“唯有入市才能生存，新能源別無選擇?！痹谕饨缈磥?，新能源發(fā)展前景一片大好，但是身處其中的人，已經(jīng)感受到危機(jī)四伏，在近一年上百次新能源大大小小的會議上，不少業(yè)內(nèi)人士如此感嘆，“求生是當(dāng)前新能源產(chǎn)業(yè)第一要務(wù)”。
從十年前歐美“雙反”到絕處逢生，中國新能源產(chǎn)業(yè)幾經(jīng)沉浮。從90%的原料依賴進(jìn)口、90%的核心技術(shù)不在手里、90%的產(chǎn)品出口到歐美“三頭在外”的窘境，到如今占據(jù)全球主導(dǎo)地位，中國新能源發(fā)展實(shí)現(xiàn)了歷史性跨越。內(nèi)需同樣強(qiáng)勁。2005年，國內(nèi)新能源裝機(jī)容量約338萬千瓦，不足電力裝機(jī)的1%。在“雙碳”目標(biāo)驅(qū)動下，新能源投資沖動前所未有。中電聯(lián)日前發(fā)布的報告顯示，并網(wǎng)風(fēng)電和太陽能發(fā)電合計裝機(jī)容量預(yù)計將在今年二季度至三季度首次超過煤電裝機(jī)，2024年底達(dá)到13億千瓦左右，占總裝機(jī)比重上升至40%左右。
在硬幣的另一面，如此增速和體量的新能源大規(guī)模并網(wǎng)，給電力系統(tǒng)的安全性和經(jīng)濟(jì)性帶來極大挑戰(zhàn)，系統(tǒng)的備用成本與日俱增，電力電量實(shí)時平衡問題越來越難，部分地區(qū)新能源消納壓力凸顯、利用率將下降。
中國新能源產(chǎn)業(yè)仿佛回到十年前內(nèi)外暴擊的危機(jī)時刻。4月以來，歐美“雙反”風(fēng)暴再起，國內(nèi)內(nèi)卷加劇、價格戰(zhàn)等變動接踵而至，二級市場也傳來陣陣“寒氣”，僅從百億市值級別的光伏上市企業(yè)來看，當(dāng)前的市值總和高點(diǎn)已跌去超萬億元。
“無現(xiàn)貨、不市場，不市場、難風(fēng)光”，新能源的“病”需要電力市場“治”?？稍偕茉窗l(fā)電的不確定性、波動性和間歇性以及逆調(diào)峰等特性，使得在傳統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)下得心應(yīng)手的計劃調(diào)度方式，越來越難以應(yīng)對可再生能源高滲透率新型電力系統(tǒng)運(yùn)行的挑戰(zhàn)。建設(shè)多層次協(xié)調(diào)統(tǒng)一的電力現(xiàn)貨市場體系，是一個集技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、管理于一體的難題，也是全國統(tǒng)一電力市場總體規(guī)劃的核心問題。
價格機(jī)制是新能源發(fā)展的核心。初期，計劃模式推動了新能源規(guī)?；l(fā)展，隨著新能源裝機(jī)猛增，計劃模式難以為繼，其價格機(jī)制也隨之向市場化電價機(jī)制過渡。從當(dāng)前實(shí)踐結(jié)果看，新能源不入市，相當(dāng)于其他入市主體替其承擔(dān)平衡責(zé)任，并且無償提供可靠性、調(diào)節(jié)價值等，繼而造成價格信號扭曲、省間交易壁壘、有效容量不足等問題，最終影響“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)；而入市好處多多，“保供應(yīng)、促消納”的作用已被各大現(xiàn)貨試點(diǎn)驗(yàn)證。
