日前，國家統(tǒng)計局發(fā)布的能源生產(chǎn)情況顯示，5月份，全國發(fā)電量6886億千瓦時，同比增長5.6%。其中，風電增長15.3%，太陽能發(fā)電增長0.1%。2022年，我國規(guī)模以上工業(yè)發(fā)電量8.4萬億千瓦時。其中，水電、核電、風電和太陽能發(fā)電等清潔能源發(fā)電增長5.3%，占全部發(fā)電量比重較2021年增長0.9個百分點。

隨著新能源發(fā)電量和占比持續(xù)提升，新能源進入電力市場大勢所趨。國家發(fā)改委、國家能源局在印發(fā)的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，到2030年，新能源將全面參與市場交易。高比例新能源情況下，電力市場價格將發(fā)生哪些變化，市場化對新能源投資收益又將產(chǎn)生哪些影響？帶著這些問題，日前，《中國能源報》記者采訪了北京能源發(fā)展研究基地首席專家、華北電力大學電力經(jīng)濟研究所所長、華北電力大學經(jīng)濟與管理學院教授譚忠富。

電力市場化下新能源投資運營存在一定風險

電力是一種極為特殊的商品，生產(chǎn)、運輸、使用和消費過程幾乎瞬時同步完成，是時間價值突出的資源。以蔬菜做類比，新鮮蔬菜價格高，反之價格低。對于新能源電力來說，入市前后有何不同？

譚忠富表示：“新能源進入市場競爭之前，享受著‘全額保障性收購’制度與‘保量保價’政策，即電量方面優(yōu)先消納，電價方面享受政府定價，目前大部分存量項目還享受著電價補貼，其收益實際上主要由上網(wǎng)電量決定，具有相對穩(wěn)定的收益預期。”“進入市場競爭之后，新能源往往報量不報價，其出力高低對現(xiàn)貨市場結算電價的逆影響較大，即新能源出力多的時候，煤電機組競爭激烈，發(fā)電結算電價開始下降，甚至出現(xiàn)‘零電價’‘負電價’；新能源出力少的時候，煤電機組競爭不激烈，結算電價開始上升。”

早在2019年12月，山東電力現(xiàn)貨市場就曾出現(xiàn)每兆瓦時-40元的電價，隨后幾年內負電價也出現(xiàn)過。今年4月29日至5月3日，山東電力現(xiàn)貨市場實時交易累計出現(xiàn)46次“負電價”；5月1日至2日，現(xiàn)貨市場實時“負電價”時段長達22小時，打破國內歷史紀錄。

在譚忠富看來，和化石能源發(fā)電不同，新能源發(fā)電間歇性、隨機性、波動性特點是導致上述現(xiàn)象出現(xiàn)的主要原因。“有風、有光時有電，反之沒電；風大、陽光充足時發(fā)電量大，反之發(fā)電量小；新能源發(fā)電出力曲線難以與用電曲線匹配，極熱無風，夜間極冷無光，在負荷高峰賣高價的電量相對較少；但在負荷低谷賣低價的電量相對多。可見，市場化下新能源投資運營存在收益風險。”

出清價格由新能源出力大小決定

全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織發(fā)布的《中國2030年能源電力發(fā)展規(guī)劃研究及2060年展望》報告預計，到2025年，中國電源總裝機將達到29.5億千瓦，其中清潔能源裝機將達到17億千瓦，占比57.5%，清潔能源發(fā)電量將達到3.9萬億千瓦時，占比41.9%。

譚忠富認為，隨著新能源高比例滲透且進入電力市場，一方面其自身投資收益不確定性增加，另一方面，新能源還將對電力批發(fā)價格產(chǎn)生影響。高比例新能源滲透下，電力現(xiàn)貨市場出清價格基本由新能源出力大小決定。在新能源發(fā)電出力大量富余時段，出清電價基本持續(xù)維持在低價位甚至地板價；反之，在新能源發(fā)電出力小，需要火電頂峰運行時段，往往會出現(xiàn)高價位甚至天花板價。

譚忠富指出：“若新能源電力占比越來越高，低邊際成本的新能源機組會提高低價時段的申報容量。具體來說，在系統(tǒng)負荷峰谷差很大時，谷期用電需求低，新能源機組將成為定價的主導機組，導致現(xiàn)貨出清價格大概率出現(xiàn)低價；而峰期時，用電量需求高，新能源發(fā)電出力小，需要火電頂峰運行，因此煤電機組將成為定價的主導機組，導致現(xiàn)貨出清價格大概率出現(xiàn)高價。”

值得注意的是，譚忠富補充說：“如果是高用電需求季節(jié)，比如夏季保供，日內谷段、峰段都將由煤電機組定價，高價出現(xiàn)概率大；如果是春季，日內谷段、峰段都將由風電光伏機組定價，低價出現(xiàn)概率大。也就是說，現(xiàn)貨電力價格對于季節(jié)交易結算價格的影響很大，低電力需求季節(jié)與高電力需求季節(jié)的中長期交易價格差距會很大。”

煤電角色轉變通過輔助服務獲利

新能源電力占比的不斷提升，不僅將導致新能源自身投資收益存在風險、造成電力批發(fā)價格波動，還將影響煤電項目的收益。

譚忠富告訴《中國能源報》記者：“在適應新能源占比逐漸提升的新型電力系統(tǒng)中，煤電將逐步為新能源發(fā)電出讓電量空間，煤電電量占比將會逐漸減少，其發(fā)電利用小時數(shù)將會下滑，難以通過發(fā)電電量收入回收固定投資成本，進而影響煤電項目的投資收益。”

在上述情況下，煤電如何在電力系統(tǒng)中創(chuàng)造新需求，獲得新收益，譚忠富提出：“煤電的系統(tǒng)角色將逐步從電力電量保障的主體電源轉變?yōu)橐噪娏χ螢橹鳎娏抗獮檩o的調節(jié)性和備用保障電源。煤電難以通過發(fā)電電量收入回收固定投資成本，而需要通過調峰、調頻等輔助服務收益和容量補償來回收成本。”

“由于新能源需要外部支撐實現(xiàn)可靠供給，預計未來輔助服務費價格將上漲。基于‘誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔’原則，輔助服務費用分攤范圍需要包括新能源在內的發(fā)電機組、市場用戶、不能提供輔助服務的煤電機組，單位電量所承擔的分攤費用將下降；而作為可以靈活調節(jié)的出力，提供調峰、調頻、備用等輔助服務的煤電機組獲得的輔助服務收益將提高。”譚忠富說，“但抽蓄電站、電化學儲能也可發(fā)揮調峰、調頻、備用容量的作用，隨著新能源滲透比例的提高，儲能提供調峰、調頻、備用容量規(guī)模增大，對應的市場價格或者補償水準也會下降。”