距离全面参与电力市场化交易，新能源还有多远？

2021年是新能源发展的一个全新的“元年”，这得益于双碳目标的提出，是国家主导层面对于清洁能源的认可与激励，由此也拉开了全国范围内轰轰烈烈的“全民大开发”时代。在新的管理政策下，近日多个省份已经陆续公布了2021-2022年风、光项目优选情况，今年的风、光伏项目开发已然接近尾声。

但站在新能源电站的全生命周期来看，显然还具有更多的不确定性。一方面，在今年的新能源电价政策《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中，虽然明确了新增风、光伏项目平价上网，执行当地燃煤基准价，但尚未直接明确执行燃煤基准价的小时数， 这意味着今年新增的风、光项目在建成之后的项目收益仍然存在不确定性;

另一方面，在进行新能源项目收益率测算时，今年国家能源局《关于进一步做好电力现货四场建设试点工作的通知》首次将新能源项目参与电力市场提升了日程，但相关细则仍然尚未明确。

可以预见的是，在新能源迅速发展以及电力市场推进进程加快的背景下，新能源电站参与市场化交易的进程也将持续推进。尽管此前国家能源局出台了保障小时数的政策来确保新能源的全额消纳收购，但从运行情况也可以看到，实际参与电力市场化交易的比例正逐步提高。

事实上，在新能源快速发展的“十三五”时期，以西北五省为代表的限电重灾区，新能源参与电力市场交易的比例有增无减。

以青海省为例，据光伏們了解，目前存量的有补贴项目几乎需要全部电量参与电力交易。根据青海省2021年省内直接交易有关事项的通知，青海省内3万以上水电、13.5万千瓦及以上火电机组、集中并网新能源(部分除外)均纳入准入范围。

除了西北地区之外，近年来，包括山西、陕西、内蒙古等也陆续出台政策明确新能源参与电力市场化交易。在今年3月22日陕西省发改委印发的《2021年陕西电网统调发电企业优先发电量计划的通知》中明确要求，领跑者、扶贫、平价新能源项目全额收购，其他按照风电1700、光伏1250保量保价;在今年内蒙古《2021年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标》(征求意见稿)中，常规集中式光伏机组“保量保价”利用小时数1200小时，平价、竞价集中式光伏项目“保量保价”利用小时数300小时，领跑者项目“保量保价”利用小时数1500小时，直调光伏扶贫、分布式项目按全额保障性收购原则安排。

尽管行业一直在“抗拒”新能源参与电力市场化交易，但存量项目的参会与趋势正逐步明朗。不仅如此，光伏們了解到，某投资企业位于内蒙的新能源电站，与地理位置相邻近的新能源项目相比，两个电站的交易电量差达到了500万度，电力市场化交易对新能源运营商的专业性提出了进一步的考验。

双碳目标的提出进一步夯实了新能源发展的历史机遇，但建设以新能源为主体的新型电力系统仍面临巨大的挑战。在全面进入平价之后，以光伏、风电为主体的新能源需要愈发深入的参与到电力市场的竞争，与其他电源类型同台竞技。随着新能源装机规模的快速增长，参与电力市场化交易正成为必然。

面对各省不同的运行规则以及风、光发电的不稳定，电力运营商在参与长期协议与现货市场相结合的电力市场化交易时仍面临巨大的挑战。与此同时，随着新能源投资热度的逐步提升，还有越来越多的投资企业参与到新能源投资领域，这也对资产运营的专业性提出了挑战。

与此同时，新一轮电改启动以来，作为电力市场建设和电改核心环节的电力现货市场角色愈发重要。随着碳中和目标的提出，可再生能源将逐步成为国家的主力电源，现货市场可以通过形成分区、分时段的市场价格，使不同类型的发电机组，在不同时空生产的电力通过价格差异体现各自价值，实现电力资源的优化配置，进而助推能源转型。

文章作者：臧超