但推進(jìn)過程難言順利，業(yè)內(nèi)用“巨嬰斷奶”來調(diào)侃推動新能源入市的種種不易。除了相關(guān)利益方不愿走出“襁褓”的依賴心態(tài)，也有配套市場機(jī)制不健全等風(fēng)險，這些都是政策設(shè)計者需要不斷權(quán)衡的命題。在系統(tǒng)規(guī)劃缺位的情況下，新能源投資逐漸失控，與實(shí)際供需已嚴(yán)重脫節(jié)。逆境求變、爬坡過坎，只有將價格信號貫穿新能源發(fā)展的始終，加快規(guī)劃機(jī)制變革，才能避免重蹈十年前的覆轍。
逆境求變
計劃模式難以為繼 入市交易大勢所趨
回顧我國新能源產(chǎn)業(yè)二十余年的發(fā)展軌跡，如過山車式大起大落。與發(fā)展軌跡相匹配的，是新能源價格機(jī)制的變化。從實(shí)踐結(jié)果看，當(dāng)前電價機(jī)制已無法適應(yīng)新發(fā)展階段的現(xiàn)實(shí)需求，入市交易的呼聲與日俱增。
本世紀(jì)初前十年，是我國新能源產(chǎn)業(yè)的開荒之時?！犊稍偕茉捶ā酚?006年出臺、2009年修訂，新能源實(shí)行固定電價的補(bǔ)貼政策，也就是標(biāo)桿電價階段，全電量保量保價，補(bǔ)貼資金來源于隨電價征收的可再生能源電價附加，2012年后補(bǔ)貼資金納入政府性基金管理。
2012年，歐美多輪“雙反”圍剿，疊加國內(nèi)產(chǎn)能過剩，近九成多晶硅企業(yè)停產(chǎn)，新能源產(chǎn)業(yè)命懸一線。痛定思痛，政府出臺利好政策培育國內(nèi)市場，2015年啟動新一輪電力體制改革，中發(fā)9號文的配套文件明確將“納入規(guī)劃的風(fēng)能、太陽能、生物質(zhì)能等可再生能源發(fā)電”納入優(yōu)先發(fā)電。優(yōu)先發(fā)電沿襲了《可再生能源法》保量保價原則，新能源不參與市場競爭。
計劃模式推動了新能源規(guī)?；l(fā)展。據(jù)業(yè)內(nèi)人士雷雙（化名）介紹，2009～2017年，風(fēng)電新增裝機(jī)容量年均增長率高達(dá)138%；2011—2017年，光伏發(fā)電的新增裝機(jī)容量年均增長率達(dá)到228%。
然而，計劃模式的弊端開始顯現(xiàn)，出現(xiàn)了典型的合成謬誤，即從各個政策制定部門來看，政策出發(fā)點(diǎn)都是好的，但當(dāng)這些政策同時實(shí)施時，可能導(dǎo)致與預(yù)期相反的結(jié)果。一方面，新能源欠補(bǔ)“窟窿”越來越大。中電聯(lián)報告顯示，截至2019年底，我國補(bǔ)貼拖欠額合計為3273億元，導(dǎo)致政府信用受損。財政部公布的數(shù)據(jù)顯示，截至2021年6月，中央財政已累計撥付補(bǔ)貼資金超過6000億元。“另一方面，新能源補(bǔ)貼資金來源于全國工商業(yè)電價加價，無需地方財政補(bǔ)貼。地方政府拉動GDP提速，出現(xiàn)了‘投資地方請客、補(bǔ)貼中央買單’的資源配置現(xiàn)狀。同時，新能源發(fā)電成本逐漸降低，但電價調(diào)整嚴(yán)重滯后，進(jìn)一步加大了投資吸引力。”雷雙說。
形勢逼人，我國全額保障性消納開始和市場化消納“雙軌并行”，新能源進(jìn)入競價和平價階段。政府相繼出臺政策，新能源電價經(jīng)歷從全電量保量保價，到“保障小時數(shù)”內(nèi)保量保價，再到“保障小時數(shù)”逐漸減少三個階段。
2020年“雙碳”目標(biāo)提出后，新能源的投資沖動前所未有?！笆奈濉睍r期，我國新能源進(jìn)入新的發(fā)展階段。有媒體曾用“風(fēng)光大躍進(jìn)”來形容近幾年高歌猛進(jìn)的新能源。以光伏為例，2021—2023年，其新增裝機(jī)分別同比增長13.9%、59.3%、148.1%。
