電量市場化對可再生能源的影響及其應對研究

王品

摘 要： 近年來，國家在電量市場化上做了大量的準備工作，傳統能源受資源儲量的影響，日益成為阻礙各國發展的障礙。開發可再生能源是市場化導致的必然結果。文章分析了可再生能源的發電現狀，陳述了電力市場化對風力發電的影響，并提出了相應的措施，為電量市場化的長遠發展提供借鑒指導。

關鍵詞：電量市場化 可再生能源 現狀 影響 措施

中圖分類號：TM61 文獻標識碼：A 文章編號：1003-9082（2016）12-0290-02

一、可再生能源發電現狀

我國可再生能源的應用形式以電力為主，近年來增長迅速，但由于傳統電力結構倚重火電，可再生能源在整體電力結構中的比重仍顯單薄。截至2014年，我國非化石能源占一次能源消費比重提升到11.1%，除去核電部分，可再生能源占比9.6%；從電力結構來看，可再生能源僅占全國發電裝機容量的8.9%，火電比重仍為67.4%。人們廣泛了解的可再生能源形式包括水電、風電、太陽能發電、生物質發電、地熱能發電等。水電是可再生能源中最為成熟和廣泛的應用形式，我國水電裝機容量領先全球，總裝機約300GW，年發電量約1萬億千瓦時，對我國華東、華中地區的工農業及民生電力需求貢獻突出，三峽、礱灘、葛洲壩、三門峽等水利樞紐工程更是廣為人知。風電和太陽能發電近年獲得集中發展，主要以風光資源豐富地區（內蒙、甘肅、青海、新疆等西部省份）的集中式地面電站為主要模式，2014年風電裝機90GW，年發電量1500億千瓦時；太陽能發電裝機30GW，年發電量250億千瓦時。而近期，風電太陽能電站開發向中東部推進的趨勢，以及分布式太陽能發電獲得廣泛關注，是由我國中東部地區突出的電力需求和較為稀缺的土地資源決定的，也是未來可再生能源發展的重要方向。

例如，風力發電就是我國解決我國能源和電力需求剛性增長的重要戰略布局。風能是一種不產生任何污染物排放、可再生的、清潔的自然能源，風力發電具有建造發電場的費用低廉，不需火力發電所需的煤、油等燃料或核電站所需的核材料即可產生電力，除常規保養外，沒有其他任何消耗，沒有煤電、油電與核電所伴生的環境污染問題等優越性。這幾年，我國也大力推動風電等新能源行業，風力發電領域獲得了快速發展。截至2016年底，全國發電裝機容量將達到16.4億千瓦，其中并網風電1.6億千瓦，占比為9.9%；清潔能源裝機容量達到5.93億千瓦。占總裝機比重36.2%。

二、電力市場化對風力發電的影響

1.電力市場化對風電可再生能源補貼的影響。十三五”能源規劃對風力發電做了重點提及，到2020年風力發電的裝機容量達到2億千瓦以上。國家能源局表示，逐步取消可再生能源補貼，到2020年將不再提供風力發電補貼。可再生能源發電，將走向市場化運行。

能源被稱為工業的血液，風能是能源的組成部分。在《關于制定國民經濟和社會發展第十三個五年規劃的建議》中，有關能源“十三五”規劃的內容占據著重要位置。其中，風力發電的內容，在“十三五”能源規劃中花了不少筆墨。

據“十三五”能源規劃研究，通過構建西部、東部兩個同步電網，到2020年，新能源跨區輸送規模將可超過1.5億千瓦，從而實現更大范圍水火互濟、風光互補、大規模輸送和優化配置，棄風、棄光可以控制在5%的合理范圍內，將從根本上解決西部地區清潔能源大規模開發和消納難題，保障清潔能源高效利用。值得注意的是，“十三五”時期是全面建成小康社會決勝階段，也是可再生能源非常重要的時期，可在再生能源發電也將走向市場化運行。

現在國家能源局已經提出了一個目標，到2020年風力發電實現平價上網，不再給予補貼。一旦可再生能源利用市場機制來發展就會走向更加廣闊的天地，它的發展就會有更大的規模和更大的速度。

2.電力市場化對風電可再生能源上網電價的影響

在電力改革的大背景下，除分布式能源（分布式光伏、風電）以外，所有的電源項目都要參與競價上網，即低電價的電量才能獲得上網權，否則機組只能閑置。

3月1日，在北京電交中心完成了“銀東直流跨區電力用戶直接交易”的試點交易，陜西、甘肅、青海、寧夏的一些火電、風電、太陽能發電企業參與了競價上網，售電給山東。風電、太陽能項目由于出力間歇性原因，單憑“常規電力屬性”與火電競爭，顯然不具競爭力，因此只能靠低電價進行競爭，很多企業報了“0電價”，雖說會有國家補貼，但項目收益會大幅下降。

