廣東電力交易中心日前完成電力現貨市場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)試點繼2019年完成按日試結算測試和按周結算試運行后首次開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年全部實現模擬試運行，并在9月密集開展結算試運行測試，全國8個電力現貨市場建設進度明顯加快。

我國以中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場體系建設已初見雛形。據統計，2019年全年市場化交易電量預計達2.3萬億千瓦時，占全社會用電量的32%，同比提高約6%。

電力現貨交易是電力市場的重要組成部分

2015年啟動的新一輪電力體制改革中，電力市場建設被寄予厚望，而電力現貨市場作用突出。在中發[2015]9號文中明確提到：“逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”。

當電改進入深水區，電力現貨市場建設相關配套政策近年來陸續出臺。8個電力現貨市場建設試點相關工作取得實質性進展。截止2019年6月，已全部模擬試運行。

表1 近年發布的電力現貨市場建設相關配套政策

作為完整的電力市場體系重要組成部分，電力現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易，與中長期交易市場形成互補，是實現資源優化配置的平臺，以市場化手段保障電力實時平衡和電網安全運行，實現更具經濟性的用能成本。

國網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，通過現貨市場可以發揮價格信號引導作用，促進資源高效優化配置。

加大消納總要求下，新能源參與電力現貨市場是大勢所趨

在我國，可再生能源發電實施全額保證性收購制度受立法保護，但隨著近年來新能源裝機的快速發展，新能源發電消納問題凸顯，降低棄風、棄電率成為2016后多項政策的著力點。而如何加大新能源發電消納能力也在電力市場建設的制度設計中受到重點關注。


圖1 2015-2019年風、光累計裝機量及棄風、棄光率

據了解，2019年全年國家電網經營區全年新能源省間交易電量超過800億千瓦時，新能源省內市場化交易電量超過500億千瓦時。不過，這些交易更多體現為集中式電站中長期雙邊電力交易，而現貨市場交易更適應新能源出力的波動性和隨機性等特點，更有利于新能源消納。低邊際成本有助于新能源發電被優先調度，而通過價格信號引導全網資源主動調峰也為新能源發電拓展消納空間。

2019年8月發布的《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》就強調，要“建立促進清潔能源消納的現貨交易機制”，同時要求各電力現貨試點地區應設立明確時間表，使新能源發電參與電力現貨市場。

目前，8個試點地區在新能源是否參與現貨市場上表現不一，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交易，而浙江、廣東、四川、福建等地則不參與現貨市場，更多仍沿用全額保障性收購方式。

不過，可以預見的是，隨著試點工作的深入開展，新能源將全部納入當地電力現貨市場交易。國發能研院、綠能智庫認為，當電力現貨市場交易在全國更大范圍推廣時，新能源以各地適合的方式參與電力現貨市場交易應該只是時間問題。

電力現貨市場交易或將壓縮分布式發電收益空間

以光伏為主的新能源分布式發電項目近年來發展較快，充分利用政策和電網條件，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模式，在風險可控下能取得最佳效益。

然而，這種狀況在平價上網階段已出現變化，電力現貨市場交易預計將進一步壓縮分布式發電項目的收益空間。單純提高新能源消納比例無法保障項目獲得預期的收益，售電價格的影響更加明顯。

為推進新能源平價項目的開展，2019年1月發布的《國家發展改革委國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源〔2019〕19號）中，一方面強調了保障對新能源優先發電和全額保障性收購，同時也特別提出，由省級電網企業與項目單位簽訂不少于20年的固定電價購售電合同，保障電價政策的長期穩定。遺憾的是，該通知同時明確，相關政策不適用于2020年后的平價上網項目。

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

另外，電力市場化改革中，風、光等新能源權利和義務被重新平衡，或將增加平價階段分布式發電項目的經營壓力。據了解，東北電力輔助服務市場運行后風、光等新能源發電利用率提升顯著，但2019年風、光、核等清潔能源每度受益多發電量分攤輔助服務費用達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。

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

根據現有試點地區結算試運行的結果，電力現貨市場交易下，平均出清價格通常會低于基準電價，且價格波動也遠低于目錄電價中峰谷價差，這直接導致分布式光伏發電項目收益受損，隨機性增大。同時，分布式發電項目出力預測、調控的難度較大，針對日發電曲線預測的偏差考核可能會進一步增加其運營費用。


圖2 南方（以廣東起步）試點結算試運行用電側現貨日前出清價格

華北電力大學經濟與管理學院教授曾鳴表示，電力交易系統處于試點階段，而且各地還有不同的用電結構、不同的環境容量、不同的電網結構、不同的資源稟賦、不同的經濟條件、甚至不同的外部政策，這些都會使分布式光伏發電在電力現貨市場出現多種不確定性。

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

分布式發電市場化交易仍面臨相當大阻力

事實上，為破解新能源分布式發電項目就近交易和消納的問題，相對獨立于電力市場改革的分布式發電市場化機制也一直在推進，通過就近與高價值用戶簽訂中長期合約直接交易，降低輸配電價成本，提升分布式項目收益，被視為是實現平價上網的重要途徑之一。曾鳴認為，分布式電力交易是未來方向之一，相比電力現貨市場交易，這種模式下收益確定性更高。

2017年10月，國家發改委和國家能源局聯合下發《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（發改能源〔2017〕1901號），明確“直接交易、委托電網企業代售電、電網企業按標桿上網電價收購”三種具體模式，電網只收取過網費。這種模式打破了“隔墻售電”的市場壁壘，被業內寄予厚望。

然而，直到2019年5月，國家發改委和國家能源局才首次公布包含26個項目、共165萬千瓦的分布式發電市場化交易試點名單。之后，試點項目的推進看起來也并不順利。

據了解，分布式發電市場化交易尚面臨諸多問題，比如交易主體責權利的劃分界定存在爭議、與電力市場銜接尚有缺失、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電市場化交易項目落地的主要因素，核心問題是過網費標準和分布式項目所承擔的責任和義務。

在2019年12月印發的《江蘇省分布式發電市場化交易規則（試行）》中對交易雙方、電網企業的權力義務描述顯然盡可能兼顧了多方利益。雖然過網費明確按國家相關規定執行，但分布式項目被要求通過安裝儲能等手段來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，江蘇省發改委、江蘇能監辦再次發布《關于積極推動分布式發電市場化交易試點有關工作的通知》，大力推動7個項目試點相關工作的開展，作為國內首個破冰分布式發電市場化交易的地區，具體機制和效果仍有待觀察，但平衡各地參與方利益，在全國大范圍推廣實施顯然難度更大。

相關企業應提前研究應對分布式發電如何參與電力市場

目前來看，在一些地區，分布式發電參與市場化交易仍會首先在整個電力市場框架下進行。

據王彩霞介紹，鼓勵分布式光伏等分布式的市場主體參與電力市場是國際電力改革的新趨勢，但從實踐來看，分布式市場主體如何參與市場還有許多技術、監管等方面的問題需要解決，目前國際上尚無分布式市場主體參與市場的實踐案例。

國發能研院、綠能智庫認為，盡管尚無可參考的國外經驗，但研究國內現貨電力市場交易試點地區逐漸增多的測試數據和交易情況，相關企業有必要提前做好應對準備。

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