可是，新能源大規(guī)模并網(wǎng)，給電力系統(tǒng)的安全和經(jīng)濟(jì)性帶來極大挑戰(zhàn)，疊加國際形勢波詭云譎，多重矛盾聚集，鋪陳出一條自然而清晰的產(chǎn)業(yè)邏輯——新能源入市迫在眉睫。
典型事件有二，一是沸沸揚(yáng)揚(yáng)的不平衡資金事件。2020年，某電力現(xiàn)貨試點(diǎn)近四天產(chǎn)生了近億元不平衡資金，一時間輿論嘩然。在主管部門后續(xù)發(fā)布的通知中表示，不平衡費(fèi)用由優(yōu)先發(fā)電計劃部分分?jǐn)?，其中新能源分?jǐn)傉急?3%。二是，新能源高比例發(fā)展給電力系統(tǒng)帶來了巨大的消納與保供壓力，日前“95%消納紅線要放開”的猜測在各大自媒體持續(xù)發(fā)酵，從側(cè)面體現(xiàn)業(yè)內(nèi)“苦全額消納久矣”。
2022年，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》提出“有序推動新能源參與市場交易”。
為什么新能源入市是必選項(xiàng)？中國宏觀經(jīng)濟(jì)研究院能源研究所研究員時璟麗告訴記者，就2030年建立全國統(tǒng)一電力市場體系目標(biāo)看，新能源不入市，必然會限制其未來增長空間，既影響實(shí)現(xiàn)非化石能源占比目標(biāo)進(jìn)程，也不能為國內(nèi)風(fēng)光制造業(yè)提供基礎(chǔ)支撐。
求實(shí)能源技術(shù)（深圳）有限公司總經(jīng)理蔣江進(jìn)一步指出：新能源不入市，相當(dāng)于其他入市主體替新能源承擔(dān)責(zé)任，如果其規(guī)模小，影響或許不大。但新能源已具備相當(dāng)規(guī)模，不入市已造成價格信號扭曲，比如前幾年煤電大幅虧損，根本原因在于，煤電承擔(dān)了能源轉(zhuǎn)型的系統(tǒng)成本，繼而導(dǎo)致電力系統(tǒng)缺乏有效容量，保供壓力陡增。比如某省為了完成新能源消納指標(biāo)，相當(dāng)比例的火電在沒有報價的情況下被強(qiáng)制出清，進(jìn)一步扭曲了價格信號。
新能源入市，將產(chǎn)生積極的內(nèi)生效應(yīng)。于新能源自身而言，國外新能源直接參與電力市場時，新能源發(fā)電通過低邊際成本自動實(shí)現(xiàn)優(yōu)先調(diào)度，以獲得消納權(quán)限。于整個系統(tǒng)而言，新能源入市能更全面、更真實(shí)地發(fā)現(xiàn)供需，更好地實(shí)現(xiàn)資源配置。
另據(jù)電網(wǎng)企業(yè)相關(guān)部門統(tǒng)計，試點(diǎn)現(xiàn)貨市場“保供應(yīng)、促消納”作用日益凸顯。例如，山西、山東、甘肅去年迎峰度夏期間機(jī)組非停率降至2%，為歷史最好水平；現(xiàn)貨谷段低價有效促進(jìn)新能源消納，山東在用電量同比增長5.6%的情況下，新能源發(fā)電量同比增長29%；現(xiàn)貨分時電價有效引導(dǎo)科學(xué)用電，甘肅現(xiàn)貨市場運(yùn)行后，日最大負(fù)荷出現(xiàn)時間由晚間新能源小發(fā)時段移至午峰新能源大發(fā)時段，用電曲線更貼近新能源發(fā)電特點(diǎn)。
