目前，全国共有14个省份和地区出台了保障利用小时数，5个省仍执行可再生能源全额保障性消纳，21个省份长期组织可再生能源参与电力直接交易，成交均价为288元/兆瓦时（算术平均值），其中最低为55.7元/兆瓦时，最高为431.82元/兆瓦时，可再生能源参与电力直接交易的价格相对当地基准价降幅超过100元/兆瓦时。山西、山东、甘肃、蒙西可再生能源还参加了电力现货交易。1439号文印发后，山东等多省允许可再生能源交易价格与燃煤发电交易价格较基准价同样上下浮动20%。
从目前的情况看，可再生能源参加电力交易分以下几类：
一是以扶持特定行业为目的的专场交易。扶持特定行业为目的的专场交易在可再生能源富集省区较为普遍，多以战略新兴产业等名义，要求可再生能源大幅降低电价与高耗能用户进行交易，是各地可再生能源降价幅度最大的交易。三北地区还存在为电采暖提供低价的电采暖专场交易。
二是以降低电价为目的的打捆交易。打捆交易是可再生电源与火电等调节电源按照既定比例进行打捆，普遍在可再生能源外送交易中使用，也在甘肃等省内电力中长期交易中使用。打捆交易的理由一般是通过调节性电源与可再生捆绑交易，为用户或电网输送提供稳定的出力。通常在风火打捆过程中，可再生能源需要与火电采用1：3进行配比，向火电补贴20元/兆瓦时。
三是以向火电输血为目的的调峰辅助服务市场交易。部分观点坚持认为可再生能源的波动性和逆调峰特性，引发了部分调峰辅助服务需求，要求可再生能源分摊部分调峰辅助服务费用。即使在1439和809号文明确辅助服务费用由电力用户承担的前提下，仍有部分文件要求“特殊机组”承担部分辅助服务费用。如：东北等地辅助服务费用的度电分摊增速远远高于可再生能源消纳的增长，极端情况下曾经出现度电分摊超过0.1元的情况。
四是以体现绿色效益的绿电交易和绿证交易。2020年开始，国家发改委、国家能源局推动电力用户直接购买可再生能源，以平价上网的可再生能源项目为主，超出电能量平价部分对应绿电价格，绿电价格较基准价上升10-30元/兆瓦时。除“证电合一”的绿电交易制外，还允许开展绿证交易，绿证的价格一般在25-50元/兆瓦时。
五是现货试点地区正常的电力现货交易。山西、山东、甘肃、蒙西作为第一批电力现货试点地区，已经将可再生能源纳入电力现货交易范畴。可再生能源电力中长期交易在电力现货市场中，支付的偏差电费，实际上是可再生能源消纳成本，偏差电费折算成可再生能源的度电降幅，绝对值可以达到基准价的20%左右。随着可再生能源快速发展，该部分消纳成本进一步提高的趋势明显。
存在的问题
从目前情况看，可再生能源无论参加何种交易，都会造成收入损失。除在电力现货交易，支付的消纳成本显性化外，其他收入损失均为不合理损失，应予以足够重视。
一是专场交易和强制打捆交易是影响可再生能源收益的最关键因素。专场交易违背了电力交易公平竞争的基本精神，可再生能源作为变动成本最低的机组，一般不是用于定价的边际机组，部分地区通过人为划定供需比、以不参与交易便弃电为理由，要求可再生能源向特定电力用户“输血”；省间强制打捆交易仅仅为了增强该省外送的价格竞争能力，省内强制打捆是为了增强省内火电向用户降价的能力，而在打捆阶段已经提供过补贴的可再生能源，还要继续支付电力现货市场中的偏差费用和调峰费用，造成可再生能源为其不稳定性连续“三次买单”。从目前数据看，专场交易和强制打捆交易引发的电价降幅，占可再生能源参与交易电量核定电价的20%-60%，是造成可再生能源经营困难的最关键因素。
二是绿电交易的设计并不能保证可再生能源的实际收入中包含绿色“溢价”。绿电交易的设计初衷是鼓励电力用户直接购买包含绿证在内的可再生能源电量，实现绿色“溢价”。目前证电合一的绿电交易设计有两大缺欠，一是受电网输送能力影响，可再生能源发电不能保证输送到用户所在地区；二是可再生能源发电做不到出力曲线或分月电量与用户一致，越长期限的绿电交易，可再生能源面临的交易风险越高。这两大缺陷在每一个可再生能源项目中都会出现，可再生能源购买偏差电量付出的代价远远高于可再生能源在交易过程中获得的绿色“溢价”。在国外电力市场化国家，证电合一的绿电交易购买方多为售电公司，由售电公司整合各种能源向用户提供以绿证为证明的绿电，甚至售电公司会直接运营出售绿电的可再生能源企业，该类交易绝大部分在场外运行，并不通过电力交易机构。由于绿电交易、绿证交易、超额消纳量三者同时共存，造成我国绿证的公信力远低于国际绿证，迫使部分跨国公司在华企业转向购买国际绿证，不利于国内绿证市场的发展。
