深度丨现货场景下的新能源消纳

“双碳”目标是为应对全球气候变化作出中国贡献的雄心宣示。实现“双碳”目标的关键在于促进可再生能源发展，而促进可再生能源发展的关键则在于消纳。

（来源：微信公众号“中国电业”ID：zgdyzzs 作者：刘光林）

自提出“双碳”目标以来，我国在消纳绿色能源（本文中新能源、可再生能源或绿色能源主要指“风电和太阳能发电”）方面，政策措施频频发力，特别是在9月7日，旨在消纳清洁能源的绿色电力交易试点在北京启动，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，此举是在能源领域以市场机制创新落实“碳达峰、碳中和”目标的重要举措，为助推可再生能源发展掀起一个不小的高潮。

绿电交易是在电力中长期交易框架内设立的一个交易品种。而同时，在全国八个电力现货市场建设试点当中，已经有甘肃、山西和蒙西等试点开展了有可再生能源参与的结算试运行。那么，围绕可再生能源参与电力市场尤其是电力现货市场，究竟有哪些问题需要引起业界的关注？新能源参与现货市场究竟有哪些优劣势？新能源如何参与现货市场？让我们一起分析一下。

推动新能源参与现货市场的几个动机

去年5月，山东电力现货市场在试结算过程中，4天内产生近亿元不平衡资金，为此，该试点还不得不推迟了更长周期的试结算。事实上，不平衡资金问题并非山东试点特有，无论在国网区域还是在南网区域，其他各个试点几乎都出现过不平衡资金问题，只是程度有所不同，山东碰巧引起了业界和媒体的大量关注而已。

业界的共识是，不平衡资金的产生与计划市场并行的双轨制有重要关系，主要体现为优先发电量与优先购电量的不匹配，山东试点就是在短期内受入大量外电，从而导致计划性发电量与计划性购电量匹配度出现巨大错位，因此才产生了大量不平衡资金。

问题是，近年来作为优先发电主体的新能源项目正在不断地大量并网，短期内计划发电与计划购电不匹配问题无法缓解，反而会不断加剧。2019年，全国并网风电和太阳能发电容量增速分别达到14%和17.4%；2020年，全国风电和太阳能发电容量增速则分别达到34.6%和24.1%；未来，新能源更是能源生产和消费的主体。“每年，新能源装机都有大幅增加，意味着优先发电量的大幅增加，但同时，随着用户侧市场的不断放开，优先购电量却在不断减少。”一位能源央企的营销主管表示，这种计划发电量与计划购电量的差额不断加大，有可能导致电力市场上不平衡资金的不断增多。

因此，让新能源进入市场从而减少计划性优先发电量的呼声渐渐高涨起来。当然，除去不平衡资金，还有一个让有关方面感到头痛的问题，那就是新能源消纳问题。

在2021年3月30日国新办发布会上，国家能源局电力司司长黄学农介绍，从2018年到2020年，我国弃风弃光情况逐年好转，风电光伏利用率大幅上升，到2020年风电利用率已经达到97%，光伏利用率达到98%，这个水平在全世界领先。

然而，即便按照这个“全世界领先”的利用率来看，根据2020年我国风电和太阳能发电分别为4665亿和2611亿千瓦时计算，弃风弃光电量仍然分别达到144亿和53亿千瓦时，总计达到197亿千瓦时。这是个什么概念呢？2020年，我国每个县级行政区平均全社会用电量为26亿千瓦时，也就是说，我国2020年的弃风弃光电量相当于7~8个县级行政区的全社会用电量。

根据有关报道，由于装机容量的增长，今年一季度部分省份弃风弃光率有所抬头，青海省风电、光伏利用率同比分别下降9.4、3.3个百分点；陕西和宁夏存在弃风率上升问题；河南、贵州也出现弃风弃光增多现象。