具體而言，在缺乏有效價格信號指引的情況下，行政指令難以匹配新能源的高頻變化，調(diào)度與負(fù)荷管理工作難以對癥下藥，甚至進(jìn)一步惡化供需形勢。電力現(xiàn)貨市場發(fā)揮“信號燈”和“指揮棒”的作用，通過價格信號實(shí)現(xiàn)資源優(yōu)化配置，有效保障新能源的消納與電力保供要求的落實(shí)。比如，去年“五一”期間，山東電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)“連續(xù)22小時負(fù)電價”。負(fù)電價本質(zhì)上是對市場供求關(guān)系的反映，也釋放了電力供應(yīng)出現(xiàn)階段性過剩的信號。
轉(zhuǎn)變之路
配套機(jī)制亟需健全 界定明晰經(jīng)濟(jì)責(zé)任
對電力系統(tǒng)而言，新能源入市看起來大有裨益，但推進(jìn)過程卻很艱難。
雷雙坦言，新能源入市的第一道阻力來自新能源企業(yè)，入市要承擔(dān)一系列責(zé)任和價格風(fēng)險，不如“旱澇保收”的日子舒坦，所謂“進(jìn)也憂、退也憂”。
據(jù)了解，入市與未入市的新能源，差異僅在于90%的實(shí)際發(fā)電量，是以日前價格結(jié)算，還是以基準(zhǔn)價結(jié)算。時璟麗進(jìn)一步指出：“變化大頭是電能量收入，其中既涉及價也涉及量，除了市場形成的上網(wǎng)電價外，偏差電量還要承擔(dān)相應(yīng)價差。總體看，光伏發(fā)電出力時間集中，在光伏發(fā)電達(dá)到一定滲透率地區(qū)，項(xiàng)目自身無調(diào)節(jié)能力情況下，大概率收益下降；風(fēng)電總體收益增加或減少都是可能的?！?/p>
根據(jù)交易咨詢公司蘭木達(dá)技術(shù)有限公司統(tǒng)計，分析山東電力市場自2021年12月至2023年9月的數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，優(yōu)先結(jié)算收入每降低10%，風(fēng)電收益平均減少6.93元/兆瓦時，光伏平均減少17.60元/兆瓦時。
劉武林（化名）認(rèn)為，首先要明確一點(diǎn)，入市收入波動，正是還原了新能源電力的真實(shí)價值。好比一件商品原本單價200元，政府扶持后變?yōu)?00元，進(jìn)入市場后還原商品屬性又變回200元，這“消失”的300元并不是其應(yīng)得的錢。再者，在電能量市場，電是同質(zhì)的，新能源發(fā)出的電并不比煤電發(fā)出的電“高貴”，新能源的環(huán)境價值通過綠證實(shí)現(xiàn)，兩個不同維度的價值將在不同的市場發(fā)揮作用，混為一談難免雞同鴨講。
在新能源入市之后，盡管電量優(yōu)先消納，但配套政策不健全，加劇了新能源的價格風(fēng)險、曲線風(fēng)險和偏差風(fēng)險。其中，電力中長期市場流動性不足，是新能源入市面臨的重要問題之一。
當(dāng)前的中長期市場，年度批發(fā)和零售合同按照價差模式一次簽訂完畢，電量比例約達(dá)85%，且量價全年鎖定、雙邊合同無法變更。部分政策設(shè)計者仍然沿用計劃思維，強(qiáng)行要求現(xiàn)貨市場向中長期交易結(jié)果靠攏，以實(shí)物性質(zhì)按照曲線簽約。
雷雙指出，在現(xiàn)在的技術(shù)水平下，新能源無法準(zhǔn)確預(yù)測未來出力，實(shí)際出力曲線與合同約定的曲線偏差較大，而且相對靈活的期貨交易還未被允許開展，當(dāng)新能源出力不足時現(xiàn)貨價格比較貴，欠發(fā)電量高買低賣，降低了新能源最終結(jié)算電費(fèi)。此前甘肅電力市場曾要求新能源企業(yè)簽訂不少于90%電量的中長期合約，引發(fā)市場主體集體反對，雖并未強(qiáng)制執(zhí)行，但一定程度上說明，現(xiàn)在的中長期交易機(jī)制并沒有為新能源起到真正的“避險”作用，反而是新能源最大的風(fēng)險來源。
