浅析电力市场改革对于新能源发电企业的影响研究「新能源汽车对电力行业的影响」

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作者：高燕 王弈林

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一、新能源电力在电力市场改革中的机遇

在过去的二十年中，我国经历了两轮电力市场化改革：一次是基于2002年国务院出台的《电力体制改革方案》，该轮改革改变了我国当时电力行业政企不分、厂网不分的情况，奠定了我国电力行业迈入市场化的基础；另一次是2015年提出的第二轮电力市场化改革，旨在应对市场化改革过程中出现的交易机制缺失、市场定价机制缺乏等问题。

历经两轮改革，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场化交易机制及电力资源配置规则经历了从无到有的发展。与此同时，我国电力市场体系交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒、新能源发电消纳难等问题也逐渐浮现。为了解决市场化改革中的问题，2022年1月28日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）（以下简称“《指导意见》”），明确指出“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成”、“到2030年，全国统一电力市场体系基本建成”的阶段性目标。《指导意见》发布短短六个月之后，在2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，覆盖范围包括广东、广西、云南、贵州、海南五省区，涵盖电力中长期、现货、辅助服务交易。南方区域电力市场的启动试运行，率先实现了全国统一电力市场体系在南方区域的落地，标志着我国全国统一电力市场体系正在加速构建，也体现了国家推动电力市场体制改革的决心。

值得注意的是，《指导意见》在“有序推动新能源参与电力市场交易”以及“完善统一电力市场体系的功能”、“健全统一电力市场体系的交易机制”、“构建适应新型电力系统的市场机制”等方面都提出了与新能源电力相关的指导性意见。其中，就“构建适应新型电力系统的市场机制”而言，《指导意见》强调市场机制调整的四大思路，即“提升电力市场对高比例新能源的适应性”、“因地制宜建立发电容量成本回收机制”、“探索开展绿色电力交易”、“健全分布式发电市场化交易机制”。

由此，新一轮电力体制改革即全国统一电力市场体系的建设正在加速推进，全国统一电力市场体系的建设将进一步促进电力资源的优化配置和推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统，新能源电力作为电力市场的重要组成部分，在电力市场改革中也将迎来新的机遇。

此外，2022年1月12日国家能源局发布《2022年能源监管工作要点》（国能发监管〔2022〕4号），指出“积极支持新能源参与市场交易，以市场化机制促进新能源消纳”；2022年1月30日，国家发改委和国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号），指出“鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议”；同月，国家发改委等部委联合发布《促进绿色消费实施方案》（发改就业〔2022〕107号），指出“进一步激发全社会绿色电力消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。”

二、电力市场改革在新能源电力领域的改革要点

全国统一电力市场体系，是“统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善”的电力市场体系。根据《指导意见》，全国统一电力市场体系具备五大特征，体现了对中国未来电力市场体系的整体设想：第一，构建多层次协同的市场体系，即强调全国市场与地方市场的协调性；第二，构建基础功能健全的市场体系，即建设以中长期市场为基础，现货、辅助服务市场有序协同，多元市场主体充分参与的市场体系；第三，构建组织运行规范的交易机制，即建设基本交易规则和技术标准统一、各地电力市场价格统一规范、市场化运行与调度运行高效衔接的交易机制；第四，构建政府有效有为的监管体系，即强调市场监管与政策支持的有效性；第五，构建支撑新型电力系统的市场机制，即建设新能源电力、容量成本回收机制、绿色电力交易、分布式发电等符合新型电力系统特征的市场机制。

就新能源电力领域而言，其改革要点主要如下:

（一）新能源发电企业作为市场主体参与电力市场交易

《指导意见》指出：“培育多元竞争的市场主体。……分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，……推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同”，与此同时《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》则进一步提出：“鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。”由此可见，新能源发电企业作为市场主体参与电力市场交易并签订长期购售电协议是电力市场交易机制的改革要点之一。

此外，目前部分省市已经着手出台相关电力市场规则，以支持新能源发电企业参与电力市场交易。以浙江省发改委2022年5月出台的《浙江省电力现货市场基本规则（征求意见稿）》为例，该规则在“市场成员”一节规定：“非统调电厂、光伏、风电站等新能源发电企业原则上以场站为单位注册一个机组。一个场站有多个法人的，根据法人分别注册。”

（二）新能源电力交易适应统一多层次的电力市场体系

1. 优化现货交易机制

就新能源电力的现货交易机制而言，《指导意见》指出：“鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务”，即通过完善调峰机制与弃风、弃光电量考核机制等方面，实现对于新能源电力交易机制的优化完善。

2. 建立中长期交易机制

就新能源电力的中长期交易机制而言，《指导意见》明确推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。鼓励新能源发电主体参与签订中长期购售电合同，是新能源电力交易市场化的要求，同时也通过提供更稳定的收益机制促进项目的开发与投融资。

