高比例新能源渗透 电价波动趋势迎变

——访华北电力大学电力经济研究所所长谭忠富

(资料图片)

（来源：中国能源网  作者：董梓童）

日前，国家统计局发布的能源生产情况显示，5月份，全国发电量6886亿千瓦时，同比增长5.6%。其中，风电增长15.3%，太阳能发电增长0.1%。2022年，我国规模以上工业发电量8.4万亿千瓦时。其中，水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电增长5.3%，占全部发电量比重较2021年增长0.9个百分点。

随着新能源发电量和占比持续提升，新能源进入电力市场大势所趋。国家发改委、国家能源局在印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2030年，新能源将全面参与市场交易。高比例新能源情况下，电力市场价格将发生哪些变化，市场化对新能源投资收益又将产生哪些影响？带着这些问题，日前，《中国能源报》记者采访了北京能源发展研究基地首席专家、华北电力大学电力经济研究所所长、华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富。

电力市场化下新能源投资运营存在一定风险

电力是一种极为特殊的商品，生产、运输、使用和消费过程几乎瞬时同步完成，是时间价值突出的资源。以蔬菜做类比，新鲜蔬菜价格高，反之价格低。对于新能源电力来说，入市前后有何不同？

谭忠富表示：“新能源进入市场竞争之前，享受着‘全额保障性收购’制度与‘保量保价’政策，即电量方面优先消纳，电价方面享受政府定价，目前大部分存量项目还享受着电价补贴，其收益实际上主要由上网电量决定，具有相对稳定的收益预期。”“进入市场竞争之后，新能源往往报量不报价，其出力高低对现货市场结算电价的逆影响较大，即新能源出力多的时候，煤电机组竞争激烈，发电结算电价开始下降，甚至出现‘零电价’‘负电价’；新能源出力少的时候，煤电机组竞争不激烈，结算电价开始上升。”

早在2019年12月，山东电力现货市场就曾出现每兆瓦时-40元的电价，随后几年内负电价也出现过。今年4月29日至5月3日，山东电力现货市场实时交易累计出现46次“负电价”；5月1日至2日，现货市场实时“负电价”时段长达22小时，打破国内历史纪录。

在谭忠富看来，和化石能源发电不同，新能源发电间歇性、随机性、波动性特点是导致上述现象出现的主要原因。“有风、有光时有电，反之没电；风大、阳光充足时发电量大，反之发电量小；新能源发电出力曲线难以与用电曲线匹配，极热无风，夜间极冷无光，在负荷高峰卖高价的电量相对较少；但在负荷低谷卖低价的电量相对多。可见，市场化下新能源投资运营存在收益风险。”

出清价格由新能源出力大小决定

全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》报告预计，到2025年，中国电源总装机将达到29.5亿千瓦，其中清洁能源装机将达到17亿千瓦，占比57.5%，清洁能源发电量将达到3.9万亿千瓦时，占比41.9%。

谭忠富认为，随着新能源高比例渗透且进入电力市场，一方面其自身投资收益不确定性增加，另一方面，新能源还将对电力批发价格产生影响。高比例新能源渗透下，电力现货市场出清价格基本由新能源出力大小决定。在新能源发电出力大量富余时段，出清电价基本持续维持在低价位甚至地板价；反之，在新能源发电出力小，需要火电顶峰运行时段，往往会出现高价位甚至天花板价。

谭忠富指出：“若新能源电力占比越来越高，低边际成本的新能源机组会提高低价时段的申报容量。具体来说，在系统负荷峰谷差很大时，谷期用电需求低，新能源机组将成为定价的主导机组，导致现货出清价格大概率出现低价；而峰期时，用电量需求高，新能源发电出力小，需要火电顶峰运行，因此煤电机组将成为定价的主导机组，导致现货出清价格大概率出现高价。”

值得注意的是，谭忠富补充说：“如果是高用电需求季节，比如夏季保供，日内谷段、峰段都将由煤电机组定价，高价出现概率大；如果是春季，日内谷段、峰段都将由风电光伏机组定价，低价出现概率大。也就是说，现货电力价格对于季节交易结算价格的影响很大，低电力需求季节与高电力需求季节的中长期交易价格差距会很大。”

煤电角色转变通过辅助服务获利

新能源电力占比的不断提升，不仅将导致新能源自身投资收益存在风险、造成电力批发价格波动，还将影响煤电项目的收益。

谭忠富告诉《中国能源报》记者：“在适应新能源占比逐渐提升的新型电力系统中，煤电将逐步为新能源发电出让电量空间，煤电电量占比将会逐渐减少，其发电利用小时数将会下滑，难以通过发电电量收入回收固定投资成本，进而影响煤电项目的投资收益。”

在上述情况下，煤电如何在电力系统中创造新需求，获得新收益，谭忠富提出：“煤电的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主，电量供应为辅的调节性和备用保障电源。煤电难以通过发电电量收入回收固定投资成本，而需要通过调峰、调频等辅助服务收益和容量补偿来回收成本。”

“由于新能源需要外部支撑实现可靠供给，预计未来辅助服务费价格将上涨。基于‘谁提供、谁获利；谁受益、谁承担’原则，辅助服务费用分摊范围需要包括新能源在内的发电机组、市场用户、不能提供辅助服务的煤电机组，单位电量所承担的分摊费用将下降；而作为可以灵活调节的出力，提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组获得的辅助服务收益将提高。”谭忠富说，“但抽蓄电站、电化学储能也可发挥调峰、调频、备用容量的作用，随着新能源渗透比例的提高，储能提供调峰、调频、备用容量规模增大，对应的市场价格或者补偿水准也会下降。”