換言之，假設(shè)新能源企業(yè)與用戶在某時段簽訂了中長期合同，約定100萬負(fù)荷，價格為0.3元/千瓦時。如果發(fā)電量沒有偏差，即按照0.3元/千瓦時結(jié)算使用電量。但約定日時段無風(fēng)或者陰天，出力只能達(dá)到40萬千瓦，另外60萬千瓦需要在現(xiàn)貨市場上購買履約，恰好此時的現(xiàn)貨價格1元/千瓦時，而用戶依舊按照此前簽好的0.3元/千瓦時批發(fā)價結(jié)算，相當(dāng)于新能源企業(yè)每度電都要虧損0.7元。
除了中長期市場，現(xiàn)貨市場本身也需要進(jìn)一步深化改革。業(yè)內(nèi)人士劉武林說：“現(xiàn)貨市場尚未大規(guī)模引入電力用戶，還是單邊模式。說白了，發(fā)電側(cè)‘自己玩’零和博弈，一定程度上加深了新能源和其他發(fā)電主體的矛盾。”
還有備受矚目的大基地，亟需通過市場化方式進(jìn)行資源的大范圍優(yōu)化配置，明晰界定經(jīng)濟(jì)責(zé)任，加快全國統(tǒng)一電力市場體系以及新型電力系統(tǒng)建設(shè)。
自2021年來，我國每年都會發(fā)布一批大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)項(xiàng)目清單，截至目前已經(jīng)印發(fā)三批次的項(xiàng)目清單，據(jù)統(tǒng)計其裝機(jī)規(guī)模分別約為1億千瓦、4.5億千瓦、1.5億千瓦，大基地項(xiàng)目又細(xì)分為“風(fēng)光大基地”與“沙戈荒”項(xiàng)目，其中風(fēng)光項(xiàng)目規(guī)模約為2億千瓦，沙戈荒項(xiàng)目規(guī)模高達(dá)4.5億千瓦。大基地項(xiàng)目投資巨大，均配套特高壓項(xiàng)目，以外送優(yōu)先計劃為主。
在原有的跨省跨區(qū)送電項(xiàng)目中，電源類型主要以燃煤發(fā)電為主，成本相差不大。但大基地項(xiàng)目以新能源為主，一般占據(jù)項(xiàng)目總?cè)萘康?0%以上。新能源本身具有就地消納屬性，與遠(yuǎn)距離送電方式發(fā)生沖突，在疊加輸電費(fèi)用后，新能源送電成本顯著增高，相比受端新能源并不具備競爭力。
劉武林補(bǔ)充道，以青豫直流輸電為例，以前依賴青海送電的河南，近年來新能源增長迅猛，已成為分布式光伏裝機(jī)量第二省份，考慮發(fā)電、輸電成本等因素，青豫直流配套新能源電力落地河南時，價格高于河南當(dāng)?shù)氐姆植际?，因青豫直流配套新能源為?yōu)先計劃，在此背景下，中午時段，部分河南的分布式光伏要停機(jī)限電，甚至長達(dá)四五個小時，當(dāng)前的計劃模式實(shí)際增加了電力系統(tǒng)的運(yùn)行成本。
同時，在原有計劃模式下，依據(jù)標(biāo)桿電價確定送電方向，隨著電力現(xiàn)貨市場的建設(shè)，電力的商品屬性被還原，很多隱性成本被顯化后，送端與受端的市場價差已經(jīng)無法維持。比如近幾年西電東送，送端缺電但依然按照計劃指令，由“高價區(qū)”向“低價區(qū)”送電，影響了電力資源優(yōu)化配置效率，加大了送受兩端電力系統(tǒng)平衡壓力。
再以山東“負(fù)電價”事件為例，在負(fù)電價時段內(nèi)，甘肅最高度電價格為0.65元/千瓦時，平均度電價格0.2元/千瓦時，按照經(jīng)濟(jì)性原則，潮流方向應(yīng)是自山東向甘肅送電，但實(shí)際是，甘肅隴東基地向山東強(qiáng)行送電。
