分布式電站如何參與電力市場(chǎng)仍面臨相當大阻力

廣東電力交易中心日前完成電力現貨市場(chǎng)2020年首次全月結算試運行第一輪測試，這是南方(以廣東起步)試點(diǎn)繼2019年完成按日試結算測試和按周結算試運行后首次開(kāi)展全月結算的試運行。

在此之前，已有山西、甘肅、山東、浙江、福建、蒙西和四川在2019年全部實(shí)現模擬試運行，并在9月密集開(kāi)展結算試運行測試，全國8個(gè)電力現貨市場(chǎng)建設進(jìn)度明顯加快。

我國以中長(cháng)期交易為主、現貨交易為補充的電力市場(chǎng)體系建設已初見(jiàn)雛形。據統計，2019年全年市場(chǎng)化交易電量預計達2.3萬(wàn)億千瓦時(shí)，占全社會(huì )用電量的32%，同比提高約6%。

電力現貨交易是電力市場(chǎng)的重要組成部分

2015年啟動(dòng)的新一輪電力體制改革中，電力市場(chǎng)建設被寄予厚望，而電力現貨市場(chǎng)作用突出。在中發(fā)[2015]9號文中明確提到：“逐步建立以中長(cháng)期交易規避風(fēng)險，以現貨市場(chǎng)發(fā)現價(jià)格，交易品種齊全、功能完善的電力市場(chǎng)”。

當電改進(jìn)入深水區，電力現貨市場(chǎng)建設相關(guān)配套政策近年來(lái)陸續出臺。8個(gè)電力現貨市場(chǎng)建設試點(diǎn)相關(guān)工作取得實(shí)質(zhì)性進(jìn)展。截止2019年6月，已全部模擬試運行。

表1 近年發(fā)布的電力現貨市場(chǎng)建設相關(guān)配套政策

作為完整的電力市場(chǎng)體系重要組成部分，電力現貨市場(chǎng)主要開(kāi)展日前、日內、實(shí)時(shí)電能量交易和備用、調頻等輔助服務(wù)交易，與中長(cháng)期交易市場(chǎng)形成互補，是實(shí)現資源優(yōu)化配置的平臺，以市場(chǎng)化手段保障電力實(shí)時(shí)平衡和電網(wǎng)安全運行，實(shí)現更具經(jīng)濟性的用能成本。

國網(wǎng)能源研究院新能源與統計研究所新能源研究室主任王彩霞表示，通過(guò)現貨市場(chǎng)可以發(fā)揮價(jià)格信號引導作用，促進(jìn)資源高效優(yōu)化配置。

加大消納總要求下，新能源參與電力現貨市場(chǎng)是大勢所趨

在我國，可再生能源發(fā)電實(shí)施全額保證性收購制度受立法保護，但隨著(zhù)近年來(lái)新能源裝機的快速發(fā)展，新能源發(fā)電消納問(wèn)題凸顯，降低棄風(fēng)、棄電率成為2016后多項政策的著(zhù)力點(diǎn)。而如何加大新能源發(fā)電消納能力也在電力市場(chǎng)建設的制度設計中受到重點(diǎn)關(guān)注。

圖1 2015-2019年風(fēng)、光累計裝機量及棄風(fēng)、棄光率

據了解，2019年全年國家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區全年新能源省間交易電量超過(guò)800億千瓦時(shí)，新能源省內市場(chǎng)化交易電量超過(guò)500億千瓦時(shí)。不過(guò)，這些交易更多體現為集中式電站中長(cháng)期雙邊電力交易，而現貨市場(chǎng)交易更適應新能源出力的波動(dòng)性和隨機性等特點(diǎn)，更有利于新能源消納。低邊際成本有助于新能源發(fā)電被優(yōu)先調度，而通過(guò)價(jià)格信號引導全網(wǎng)資源主動(dòng)調峰也為新能源發(fā)電拓展消納空間。

2019年8月發(fā)布的《關(guān)于深化電力現貨市場(chǎng)建設試點(diǎn)工作的意見(jiàn)》就強調，要“建立促進(jìn)清潔能源消納的現貨交易機制”，同時(shí)要求各電力現貨試點(diǎn)地區應設立明確時(shí)間表，使新能源發(fā)電參與電力現貨市場(chǎng)。