3.電力市場化對風電并網和消納的影響

隨著新能源大規模開發，運行消納矛盾也日益突出。我國風資源集中、規模大，遠離負荷中心，難以就地消納。新能源集中的“三北”地區電源結構單一，抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源比重低。加之近兩年經濟增速放緩，電力增速減慢，多種因素共同作用下，新能源消納矛盾更加突出。新增的用電市場卻無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數均出現下降。

我國電源結構以火電為主，特別是“三北”地區，占比達到70%；全國抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，“三北”地區不足4%。電源結構不合理，導致系統調峰能力嚴重不足。

國家早前頒布“十二五”風電、太陽能發電等專項規劃，但“十二五”電網規劃至今沒有出臺，新能源基地送出通道得不到落實。電網項目核準滯后于新能源項目，新能源富集地區不同程度都存在跨省跨區通道能力不足問題，已成為制約新能源消納的剛性約束。

據了解，與國外相比，我國促進新能源消納的市場化機制已經嚴重滯后，僅局部地區開展了風火發電權交易、輔助服務交易等試點。由于缺乏常規電源提供輔助服務補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性。

三、可再生能源在電量市場化下的應對措施

1.“還原電力商品屬性，形成主要由市場決定能源價格的機制”是近年電力體制改革的主要目標

可再生能源也是商品，因此由市場機制來引導其發展是必然趨勢。可再生能源發電將被納入公益性調節性發用電計劃，依照規劃繼續享受保障性收購。陸上風電是最接近自主市場競爭力的可再生能源。分析表明，延續當前風電政策，會面臨保障性收購與市場機制的沖突、強制標桿電價與市場價格形成機制的沖突、不斷擴大的補貼需求與可再生能源基金規模有限之間的現實矛盾，最終導致風電并網和利用效率低下難題難以得到根本解決。如此，清潔、可持續發展的能源戰略目標很可能會落空。

根本的解決之道是市場化。讓風電參與市場競爭，通過市場交易與用戶達成長短期供電協議，調度機構在保證電網安全的前提下本著優先保障原則安排風電并網發電；變強制電價為基于市場交易電量的度電補貼，引入動態調整機制，根據風電的經濟改善水平逐步降低、直至完全取消補貼。

2.建立以配額機制的綠色證書，鼓勵碳減排交易和節能量交易

根據全國2020年非化石能源占一次能源消費總量比重達到15%的要求，2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。各發電企業可以通過證書交易完成非水可再生能源占比目標的要求。鼓勵可再生能源電力綠色證書持有人按照相關規定參與碳減排交易和節能量交易。配額制度本身無法實現可再生能源發電的綠色價值部分，綠色證書為綠色價值部分的實現提供了市場化旳解決方案和手段。

通過允許配額義務承擔者之間交易使用可再生能源的義務，綠色證書可以像商品一樣在綠色證書市場上進行買賣和交易。

綠色證書就是將基于配額形成的可再生能源發電量證券化，并借此構建基于市場的可再生能源電能供求機制和市場交易體系。綠色證書作為可交易的有價證券，其價格由可再生能源電價高于常規電價的“價差”決定，并隨著市場供求狀況的變化而波動。可再生能源發電企業通過銷售綠色證書獲取價外收益，實現可再生能源電能的綠色價值，并使得可再生能源配額借由綠色證書實現可交易，巧妙地解決了配額制度的市場化問題。

對于可再生能源電力生產者來說，實施配額制并允許綠色證書交易時清潔能源發電企業利潤由兩個方面構成：一個是通過電力上網價格出售可再生能源電力以獲得銷售利潤，另一個則是通過在證書市場上出售綠色證書來獲利。而建立可再生能源認證系統，證書的可交易性打破了可再生能源發電交易的地域限制，使得綠色可以銷售到任何有需求的地域。

3.電網加快電網建設，保證新能源并網和輸送

2015年，政府有關部門出臺了“改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見”“開展可再生能源就近消納試點”“開展風電清潔供暖工作”等一系列政策，促進清潔能源持續健康發展。

同時，優化調度，盡最大努力消納新能源。最大限度調度火電調峰能力，充分發揮抽水蓄能電站作用。采用先進控制手段優化風電場有功出力。擴大風電場自動發電控制系統（AGC）覆蓋范圍，最大限度利用送出通道的輸電能力。

從電源、電網、負荷等影響新能源消納的三個方面發力。在電源環節提高電源靈活性，在電網環節擴大電網范圍，在負荷環節實施需求側響應、增加用電需求，是實現我國新能源高比例消納的三大重要途徑。另外，要加強統籌規劃。當前正值編制國家“十三五”能源電力規劃的關鍵時期，建議統籌新能源與消納市場，統籌新能源與其他電源，統籌電源與電網，改變過去各類電源各自為政、只發布專項規劃的做法，實現電力系統整體統一規劃。二是要加強市場化建設。落實國家深化電力體制改革相關要求，合理確定政府、發電企業、電網企業和用戶等各方主體在新能源消納中的責任和義務，建立有利于新能源消納的市場化機制。三是要加強調峰電源管理。合理控制供熱機組和自備電廠發展規模，明確自備電廠參與系統調峰的相關要求。