除了集中式新能源，分布式新能源也在入市中磕磕絆絆。分布式項(xiàng)目裝機(jī)容量小、主體類型多樣、地理位置分散，對電網(wǎng)運(yùn)行調(diào)度帶來了極大挑戰(zhàn)。我國的分布式一般采用“自發(fā)自用，余量上網(wǎng)”的模式，由于不交稅、不分?jǐn)?、不調(diào)峰、不配儲、不入市，盈利較為可觀，出現(xiàn)了野蠻生長。據(jù)了解，推動分布式參與電力市場的主要矛盾點(diǎn)在“隔墻售電”。當(dāng)前的電網(wǎng)投資是按照用戶的最大負(fù)荷設(shè)計的，雖然分布式擁有者和隔墻售電的購買者減少了網(wǎng)購電量，但電網(wǎng)投資一分沒少，而新增投資轉(zhuǎn)移至非分布式用戶身上。
劉武林表示：“因此，推動分布式參與市場的首要任務(wù)是推動分布式用戶公平承擔(dān)相應(yīng)等級的輸配電價和系統(tǒng)備用費(fèi)用，同時將隔墻售電雙方作為一個市場平衡單元納入現(xiàn)貨市場，公平承擔(dān)現(xiàn)貨市場價格風(fēng)險，促進(jìn)分布式項(xiàng)目的良性可持續(xù)發(fā)展?！?/p>
未來可期
加快規(guī)劃機(jī)制變革 避免重蹈昔日覆轍
十年前，行業(yè)大洗牌歷歷在目，大至江西賽維、無錫尚德，小至無名二三線光伏廠家紛紛倒下。十年后，我們又站在內(nèi)焦外困的十字路口，求解中國能源轉(zhuǎn)型下一步的發(fā)展方向。新能源入市只能治標(biāo)，歷史不是簡單的重復(fù)，在更高維度上，要將價格信號貫穿新能源全生命周期發(fā)展的始終，發(fā)揮市場價格對于電力行業(yè)投資規(guī)劃的引導(dǎo)作用。
當(dāng)前，電源投資規(guī)劃思路仍然是計劃方式，新能源和其他保障兜底電源之間“水多了加面、面多了加水”，新能源裝機(jī)一味激增，電力安全性、經(jīng)濟(jì)性、清潔性能源“不可能三角”難題突出。隨著“放開發(fā)電計劃、放開審批電價”，原有規(guī)劃體制的制度性基礎(chǔ)已經(jīng)被動搖，“計劃生、市場養(yǎng)”將非常難以協(xié)調(diào)。業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，電力規(guī)劃應(yīng)順應(yīng)形勢發(fā)展需要，在電力市場環(huán)境下開展規(guī)劃工作，避免資源冗余和低效。
大唐甘肅公司原市場建設(shè)高級主管、高級經(jīng)濟(jì)師趙克斌建議，應(yīng)盡快完善新型電力市場體系的頂層設(shè)計。在“雙碳”目標(biāo)下，建設(shè)新型電力市場體系設(shè)計是一項(xiàng)系統(tǒng)工程，需要統(tǒng)籌考慮電能量市場、容量市場、輔助服務(wù)市場、綠證市場，以及電市場與碳市場的關(guān)系等。通過這些相互獨(dú)立、相互聯(lián)系而又有機(jī)統(tǒng)一的市場，更加全面地體現(xiàn)各類電源與市場主體所具有的能量價值、容量價值、調(diào)節(jié)價值、綠色價值，較好地解決好各類市場主體包括新能源價值幾斤幾兩的問題，促進(jìn)網(wǎng)源荷儲等各類市場主體的協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)展。
聚焦新能源入市，雷雙指出，價格機(jī)制改革為關(guān)鍵因素，一是需要建立與新能源發(fā)電特性、供需形勢相適應(yīng)的完善的分時電價機(jī)制，提高用能市場主體對新能源的消納能力。二是完善中長期、現(xiàn)貨價格銜接機(jī)制，發(fā)現(xiàn)電力真實(shí)價值，引導(dǎo)電力合理投資規(guī)劃。三是需完善電力輔助服務(wù)市場機(jī)制，建立新型儲能容量電價機(jī)制，進(jìn)一步提升系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)響應(yīng)能力，確保電力系統(tǒng)安全。