目前，8個(gè)試點(diǎn)地區在新能源是否參與現貨市場(chǎng)上表現不一，甘肅、山西、蒙西、山東采用各種不同方式將新能源納入現貨市場(chǎng)交易，而浙江、廣東、四川、福建等地則不參與現貨市場(chǎng)，更多仍沿用全額保障性收購方式。

不過(guò)，可以預見(jiàn)的是，隨著(zhù)試點(diǎn)工作的深入開(kāi)展，新能源將全部納入當地電力現貨市場(chǎng)交易。國發(fā)能研院、綠能智庫認為，當電力現貨市場(chǎng)交易在全國更大范圍推廣時(shí)，新能源以各地適合的方式參與電力現貨市場(chǎng)交易應該只是時(shí)間問(wèn)題。

電力現貨市場(chǎng)交易或將壓縮分布式發(fā)電收益空間

以光伏為主的新能源分布式發(fā)電項目近年來(lái)發(fā)展較快，充分利用政策和電網(wǎng)條件，多種模式下均有不錯的收益，特別是規模較大的項目采用全額上網(wǎng)模式，在風(fēng)險可控下能取得最佳效益。

然而，這種狀況在平價(jià)上網(wǎng)階段已出現變化，電力現貨市場(chǎng)交易預計將進(jìn)一步壓縮分布式發(fā)電項目的收益空間。單純提高新能源消納比例無(wú)法保障項目獲得預期的收益，售電價(jià)格的影響更加明顯。

為推進(jìn)新能源平價(jià)項目的開(kāi)展，2019年1月發(fā)布的《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于積極推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電無(wú)補貼平價(jià)上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》(發(fā)改能源〔2019〕19號)中，一方面強調了保障對新能源優(yōu)先發(fā)電和全額保障性收購，同時(shí)也特別提出，由省級電網(wǎng)企業(yè)與項目單位簽訂不少于20年的固定電價(jià)購售電合同，保障電價(jià)政策的長(cháng)期穩定。遺憾的是，該通知同時(shí)明確，相關(guān)政策不適用于2020年后的平價(jià)上網(wǎng)項目。

2019年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機制改革的指導意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格規〔2019〕1658號)，提出火電采用“基準電價(jià)+上下浮動(dòng)”的電價(jià)機制，分布式發(fā)電穩定的錨定價(jià)格被打破。在工商業(yè)平均電價(jià)只降不升的總體趨勢下，火電發(fā)電側上網(wǎng)電價(jià)將承壓。而根據現有經(jīng)驗，電力市場(chǎng)化交易規模的擴大會(huì )繼續拉低火電平均上網(wǎng)電價(jià)，這將直接對分布式發(fā)電項目收益造成較大影響。

另外，電力市場(chǎng)化改革中，風(fēng)、光等新能源權利和義務(wù)被重新平衡，或將增加平價(jià)階段分布式發(fā)電項目的經(jīng)營(yíng)壓力。據了解，東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運行后風(fēng)、光等新能源發(fā)電利用率提升顯著(zhù)，但2019年風(fēng)、光、核等清潔能源每度受益多發(fā)電量分攤輔助服務(wù)費用達0.117元/kWh。在另一些地區，新能源電站配置儲能、增強出力靈活性也在嘗試。

更大的挑戰將來(lái)自于電力現貨市場(chǎng)交易，特別是增量分布式發(fā)電項目面臨的不確定性將大幅增加。

根據現有試點(diǎn)地區結算試運行的結果，電力現貨市場(chǎng)交易下，平均出清價(jià)格通常會(huì )低于基準電價(jià)，且價(jià)格波動(dòng)也遠低于目錄電價(jià)中峰谷價(jià)差，這直接導致分布式光伏發(fā)電項目收益受損，隨機性增大。同時(shí)，分布式發(fā)電項目出力預測、調控的難度較大，針對日發(fā)電曲線(xiàn)預測的偏差考核可能會(huì )進(jìn)一步增加其運營(yíng)費用。

圖2 南方(以廣東起步)試點(diǎn)結算試運行用電側現貨日前出清價(jià)格

華北電力大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院教授曾鳴表示，電力交易系統處于試點(diǎn)階段，而且各地還有不同的用電結構、不同的環(huán)境容量、不同的電網(wǎng)結構、不同的資源稟賦、不同的經(jīng)濟條件、甚至不同的外部政策，這些都會(huì )使分布式光伏發(fā)電在電力現貨市場(chǎng)出現多種不確定性。

