數據發現，優先結算收入每降低10%，風電收益平均減少6.93元/兆瓦時，光伏平均減少17.60元/兆瓦時。

劉武林（化名）認為，首先要明確一點，入市收入波動，正是還原了新能源電力的真實價值。好比一件商品原本單價200元，政府扶持后變為500元，進入市場后還原商品屬性又變回200元，這“消失”的300元并不是其應得的錢。再者，在電能量市場，電是同質的，新能源發出的電并不比煤電發出的電“高貴”，新能源的環境價值通過綠證實現，兩個不同維度的價值將在不同的市場發揮作用，混為一談難免雞同鴨講。

在新能源入市之后，盡管電量優先消納，但配套政策不健全，加劇了新能源的價格風險、曲線風險和偏差風險。其中，電力中長期市場流動性不足，是新能源入市面臨的重要問題之一。

當前的中長期市場，年度批發和零售合同按照價差模式一次簽訂完畢，電量比例約達85%，且量價全年鎖定、雙邊合同無法變更。部分政策設計者仍然沿用計劃思維，強行要求現貨市場向中長期交易結果靠攏，以實物性質按照曲線簽約。

雷雙指出，在現在的技術水平下，新能源無法準確預測未來出力，實際出力曲線與合同約定的曲線偏差較大，而且相對靈活的期貨交易還未被允許開展，當新能源出力不足時現貨價格比較貴，欠發電量高買低賣，降低了新能源最終結算電費。此前甘肅電力市場曾要求新能源企業簽訂不少于90%電量的中長期合約，引發市場主體集體反對，雖并未強制執行，但一定程度上說明，現在的中長期交易機制并沒有為新能源起到真正的“避險”作用，反而是新能源最大的風險來源。

換言之，假設新能源企業與用戶在某時段簽訂了中長期合同，約定100萬負荷，價格為0.3元/千瓦時。如果發電量沒有偏差，即按照0.3元/千瓦時結算使用電量。但約定日時段無風或者陰天，出力只能達到40萬千瓦，另外60萬千瓦需要在現貨市場上購買履約，恰好此時的現貨價格1元/千瓦時，而用戶依舊按照此前簽好的0.3元/千瓦時批發價結算，相當于新能源企業每度電都要虧損0.7元。

除了中長期市場，現貨市場本身也需要進一步深化改革。業內人士劉武林說：“現貨市場尚未大規模引入電力用戶，還是單邊模式。說白了，發電側‘自己玩’零和博弈，一定程度上加深了新能源和其他發電主體的矛盾。”

還有備受矚目的大基地，亟需通過市場化方式進行資源的大范圍優化配置，明晰界定經濟責任，加快全國統一電力市場體系以及新型電力系統建設。

自2021年來，我國每年都會發布一批大型風電光伏基地建設項目清單，截至目前已經印發三批次的項目清單，據統計其裝機規模分別約為1億千瓦、4.5億千瓦、1.5億千瓦，大基地項目又細分為“風光大基地”與“沙戈荒”項目，其中風光項目規模約為2億千瓦，沙戈荒項目規模高達4.5億千瓦。大基地項目投資巨大，均配套特高壓項目，以外送優先計劃為主。

在原有的跨省跨區送電項目中，電源類型主要以燃煤發電為主，成本相差不大。但大基地項目以新能源為主，一般占據項目總容量的70%以上。新能源本身具有就地消納屬性，與遠距離送電方式發生沖突，在疊加輸電費用后，新能源送電成本顯著增高，相比受端新能源并不具備競爭力。

劉武林補充道，以青豫直流輸電為例，以前依賴青海送電的河南，近年來新能源增長迅猛，已成為分布式光伏裝機量第二省份，考慮發電、輸電成本等因素，青豫直流配套新能源電力落地河南時，價格高于河南當地的分布式，因青豫直流配套新能源為優先計劃，在此背景下，中午時段，部分河南的分布式光伏要停機限電，甚至長達四五個小時，當前的計劃模式實際增加了電力系統的運行成本。

同時，在原有計劃模式下，依據標桿電價確定送電方向，隨著電力現貨市場的建設，電力的商品屬性被還原，很多隱性成本被顯化后，送端與受端的市場價差已經無法維持。比如近幾年西電東送，送端缺電但依然按照計劃指令，由“高價區”向“低價區”送電，影響了電力資源優化配置效率，加大了送受兩端電力系統平衡壓力。

再以山東“負電價”事件為例，在負電價時段內，甘肅最高度電價格為0.65元/千瓦時，平均度電價格0.2元/千瓦時，按照經濟性原則，潮流方向應是自山東向甘肅送電，但實際是，甘肅隴東基地向山東強行送電。

除了集中式新能源，分布式新能源也在入市中磕磕絆絆。分布式項目裝機容量小、主體類型多樣、地理位置分散，對電網運行調度帶來了極大挑戰。我國的分布式一般采用“自發自用，余量上網”的模式，由于不交稅、不分攤、不調峰、不配儲、不入市，盈利較為可觀，出現了野蠻生長。據了解，推動分布式參與電力市場的主要矛盾點在“隔墻售電”。當前的電網投資是按照用戶的最大負荷設計的，雖然分布式擁有者和隔墻售電的購買者減少了網購電量，但電網投資一分沒少，而新增投資轉移至非分布式用戶身上。