關(guān)于中長期合約的流動性問題，劉武林認(rèn)為，在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，電力現(xiàn)貨交易是唯一的實(shí)物交易，體現(xiàn)電能的使用價值，電力中長期合同由原來的實(shí)現(xiàn)電量平衡作用轉(zhuǎn)變?yōu)橐?guī)避價格風(fēng)險的具備財務(wù)性質(zhì)的差價合約。機(jī)制建設(shè)方面，他建議，在大基地項(xiàng)目送端與受端發(fā)生價格倒掛時，允許大基地項(xiàng)目通過在受端采購較低價格電力的方式履行中長期合同的財務(wù)責(zé)任，而電力的實(shí)際潮流依然為低價區(qū)流向高價區(qū)來實(shí)現(xiàn)電力資源的大范圍優(yōu)化配置。
“大基地交易方面，新能源大基地作為跨省跨區(qū)的主力電源，一是應(yīng)納入受端省份電力市場，按照受端省份電力市場規(guī)則參與市場，富裕發(fā)電能力可按照省間或送出省電力市場規(guī)則參與送出省市場交易。二是新能源大基地利用率納入受端省份考核，以此提高受端省份的新能源消納的積極性。三是需加強(qiáng)跨省跨區(qū)通道規(guī)劃建設(shè)，滿足新能源富集地區(qū)現(xiàn)實(shí)需要，四是探索建立跨省跨區(qū)點(diǎn)對點(diǎn)交易機(jī)制，如研究全國跨省跨區(qū)通道交易集中優(yōu)化出清技術(shù)，進(jìn)一步提高跨省跨區(qū)通道利用率和發(fā)電資源更大范圍的優(yōu)化配置?！眲⑽淞直硎?。
在新能源入市后，抵御交易風(fēng)險方面，時璟麗建議，新能源入市需要繼續(xù)完善配套政策和措施。圍繞新能源入市建立公平公開的市場規(guī)則，強(qiáng)化可再生能源電力消納保障機(jī)制，盡快將責(zé)任權(quán)重分解到重點(diǎn)行業(yè)企業(yè)，再落實(shí)到責(zé)任權(quán)重的所有市場主體，增強(qiáng)市場對新能源電量需求，既有利于消納，也有助于穩(wěn)定新能源交易價格。此外，建議借鑒英德等國家新能源參與電力市場做法，對于通過參與電力市場實(shí)現(xiàn)保量但無法保價的電量，仍可獲得保價價格（存量項(xiàng)目為燃煤基準(zhǔn)價，增量項(xiàng)目可以通過競配簽署PPA）。
雷雙表示，要完善綠證、綠電交易機(jī)制，通過綠色交易機(jī)制產(chǎn)生的環(huán)境溢價，體現(xiàn)新能源環(huán)境價值，提高新能源參與市場的積極性；完善可再生能源消納責(zé)任權(quán)重機(jī)制，提高經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)可再生能源消納權(quán)重，從用戶側(cè)促進(jìn)新能源消納；新能源入市和強(qiáng)制配額制同步銜接方面，需將新能源入市規(guī)模作為強(qiáng)制配額目標(biāo)確定的重要一環(huán)，通過強(qiáng)制配額助推新能源入市，通過新能源入市滿足配額制需求，通過建立良性閉環(huán)機(jī)制，提高新能源參與市場的積極性，提高用戶對新能源的消納意愿。
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