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，2020年后并網(wǎng)的分布式光伏項目，新能源綠色電力的價(jià)值尚不能得到很好的體現，收益面臨多重壓力，而電力現貨市場(chǎng)帶來(lái)的不確定性最大，或將抑制項目投資需求。

分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易仍面臨相當大阻力

事實(shí)上，為破解新能源分布式發(fā)電項目就近交易和消納的問(wèn)題，相對獨立于電力市場(chǎng)改革的分布式發(fā)電市場(chǎng)化機制也一直在推進(jìn)，通過(guò)就近與高價(jià)值用戶(hù)簽訂中長(cháng)期合約直接交易，降低輸配電價(jià)成本，提升分布式項目收益，被視為是實(shí)現平價(jià)上網(wǎng)的重要途徑之一。曾鳴認為，分布式電力交易是未來(lái)方向之一，相比電力現貨市場(chǎng)交易，這種模式下收益確定性更高。

2017年10月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于開(kāi)展分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)的通知》(發(fā)改能源〔2017〕1901號)，明確“直接交易、委托電網(wǎng)企業(yè)代售電、電網(wǎng)企業(yè)按標桿上網(wǎng)電價(jià)收購”三種具體模式，電網(wǎng)只收取過(guò)網(wǎng)費。這種模式打破了“隔墻售電”的市場(chǎng)壁壘，被業(yè)內寄予厚望。

然而，直到2019年5月，國家發(fā)改委和國家能源局才首次公布包含26個(gè)項目、共165萬(wàn)千瓦的分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)名單。之后，試點(diǎn)項目的推進(jìn)看起來(lái)也并不順利。

據了解，分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易尚面臨諸多問(wèn)題，比如交易主體責權利的劃分界定存在爭議、與電力市場(chǎng)銜接尚有缺失、交易模型和交易方式仍不成熟等。其中，交易主體責權利的劃分存在爭議是阻礙分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易項目落地的主要因素，核心問(wèn)題是過(guò)網(wǎng)費標準和分布式項目所承擔的責任和義務(wù)。

在2019年12月印發(fā)的《江蘇省分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易規則(試行)》中對交易雙方、電網(wǎng)企業(yè)的權力義務(wù)描述顯然盡可能兼顧了多方利益。雖然過(guò)網(wǎng)費明確按國家相關(guān)規定執行，但分布式項目被要求通過(guò)安裝儲能等手段來(lái)提升供電靈活性和穩定性，且交易雙方要服從統一調度。

3月，江蘇省發(fā)改委、江蘇能監辦再次發(fā)布《關(guān)于積極推動(dòng)分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易試點(diǎn)有關(guān)工作的通知》，大力推動(dòng)7個(gè)項目試點(diǎn)相關(guān)工作的開(kāi)展，作為國內首個(gè)破冰分布式發(fā)電市場(chǎng)化交易的地區，具體機制和效果仍有待觀(guān)察，但平衡各地參與方利益，在全國大范圍推廣實(shí)施顯然難度更大。

相關(guān)企業(yè)應提前研究應對分布式發(fā)電如何參與電力市場(chǎng)

目前來(lái)看，在一些地區，分布式發(fā)電參與市場(chǎng)化交易仍會(huì )首先在整個(gè)電力市場(chǎng)框架下進(jìn)行。

據王彩霞介紹，鼓勵分布式光伏等分布式的市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)是國際電力改革的新趨勢，但從實(shí)踐來(lái)看，分布式市場(chǎng)主體如何參與市場(chǎng)還有許多技術(shù)、監管等方面的問(wèn)題需要解決，目前國際上尚無(wú)分布式市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)的實(shí)踐案例。

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，盡管尚無(wú)可參考的國外經(jīng)驗，但研究國內現貨電力市場(chǎng)交易試點(diǎn)地區逐漸增多的測試數據和交易情況，相關(guān)企業(yè)有必要提前做好應對準備。

曾鳴為未來(lái)分布式發(fā)電的方向指出了兩種主要方式：一種是自發(fā)自用、余電上網(wǎng)，這也是十四五電力發(fā)展規劃當中分布式發(fā)電的重點(diǎn)。另一種是光伏等可再生能源分布式發(fā)電要考慮與儲能結合，利用綜合能源、多能互補模式來(lái)發(fā)展。