劉武林表示：“因此，推動分布式參與市場的首要任務是推動分布式用戶公平承擔相應等級的輸配電價和系統備用費用，同時將隔墻售電雙方作為一個市場平衡單元納入現貨市場，公平承擔現貨市場價格風險，促進分布式項目的良性可持續發展。”

未來可期

加快規劃機制變革避免重蹈昔日覆轍

十年前，行業大洗牌歷歷在目，大至江西賽維、無錫尚德，小至無名二三線光伏廠家紛紛倒下。十年后，我們又站在內焦外困的十字路口，求解中國能源轉型下一步的發展方向。新能源入市只能治標，歷史不是簡單的重復，在更高維度上，要將價格信號貫穿新能源全生命周期發展的始終，發揮市場價格對于電力行業投資規劃的引導作用。

當前，電源投資規劃思路仍然是計劃方式，新能源和其他保障兜底電源之間“水多了加面、面多了加水”，新能源裝機一味激增，電力安全性、經濟性、清潔性能源“不可能三角”難題突出。隨著“放開發電計劃、放開審批電價”，原有規劃體制的制度性基礎已經被動搖，“計劃生、市場養”將非常難以協調。業內人士認為，電力規劃應順應形勢發展需要，在電力市場環境下開展規劃工作，避免資源冗余和低效。

大唐甘肅公司原市場建設高級主管、高級經濟師趙克斌建議，應盡快完善新型電力市場體系的頂層設計。在“雙碳”目標下，建設新型電力市場體系設計是一項系統工程，需要統籌考慮電能量市場、容量市場、輔助服務市場、綠證市場，以及電市場與碳市場的關系等。通過這些相互獨立、相互聯系而又有機統一的市場，更加全面地體現各類電源與市場主體所具有的能量價值、容量價值、調節價值、綠色價值，較好地解決好各類市場主體包括新能源價值幾斤幾兩的問題，促進網源荷儲等各類市場主體的協調可持續發展。

聚焦新能源入市，雷雙指出，價格機制改革為關鍵因素，一是需要建立與新能源發電特性、供需形勢相適應的完善的分時電價機制，提高用能市場主體對新能源的消納能力。二是完善中長期、現貨價格銜接機制，發現電力真實價值，引導電力合理投資規劃。三是需完善電力輔助服務市場機制，建立新型儲能容量電價機制，進一步提升系統靈活性調節響應能力，確保電力系統安全。

關于中長期合約的流動性問題，劉武林認為，在電力現貨市場環境下，電力現貨交易是唯一的實物交易，體現電能的使用價值，電力中長期合同由原來的實現電量平衡作用轉變為規避價格風險的具備財務性質的差價合約。機制建設方面，他建議，在大基地項目送端與受端發生價格倒掛時，允許大基地項目通過在受端采購較低價格電力的方式履行中長期合同的財務責任，而電力的實際潮流依然為低價區流向高價區來實現電力資源的大范圍優化配置。

“大基地交易方面，新能源大基地作為跨省跨區的主力電源，一是應納入受端省份電力市場，按照受端省份電力市場規則參與市場，富裕發電能力可按照省間或送出省電力市場規則參與送出省市場交易。二是新能源大基地利用率納入受端省份考核，以此提高受端省份的新能源消納的積極性。三是需加強跨省跨區通道規劃建設，滿足新能源富集地區現實需要，四是探索建立跨省跨區點對點交易機制，如研究全國跨省跨區通道交易集中優化出清技術，進一步提高跨省跨區通道利用率和發電資源更大范圍的優化配置。”劉武林表示。

在新能源入市后，抵御交易風險方面，時璟麗建議，新能源入市需要繼續完善配套政策和措施。圍繞新能源入市建立公平公開的市場規則，強化可再生能源電力消納保障機制，盡快將責任權重分解到重點行業企業，再落實到責任權重的所有市場主體，增強市場對新能源電量需求，既有利于消納，也有助于穩定新能源交易價格。此外，建議借鑒英德等國家新能源參與電力市場做法，對于通過參與電力市場實現保量但無法保價的電量，仍可獲得保價價格（存量項目為燃煤基準價，增量項目可以通過競配簽署PPA）。

雷雙表示，要完善綠證、綠電交易機制，通過綠色交易機制產生的環境溢價，體現新能源環境價值，提高新能源參與市場的積極性；完善可再生能源消納責任權重機制，提高經濟發達地區可再生能源消納權重，從用戶側促進新能源消納；新能源入市和強制配額制同步銜接方面，需將新能源入市規模作為強制配額目標確定的重要一環，通過強制配額助推新能源入市，通過新能源入市滿足配額制需求，通過建立良性閉環機制，提高新能源參與市場的積極性，提高用戶對新能源的消納意愿。

本文系《中國電力企業管理》獨家稿件。作者系本刊記者