三是实现可再生能源绿色价值需要完善强制配额制度。从国际经验来看，无论是证电合一的绿电交易还是单独购买绿证的金融性交易，均为基于强制配额制度之下的交易行为。因为有了落实到用户身上的强制配额，特别是制定未完成配额的强制罚款作为绿证的影子价格，用户才有动力要求售电公司向其提供绿电，售电公司也才有动力为了获取更多绿证，与可再生能源企业签订长周期的绿电交易合同（即PPA），或为完成配额购买更多的绿证。我国虽然已经建立了可再生能源消纳责任制度，但没有制定出与之配套的罚款制度。没有考核和惩罚，任何制度执行都落不了地，这就是当前我国虽然明确了用户侧配额，但是未出现用户踊跃购买绿证情况的根本原因。只有每一个用户均实际承担起“碳达峰、碳中和”的经济责任，可再生能源绿色“溢价”变现才能成为现实。
四是可再生能源没有承担调峰辅助服务费用的义务和责任。首先调峰辅助服务是电网企业统购统销模式下的特殊政策，并不适应目前发用双方直接交易，没有统购统销，不把全部用户看成一个“大用户”，电力系统运行也就没有必要在不同电源之间分配出力，也就不存在调峰辅助服务；其次，用户是使用可再生能源的最终受益者，按照“谁受益、谁承担”的原则，应当由用户最终承担辅助服务费用，可再生能源作为电能的生产者，没有义务承担其他生产成本，电力生产、传输、损耗等全部成本费用，都应当随电能量转移到用户侧；最后，当前的电力系统是无法精确计量，到底哪一个可再生能源项目引发辅助服务，因为任何电源运行都有可能引发辅助服务，不能因为可再生能源的某些运行特性，就通过制度进行“集体惩罚”。
五是现货市场中凸显的可再生能源消纳成本需要场外配套机制疏导和场内的改革措施应对。现有可再生能源中长期合同电价，与参与电力现货市场后，获得的综合平均电价之差，实质就是可再生能源消纳成本。这部分消纳成本产生的原因是，可再生能源在现货市场兑付中长期合同过程中，由于其天然的不稳定性，产生了相对中长期合同曲线的偏差。如日内傍晚负荷高峰时段，可再生能源发电不足，需要从市场购买偏差电量以完成合同执行，此时市场往往以传统机组出力为主，现货交易价格偏高；而在日内午间负荷低谷时段，往往是可再生能源大发时段，但此时现货交易价格偏低。这就是可再生能源合同兑付过程中，典型的偏差电量“高买低卖”现象。其本质也是可再生能源向传统化石电源支付消纳成本的过程，符合市场的基本原理和原则，该部分费用在现货市场中能得到计量，非现货地区，据测算传统电源为可再生能源消纳，承担了其电价20%左右的成本，这种情况在任何国外电力市场也普遍存在。鉴于可再生能源消纳要付出消纳成本，消纳成本呈上升趋势且无法避免，因此，必须设计场外机制对消纳成本进行疏导，电力市场场内交易是无法解决这一问题的。同时，我国现行电力中长期交易制度过于重视年度交易比例、交易频次过低、限制发电企业作为买方等缺陷存在，造成我国的电力中长期交易制度设计不符合可再生能源对“市场流动性”的渴求，人为地使电力中长期交易曲线偏离可再生实际出力曲线过多（大幅增加消纳成本），这是当前场内交易规则亟需完善的方面。
政策建议
即使目前的交易机制存在这样和那样的问题，可再生能源参与市场交易仍是大势所趋。1439号、807号文明确的电网代理购电制度，将加快新能源进入市场的步伐。电网代理购电制度，替代了电网统购统销模式，电网企业与用户在法律关系上属委托代理关系，而非供售电服务，电网企业按政策收取过网费，不再承担批发侧购买电能导致的盈亏，也不具备承担保价保量收购可再生能源的能力。
