日前，國家統計局發布的能源生產情況顯示，5月份，全國發電量6886億千瓦時，同比增長5.6%。其中，風電增長15.3%，太陽能發電增長0.1%。2022年，我國規模以上工業發電量8.4萬億千瓦時。其中，水電、核電、風電和太陽能發電等清潔能源發電增長5.3%，占全部發電量比重較2021年增長0.9個百分點。

隨著新能源發電量和占比持續提升，新能源進入電力市場大勢所趨。國家發改委、國家能源局在印發的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，到2030年，新能源將全面參與市場交易。高比例新能源情況下，電力市場價格將發生哪些變化，市場化對新能源投資收益又將產生哪些影響？帶著這些問題，日前，《中國能源報》記者采訪了北京能源發展研究基地首席專家、華北電力大學電力經濟研究所所長、華北電力大學經濟與管理學院教授譚忠富。

電力市場化下新能源投資運營存在一定風險

電力是一種極為特殊的商品，生產、運輸、使用和消費過程幾乎瞬時同步完成，是時間價值突出的資源。以蔬菜做類比，新鮮蔬菜價格高，反之價格低。對于新能源電力來說，入市前后有何不同？

譚忠富表示：“新能源進入市場競爭之前，享受著‘全額保障性收購’制度與‘保量保價’政策，即電量方面優先消納，電價方面享受政府定價，目前大部分存量項目還享受著電價補貼，其收益實際上主要由上網電量決定，具有相對穩定的收益預期。”“進入市場競爭之后，新能源往往報量不報價，其出力高低對現貨市場結算電價的逆影響較大，即新能源出力多的時候，煤電機組競爭激烈，發電結算電價開始下降，甚至出現‘零電價’‘負電價’；新能源出力少的時候，煤電機組競爭不激烈，結算電價開始上升。”

早在2019年12月，山東電力現貨市場就曾出現每兆瓦時-40元的電價，隨后幾年內負電價也出現過。今年4月29日至5月3日，山東電力現貨市場實時交易累計出現46次“負電價”；5月1日至2日，現貨市場實時“負電價”時段長達22小時，打破國內歷史紀錄。

在譚忠富看來，和化石能源發電不同，新能源發電間歇性、隨機性、波動性特點是導致上述現象出現的主要原因。“有風、有光時有電，反之沒電；風大、陽光充足時發電量大，反之發電量小；新能源發電出力曲線難以與用電曲線匹配，極熱無風，夜間極冷無光，在負荷高峰賣高價的電量相對較少；但在負荷低谷賣低價的電量相對多。可見，市場化下新能源投資運營存在收益風險。”

出清價格由新能源出力大小決定

全球能源互聯網發展合作組織發布的《中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望》報告預計，到2025年，中國電源總裝機將達到29.5億千瓦，其中清潔能源裝機將達到17億千瓦，占比57.5%，清潔能源發電量將達到3.9萬億千瓦時，占比41.9%。

譚忠富認為，隨著新能源高比例滲透且進入電力市場，一方面其自身投資收益不確定性增加，另一方面，新能源還將對電力批發價格產生影響。高比例新能源滲透下，電力現貨市場出清價格基本由新能源出力大小決定。在新能源發電出力大量富余時段，出清電價基本持續維持在低價位甚至地板價；反之，在新能源發電出力小，需要火電頂峰運行時段，往往會出現高價位甚至天花板價。

譚忠富指出：“若新能源電力占比越來越高，低邊際成本的新能源機組會提高低價時段的申報容量。具體來說，在系統負荷峰谷差很大時，谷期用電需求低，新能源機組將成為定價的主導機組，導致現貨出清價格大概率出現低價；而峰期時，用電量需求高，新能源發電出力小，需要火電頂峰運行，因此煤電機組將成為定價的主導機組，導致現貨出清價格大概率出現高價。”

值得注意的是，譚忠富補充說：“如果是高用電需求季節，比如夏季保供，日內谷段、峰段都將由煤電機組定價，高價出現概率大；如果是春季，日內谷段、峰段都將由風電光伏機組定價，低價出現概率大。也就是說，現貨電力價格對于季節交易結算價格的影響很大，低電力需求季節與高電力需求季節的中長期交易價格差距會很大。”

煤電角色轉變通過輔助服務獲利

新能源電力占比的不斷提升，不僅將導致新能源自身投資收益存在風險、造成電力批發價格波動，還將影響煤電項目的收益。

譚忠富告訴《中國能源報》記者：“在適應新能源占比逐漸提升的新型電力系統中，煤電將逐步為新能源發電出讓電量空間，煤電電量占比將會逐漸減少，其發電利用小時數將會下滑，難以通過發電電量收入回收固定投資成本，進而影響煤電項目的投資收益。”

在上述情況下，煤電如何在電力系統中創造新需求，獲得新收益，譚忠富提出：“煤電的系統角色將逐步從電力電量保障的主體電源轉變為以電力支撐為主，電量供應為輔的調節性和備用保障電源。煤電難以通過發電電量收入回收固定投資成本，而需要通過調峰、調頻等輔助服務收益和容量補償來回收成本。”

“由于新能源需要外部支撐實現可靠供給，預計未來輔助服務費價格將上漲。基于‘誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔’原則，輔助服務費用分攤范圍需要包括新能源在內的發電機組、市場用戶、不能提供輔助服務的煤電機組，單位電量所承擔的分攤費用將下降；而作為可以靈活調節的出力，提供調峰、調頻、備用等輔助服務的煤電機組獲得的輔助服務收益將提高。”譚忠富說，“但抽蓄電站、電化學儲能也可發揮調峰、調頻、備用容量的作用，隨著新能源滲透比例的提高，儲能提供調峰、調頻、備用容量規模增大，對應的市場價格或者補償水準也會下降。”