绿电和储能利用率下降压力变大，电力市场如何助力新能源破局?

　　4月29日，国家能源局举行亚新综合体育·（中国）官方网站发布会，国家能源局新能源和可再生能源司副司长潘慧敏介绍，2024年一季度，全国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%，其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。

　　随着我国可再生能源装机规模不断攀升，可再生能源发电量也快速提升。2024年一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%;其中，风电光伏发电量达4253亿千瓦时，同比增长25%。大规模的可再生能源电力在降低电力行业碳排放的同时，会给电网安全稳定性带来风电，也面临着越来越大的消纳问题。

　　与此同时，新能源装机规模的增长也推升了新能源配储规模，在新能源配储参与电网调度机制不完善的背景下，储能的利用率低下的挑战也十分巨大。在此背景下，进一步完善电力市场交易，推动绿电和储能积极参与电力市场，通过市场化方式促进新能源电力消纳和储能利用率提高，成为破解新能源消纳难题，推动新能源电力高质量发展的关键举措。

　　从全额保障性收购到多元化消纳，可再生能源交易更加市场化

　　2015年，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台开启新一轮电改以来，我国电力市场在促进可再生能源发展方面便发挥着越来越重要的作用。电改初期，在新能源装机规模不大的背景下，主要通过可再生能源发电保障性收购制度来推动新能源电力的消纳。

　　保障性收购制度虽然可以保障新能源发电机组的经济效益，但在电网“统购统销”的模式下，消费测无法分辨自身购买电力的来源，可再生能源电力的环境属性就无法彰显出来，最终也不利于新能源电力的长远发展。

　　随着电力中长期市场交易规则的完善，跨省跨区中长期新能源电力交易逐步兴起。同时，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》政策的出台，推动了分布式新能源电力的市场化交易进程。我国在发布的《电力中长期交易基本规则》中也提出，明确跨省跨区优先发电，确保清洁能源送出，并推动该部分电量逐步市场化;优先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时，以及可再生能源调峰机组优先发电。

　　在系列电力市场改革措施推动下，我国新能源市场化交易电量占新能源总发电量比重逐步提升，占比趋近30%。2021年，国家发改委、国家能源局发布《绿色电力交易试点工作方案》，提出将优先组织有绿色电力消费需求的市场主体开展长周期的市场化交易，并进一步明确了绿色电力交易在现货交易中的优先出清顺序，确保绿色电力交易电量履约。绿电消纳在事实上也从电网单一主体变为电网、售电公司和用户等多元化市场主体。

　　今年3月，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，从政策上明确了由多元化电力市场成员全额保障性收购可再生能源电量相关机制，可再生能源电力交易逐步走向市场化。

　　新能源装机规模大增背景下，新能源和储能参与电力市场难题待解

　　数据显示，2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%;其中，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。而绿电交易规模仅为537亿千瓦时，仅占新能源市场化交易的7.9%。新能源电力市场化交易仍有较大改善空间。

　　大规模新能源电力的上网，尤其是光伏、风电等新能源电力具有发电时间段较为集中的特点，新能源电力在参与电力现货市场上往往以较低的价格成交，这也会直接影响到新能源投资项目的经济效益。

　　2017年，青海省要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置，拉开了新能源配储的序幕。近两年来，随着可再生能源装机的快速增长，各地为降低新能源电力的波动性、维护电网安全，纷纷开始强制新能源项目配套储能设施。

　　可再生能源庄基地快速增长也带动了新型储能尤其是化石储能的发展。我国电化学储能规模从2020年的3GW左右增长至2023年的超20GW。但由于储能电池在运行效果和接受电网调度方面仍存在不少问题，新能源配储能利用系数仅为6.1%。如此低的利用率直接导致新能源项目投资回报率较差，影响新能源电力的发展。

　　新能源配储原本是要解决新能源电力消纳问题，更好促进新能源电力更好参与市场化消纳。但由于储能参与电网市场化调度机制不够完善，新能源发展和消纳问题面临着越来越大的压力。

　　需进一步完善新能源和储能参与电力市场机制，推动新能源更多通过市场化消纳

　　据山东、山西多个电力市场结果看，新能源电力入市的现货结算价格基本比没有现货的价格低。这会反向激励新能源投资企业更愿意通过政府定价或电网全额收购等方式进行消纳，以降低自身通过市场化方式交易带来的价格波动风险。

　　因此，应进一步完善电力市场中长期交易市场和现货交易规则，从促进新能源电力市场化消纳的原则出发，制定符合新能源电力特点的交易规则。并探索建立面向新能源和储能的容量补偿机制，帮助回收新能源投资的固定成本和提高其经济效益。

　　2023年，国家发展改革委、国家能源局制定了新的《电力现货市场基本规则(试行)》，明确提出要稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接;推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。

　　今年以来，国家发改委和国家能源局相继发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》等政策，优化调峰辅助服务交易和价格机制，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值，“新能源+储能”参与电力市场的经济效益将得到显现。

　　近期，《绿色电力交易专章(征求意见稿)》中也在国家层面对绿电交易机制和价格机制进行了规范，并鼓励签订多年绿电购买协议，推动跨省区优先发电计划中的绿色电力，通过参与绿色电力交易的方式予以落实。

　　新京报零碳研究院研究员 任大明