为此，部分新能源消纳形势比较严峻的省份和地区，将缓解弃风弃光问题试着交给了电力现货市场。

在现货市场上，电能可以更好地体现时空价值，在每天的不同时段尤其是高峰和低谷时段，由于电力供需情况变化，电价也会出现相应波动，这种波动，会让供需两端出现响应。这种响应表现为，在高峰时段，供不应求，电价较高，所有类型的电源均开足马力发电；在低谷时段，供大于求，电价较低，新能源发挥边际成本低的优势继续发电，化石能源尽力压缩出力以节约成本。当然，无论是负荷高峰还是负荷低谷，只要处在大发期，新能源项目都可以通过拉低电价的方式迫使化石能源出局，从而争取到发电空间。由此来看，参与现货市场确实可以在一定程度上促进可再生能源消纳。

当然，也有人认为有关方面力推新能源参与现货市场，就是为了规避弃风弃光考核。这是因为有专家建议，不再将参与现货市场而未中标的新能源电量计入弃风弃光考核范畴。

不过，就在上个月，国家能源局印发通知，就起草《光伏发电消纳监测统计管理办法（征求意见稿）》向社会各界征求意见。记者找遍该《征求意见稿》的每个角落，也没有发现类似“光伏电站企业参与现货市场报价而没有中标的电量不计入弃光电量”的说法。

新能源参与现货市场凸显尴尬一面

在我国，消纳可再生能源普遍采用两种机制，一是保障性收购。核定为保障利用小时数以内的电量，由电网企业采用统购统销的方式保量保价收购，这就是说在保障利用小时数之内的电量采用传统计划机制消纳。二是市场化交易。在保障利用小时数之外的电量，则通过可再生能源项目与用户侧直接交易的方式进行消纳，电量和电价都由市场决定，也就是说剩余电量可以通过市场机制进行消纳。

当前，我国电力市场建设进入现货交易试点阶段，有几家试点已经向新能源项目试点开放了现货市场。

就常人普遍认知来看，新能源的优点十分明显，那就是绿色环保，不发生化学反应，不向环境中排放碳和污染物，对气候和生态表现得相当友好。另外，在项目建成之后，由于不需要燃烧煤炭、石油、天然气等化石能源，所以边际成本低，具有相当的市场竞争力。

然而，同其优点一样，新能源的缺点也十分突出——出力的波动性、间歇性，导致新能源完全“看天吃饭”。而出力的不确定性对于市场化而言又是十分致命的。

搞电力市场化交易，就要签合同，签了合同就要履约。对于现货合同来说，不但要在电量上履约，而且要在电力上履约，需要完全按照合同约定的曲线进行电量交割。否则，就要接受相应的偏差考核。以山西电力现货市场建设试点为例，它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分，按照标杆电价计算超额收益并回收。“新能源超额回收费用巨大，山西的一座5万千瓦的风电场，一个月可能被罚80万元。”一位能源央企的市场营销中心主管透露。

对于新能源来说，避免出现偏差的前提是准确执行合同，而合同约定的是市场成交的结果，成交结果要看交易前对于电量电价的申报，而申报电量电价主要依赖的是出力预测，出力预测要依赖天气预报。“可天气完全不可控，很难准确预测可再生能源出力。”一位风电企业负责人说。

根据有关机构的统计数据，甘肃、山西两地风电和光伏单点预测准确率平均水平分别为41%和78%。其中，风电单点预测准确率50%以上的比例约为55%，光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%，准确率50%以上的比例为70%。相信其他地区的准确率也高不到哪里去。

可是，如果依靠现货市场来实现百分之百消纳新能源的话，单点功率预测必须达到100%的准确率。否则就会出现两种情况：一是预测高了，实际出力达不到履约要求，新能源企业有可能要花高价购电来执行合同，否则就受到偏差考核。二是预测低了，实际出力超出合同约定额度，超出偏差减免的部分同样要接受考核；当然，要是通过自动发电控制技术来控制功率输出的话，的确可以精确履约而免受考核，但这样就形成了事实上的弃风弃光，达不到全额消纳可再生能源的目的，背离了发展可再生能源的初衷。事实上，在今年夏天中国电力发展促进会组织的“2021年电力现货市场培训研讨会”上，的确有与会的新能源企业代表建议同行们这样操作。

从这个角度来看，通过现货市场来解决弃风弃光问题是有一定局限性的，尽管现货市场为消纳新能源提供了一定的空间，但也因为履约和偏差考核等机制而限制了新能源的随机出力，反而不能实现完全消纳新能源的初衷。