3. 南方区域电力市场对《指导意见》的落实

在现货交易方面，根据《中国南方区域电力市场运营规则（征求意见稿）》（以下简称“《运营规则》”），现货交易将受到编制好的电力市场现货交易出清约束条件的规制。当新能源发电价格有优势时，市场竞争出清结果自动实现新能源发电的消纳；当新能源发电不具备价格优势时，将结合出清约束条件中关于清洁能源消纳约束的要求，对新能源发电进行强制出清，保障新能源发电的消纳。

在中长期电力交易中，根据《运营规则》，售电主体可根据国家指令性计划、地方政府间送电协议、电力供需形势申报跨省优先发电计划，经购电主体确认后，形成跨省中长期交易结果，解决了新能源发电的市场限制问题。同时，通过双边协商交易形成的跨省优先发电计划交易合同，允许购售双方在协商一致的前提下，对交易计划电量及分时曲线进行调整，能够适应新能源发电具有的随机性、波动性、间歇性等特点。

总体上来讲，南方区域电力市场的逐步完善，将为新能源发电企业参与电能市场交易提供更灵活、通常及便利的交易渠道，帮助新能源发电企业打破原有的市场壁垒。

（三）探索开展绿色电力交易

《指导意见》指出：“开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。” 绿色电力交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消纳认证。《指导意见》则进一步强调绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位，通过引导用户直接购买绿色电力与推动电网优先执行交易的方式继续探索绿色电力交易。

以南方区域电力市场为例，南方区域电力市场同时还是国家绿色电力交易试点平台，国家发改委、国家能源局于2021年9月正式批复国家电网公司、南方电网公司制定的《绿色电力交易试点工作方案》，开启了全国性绿色电力交易的试点。南方区域各电力交易中心根据该批复，联合编制了《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，并于2022年2月25开始实施。根据《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，风电、光伏等新能源发电企业可以采用直接交易或通过电网企业代理的认购交易方式，与有使用绿电需求的企业达成绿电交易；现阶段，绿电交易标的主要为电量，暂不安排合同交易，主要包括：（一）未享受国家政策性补贴的风电、光伏等电量，自愿承诺退出国家政策性补贴的电量可视同为未享受国家政策性补贴。（二）已享受国家政策性补贴，在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等电量 ；绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。

（四）健全分布式发电市场化交易机制

《指导意见》指出：“鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力”。分布式发电的产品中很大一部分是新能源电能。

三、新能源发电企业在电力改革中面临的问题和相关举措

（一）与既有政策的衔接问题

1. 绿色电力交易与统一电力市场交易、绿证交易、碳交易等清洁能源制度的衔接问题

《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》指出要建立全国统一电力市场体系，并开展绿色电力交易试点。就绿色电力交易与统一电力市场交易的关系而言，目前绿色电力交易机制处于不断完善的状态，但就绿色电力交易是一种电力中长期交易的交易性质来说，绿电交易会与统一市场中的电力中长期交易相结合，并与电力现货交易和辅助服务市场交易相统一协调。就新能源发电企业而言，绿色电力交易制度与统一的电力市场的交易体系的衔接问题应当重点关注。

此外，绿电交易制度与绿证交易制度、碳交易制度在适用上也存在着环境价值重复计算、价格传导机制不畅、绿电零碳属性不清晰等问题，各种清洁能源制度之间的协调机制不够完善。就新能源发电企业而言，不同市场间的合规事务都要共同关注。

2. 已经享受补贴的新能源项目与市场化交易的衔接问题

自2019年国家能源局印发了《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，我国新建光伏及风电项目进入平价上网时代，但是有一部分新能源发电项目已经获得可再生能源补贴资格，其参与当地电力市场交易中心通常是采用部分电量市场交易与部分电量保障性收购的模式。该交易模式与电力市场交易的衔接是新能源发电企业需要关注的问题之一。通常而言，参与市场交易的部分电量通常按照电力市场的交易价格结算，保障性收购的部分电量就按照原有补贴后确定的标杆价格出售给电网企业。

（二）如何作为市场主体独立参与电力交易的问题

过去，新能源发电企业主要通过与电网企业签订购售电合同的方式出售所发电量。《指导意见》鼓励新能源发电企业作为市场主体签订长期购售电合同，一种情况是跟过去一样与电网企业直接签订合同，按照固定价格出售电力，另一种情况则是与电力用户直接签订合同进行电力市场交易。下游市场的开放对新能源发电企业来说既是机遇也存在挑战，通过直接交易可以释放消纳端的市场活力，直接交易的模式下，交易双方对电量、电价、结算等交易规则拥有更多的协商空间，这就要求发电企业要更加了解电力市场的交易规则与价格机制，通过科学测算提高决策水平。

此外，统一电力市场中的市场交易主体变得更加多元，以南方区域电力市场为例，南方区域电力市场由中长期电能量交易、现货电能量交易和电力辅助服务交易“三大支柱”组成，面向发电企业、售电公司、电力用户以及负荷聚合商、独立储能等新兴市场主体开放，新能源发电企业面对的合作对象可能不仅仅局限于电网企业或终端电力用户，如果新能源发电企业能够具备匹配多元化市场主体需求的能力，将能够在更大范围内参与市场竞争、获得交易机会。

