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“有序推動新能源參與市場交易”正在成為能源行業(yè)的政策熱點。

今年1月，中央全面深化改革委員會第二十二次會議，與國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（下稱《指導意見》）均提出“有序推動新能源參與市場交易”；同期，國家能源局發(fā)布的2022年能源監(jiān)管工作要點和任務清單也明確提出，“積極支持新能源參與市場交易，以市場化機制促進新能源消納”；國家發(fā)改委和國家能源局近日發(fā)布《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》更是給出詳細操作“指南”——“鼓勵新能源發(fā)電主體與電力用戶或售電公司等簽訂長期購售電協(xié)議”。

新能源參與電力市場交易為何成了近期行業(yè)重磅文件的“公約數(shù)”？在操作中還面臨哪些挑戰(zhàn)？

焦點一：“新能源電價該怎么定？”

“新能源入市價格為啥變低了？”“新能源入市咋保障收益？”……不少新能源發(fā)電企業(yè)工作人員向記者坦言，入市意味著其告別“旱澇保收”，道“坎”就卡在了價格上。

入市后緣何電價變低？“此前相對較高的上網電價得益于政府扶持和補貼，并非其真實的電能量價值�！睆V東售電公司工作人員蔣江指出，新能源所發(fā)出的電力和煤電、水電本質上沒有任何區(qū)別，從這個角度看，供需寬松的時段和區(qū)域執(zhí)行低價無可非議。

某不愿具名的業(yè)內人士坦言，原來新能源是按計劃模式發(fā)展，行政審批、核價按照固定投資回收成本�！八�謂‘變少’的錢，其實是應該支付的消納成本。好比一件商品本身價值100元，政府扶持后變?yōu)?00元，進入市場后還原商品屬性定價100元，‘消失’的200元并不是其應得的錢。換言之，綠證也好，政府授權合約也好，都是在向用戶傳導消納成本。要想發(fā)展新能源，當前的核價和審批制度必須市場化，同時市場機制必須考慮消納成本的疏導。”

“有觀點拿個別不規(guī)范的亂象來否定市場，這是不理智的。問題不出在市場本身，而是建設和運營有問題。如果人為干預價格，將導致價格背離供需進而資源錯配，更不利于新能源消納。新能源相對化石能源的額外價值在于環(huán)保屬性，這部分價值應該通過健全完善綠證市場獲取收益。當前現(xiàn)狀是，將兩個不同維度的價值攪合在一起討論，難免混沌不清�！笔Y江說。

焦點二：“入市大障礙是什么？”

“新能源間歇性、波動性明顯，沒法進市場”“新能源入市將加劇價格波動”……不少觀點認為，新能源入市的大掣肘是技術。一位不愿具名的受訪專家則指出，從國外經驗看，技術可以改進，機制問題才是當前爭論的核心。

上述業(yè)內人士也認為，新能源參與市場的關鍵問題并不是理論上如何解決波動性、間歇性等制約，而在于多方利益如何博弈和平衡�！耙韵�納責任權重為例，假設A省將高比例新能源電量送至B省，就意味著本省可能無法完成指標任務，勢必會限制外送規(guī)模。所發(fā)電量的綠電權益歸誰？發(fā)出省還是受端��？”

“入市意味著新能源和火電，發(fā)電與用戶、電網之間的利益格局被打破。比如某省現(xiàn)貨市場，好多火電被強制出清，在沒有報價的情況下，為了完成消納指標被迫發(fā)電。其實質還是計劃體制發(fā)揮主導作用，通過違背經濟規(guī)律的方式解決消納問題。為了照顧不同利益群體，很多市場規(guī)則被扭曲不能發(fā)揮應有作用，這可持續(xù)嗎？”上述業(yè)內人士說。

電力從業(yè)人士王康指出，當務之急是加強部門之間、央地之間、以及政策與市場之間的協(xié)同�！盀榻鉀Q‘鐵路警察，各管一段’的問題，《指導意見》提出建立跨部門、跨區(qū)域的能源安全與發(fā)展協(xié)調機制，同時強調打破省間壁壘，加強市場與政策之間的銜接，加快建設全國碳交易市場、用能權交易市場、綠色電力交易市場，以解決市場化交易與配額制之間的矛盾。關鍵在于如何落地，讓市場成為新能源消納的主要方式。”

焦點三：“輔助服務費用誰來出？”

“綠電的終受益者和消費者是用戶，這個費用理應由用戶出”“輔助服務是為了更多消納新能源，理應由新能源企業(yè)出”……伴隨著新能源入市，以及新能源電力高比例增長帶來的輔助服務大幅上漲，輔助服務費用到底誰分攤討論已久。

中電聯(lián)發(fā)布的《電力行業(yè)碳達峰碳中和發(fā)展路徑研究》顯示，由于新能源屬于低能量密度電源，導致電源和儲能設施年度投資水平大幅上升。據(jù)測算，相比2020年，2025年、2030年、2035年發(fā)電成本將分別提高14.6%、24.0%、46.6%。

上述業(yè)內人士告訴記者：“做個簡單測算，原來1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電。但當前需要‘1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電’，才能對應1千瓦的用戶。這樣，平時不開機的1千瓦煤電與需要隨時啟動的靈活性輔助服務無疑會抬高發(fā)電成本�！�

那么，這些增加的輔助服務費用到底應該誰來出？蔣江認為，一味由新能源分攤是不合理的。“一方面，新能源是電力生產者，自身并不需要輔助服務；另一方面，存量新能源仍需補貼，用補貼來支付輔助服務費用，違反了設計初衷。按照‘誰受益、誰承擔’原則，享受藍天白云的是全體用戶，那么新能源以及系統(tǒng)產生的成本理應由用戶買單�！�

用戶分攤是否會抬高終端用電成本？蔣江指出，這是新能源入市后的又一誤區(qū)。“此前，發(fā)電企業(yè)內部分攤輔助服務費用，表面上看用戶無需支付，實際上計算在了度電成本中。與過去‘一鍋燉’的方式相比，通過市場優(yōu)化配置資源，‘賬單’更加透明，反而更有利于減輕用戶負擔。”