因为现货市场运行地区或开展中长期分时段交易的非现货试点地区，电网企业要根据代理工商业用户和居民农业等保障性用户用电情况，确定电力中长期交易合同曲线。即使在未开展分时段签约模式的非现货试点地区，电网企业也要根据代理工商业用户和居民农业等保障性用户用电情况，分月进行购电，无论是带曲线或者分月购电量，都很难与可再生能源出力曲线匹配或者与分月发电量相同。燃煤发电计划全面放开后，作为电力系统主要调节电源的煤电，电网企业已经不能像过去，通过调节燃煤发电机组出力，来平衡可再生能源发电曲线与代理购电工商业用户和居民农业等保障性用户曲线或分月电量之间的偏差，因为煤电没有计划电量和基准电价了。因此，代理购电制度下，电网企业已经丧失了统购统销模式下对可再生能源保价保量收购的能力，未来可再生能源只能加快进入电力市场。为确保大规模可再生能源有序参加电力市场交易，国家以及地方各级政府层面应该提前着手以下相关工作。
一是立即停止针对可再生能源的不合理交易。可再生能源变动成本低不应成为可再生能源参与低价专场交易的理由，电力作为商品应当同质同价，应该立即停止定向输送利益的专场交易。同时，由于电力中长期交易过程中，可再生能源产生的偏差会通过后续更短周期的电力中长期交易和现货交易进行解决，可再生能源的不稳定性同样不能成为强制打捆交易的理由，即使可再生能源自愿与传统电源打捆，传统电源也应当承担起可再生能源偏差电量经济责任。此外，可再生能源不应再继续承担辅助服务分摊费用。
二是推动可再生能源参加电力现货市场实现全额电量消纳。可再生能源的全额消纳需要依靠电力系统调节能力的上升，可再生能源低价，在电力中长期交易中并不能增强电力系统的调节能力。要调动存量机组增强电力系统调节能力，只有设置合理的电力现货市场。因此，加快推进现货市场建设，通过现货市场保障可再生能源高比例消纳是迫在眉睫的工作；同时放开跨省跨区发电计划，按照《省间现货交易规则》规定的，省间交易买方作为电源参加受端现货市场出清、卖方作为送端现货市场负荷增量参与出清，实现省间和省内市场合理衔接，推动可再生能源在更大范围消纳。
三是建立疏导可再生能源消纳成本的场外机制。消纳成本未来将成为消纳可再生能源的最大成本，应尽快建立电力市场外的可再生能源消纳成本疏导机制。可采用以下两种方案：
方案一：通过落实用户新能源消纳责任解决消纳疏导问题。强化可再生能源电力消纳责任权重的刚性约束，要求全部用户实际用电量的一定比例来自于新能源电量或购买绿证（绿证不再与补贴挂钩）。实行消纳责任考核机制，对于未足额拥有绿证的用户（含使用新能源电量获得的绿证和单独购买的绿证），制定相应的罚金标准，督促用户完成新能源消纳责任。
如果再考虑可再生能源补贴欠补问题，可适当提升消纳责任权重以及罚金标准，提升用户购买新能源的积极性。可以将消纳责任权重分为当前消纳责任权重和历史消纳责任权重，当前消纳责任权重主要解决当前全部可再生能源消纳问题，历史责任权重主要解决补贴欠补问题，对拥有自备电厂的工商业用户，加大消纳责任分配权重。对于没有欠补的存量项目，通过落实用户新能源消纳责任，如获得超过基准价的收益但低于补贴绝对值部分，可一定比例用于冲抵补贴。政策层面一旦建立了实施消纳责任刚性约束和罚金制度，即使保量保价的新能源电，也能与其他各类电源平等参与市场交易。
方案二：通过政府授权合约方式解决疏导问题。新能源保量保价电量由新能源企业与电网企业（或国有售电公司）在电力市场外签订政府授权合约（如具有金融性质的差价合约，不需要实际交割电量），补贴欠补项目的合约价格按照当地燃煤基准价上浮一定比例，具体上浮标准可根据当年计划解决新能源欠补金额确定，补贴未欠补项目合约价格按照当地燃煤基准价确定。电网企业（或国有售电公司）按照政府授权合约价格与市场参考价之差乘以合约电量（带曲线），作为政府授权合约结算电费。运行现货市场的地区，市场参考价可选取日前现货价格（含新能源参与的电力中长期交易、现货交易和辅助服务交易等）。未运行现货市场的地区，市场参考价可选取最短周期集中交易价格。开展分时段交易的地区，市场参考价可选取最短周期集中竞价形成的分时段交易价格（含新能源参与的电力中长期交易、现货交易和辅助服务交易等）。补贴未欠补项目，补贴机制继续按现有方式执行。电网企业（或国有售电公司）因执行政府授权差价合约产生的损益由电网企业（或国有售电公司）单独归集、单独记账，由全体用户承担。
（图片来源：veer图库）