（三）中长期交易调整机制中的适应问题

1. 完善新能源电力中长期合约市场化的调整机制的适应问题

新能源电力以风能、光伏发电为主，其物理特性决定了新能源的电力的供求可预测性低，并且在技术层面上难以在短时间内解决。因此对于新能源发电企业而言，缩短电力中长期交易的周期、增加新能源交易的频次才能增强交易的灵活性并降低合约的风险性。

2. 完善新能源跨省跨区交易机制的适应问题

《指导意见》指出要构建多层次的统一电力市场，其中就包括了跨省跨区的电力交易市场。就新能源电力而言，完善跨省跨区的电力交易机制可能会优先安排新能源交易占总交易的一定比例，并加大跨省跨区替代量中新能源发电权的规模，可能还会配合其他市场化的手段来促进新能源电力交易的市场化的积极性。如果跨区域交易机制的调整涉及前述方面，新能源发电企业就应及时调整适应。

（四）适应统一电力市场体系的交易机制将要面临的问题

1. 价格机制的变化

新能源电力的价格机制已经走过标杆电价阶段、竞价阶段以及平价阶段，未来将完全地进入市场竞争、自由竞价的阶段。《指导意见》鼓励新能源发电企业进入电力市场之后，既可以直接与电网企业、售电公司订立购售电合同，又可以直接与电力用户订立购售电合同，且电力的价格也是由交易主体双边协商或者集中竞价等市场化方式确定，不再由政府部门对其进行定价。新能源发电企业未来应提前对价格设定做好相关财务测算，并注意在购售电合同中对价格条款进行明确约定。

以南方区域电力市场为例，根据《运营规则》，在中长期电力交易中，如果采用双边协商交易，则成交价格将由双方根据合同约定确定，如果采用集中交易，则还将分别通过集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易三种不同的形式确定成交价格。而在现货交易中，采用分时节点电价作为市场价格，分时节点电价取每小时内的各时段节点电价的算术平均值，跨省送受电价格和省内价格都将受到节点价格的影响。统一电力市场体系为各个发电企业提供了公平公开的竞争环境，在参与电能交易中，新能源发电企业需要关注市场价格变化和需求，制定合理的价格策略。

2. 售电合约与交易品种的变化

从售电合约的结构来看，原有的电力交易要求发电企业与电网公司订立《购售电合同》和《并网调度协议》，执行政府定价，属于政府授权合约。市场化背景下的电力交易中，除了与电网企业签订政府授权合约外，发电企业还可以与电力用户自主签订《电力中长期交易合约》、《电力现货交易合约》等市场化交易合约。

从交易品种的类型上看，《指导意见》鼓励新能源发电主体与交易相对方签订中长期购售电合同，但是发电企业实际上在市场环境中也可以通过协商等方式合意选择交易产品的类型，除了中长期电力交易产品外，电力现货市场交易、电力辅助服务交易也可以成为新能源发电企业的交易品种选择。

3. 输电线路的限制

输电线路主要从三个方面限制电力的市场化交易。

首先是输电线路容量的限制。市场化的电力交易理论上对于电力的交易标的数量没有任何限制，但是电网客观上是存在负荷限制的，发电企业与交易对象需要根据这个限制调整交易数量并提交电力调度机构统一核对。

其次是并网规则的限制。出于安全性与稳定性的要求，发电企业需要遵守电网统一的并网规则，服从统一安排。

最后是输电成本的限制。新能源发电企业等发电主体固然能够与电力用户直接进行电力的市场化交易，但是电力的运输成本、运输线路在远距离运电中产生的维护与损耗费用也是发电企业需要考虑的问题。

4. 配置储能

近年来，为了纾解“弃风”、“弃光”问题，国家开始大力支持储能技术的发展和鼓励配置储能设施，多个省市相继要求新能源发电项目“强制”配置储能。为了获得发电项目的核准/备案，投资者可能不得不被动接受配置储能的要求。但是，随着统一电力市场的逐步形成，电力交易市场化程度的进一步提高，储能设施提供的调峰能力、应对市场需求变化的适应能力在新能源发电项目中的价值可能会被越来越多的投资者所主动接受。

结语

《指导意见》是我国“双碳”目标下在电力市场体制改革方面的阶段性顶层设计文件，适应碳达峰、碳中和目标的要求，旨在健全多层次统一电力市场体系，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，其中“构建适应新型电力系统的市场机制”是本轮电力市场改革的一项重要内容。

对于新能源发电企业来说，统一的市场交易体系的建立健全，为新能源发电行业长久以来面临的消纳问题提供了多种解决方案，为新能源发电企业参与市场交易提供了更便利、更倾斜的交易环境和政策支持。当前，统一电力市场交易规则、新能源电力交易机制都在不断完善与发展，南方区域电力市场的试运行也将为新能源发电企业提供更多“试水”机会，我们认为新能源发电企业应对新型电力系统的构建报以积极乐观的态度，在改革中抓住实现增长的新机遇。

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