近年来，我国南方区域居民及农业用电占全社会用电量比例约1/5，工商业用电占比约4/5。根据南方电网公司“十四五”规划，预计“十四五”末风光发电量占比将达到15%。基于现有政策条件，在预留一定规模的调节性电源匹配居民农业用电需求之后，“十四五”期间风光等新能源发电进入市场是箭在弦上。其中，增量平价风光发电在2025年最大可交易电量将达到1600亿千瓦时。
那么，新能源入市将给市场带来什么变化？又会孕育何种商机？
现货市场：新能源的一场“大考”
市场如考场，对新能源发电而言，现货市场相当于素质教育选拔，德智体美劳都要来一遍“大考”。现货市场的严苛性体现在分时出清、分时定价上，而风光发电专注提高运维、保发电小时数的“刷题”策略，在新的市场环境下遇到了新的难题。
难题一，可再生能源发电的长周期间歇性已经成为影响电力供应的重要因素。以广西壮族自治区730万千瓦风电装机为例，2021年7月出力低于20%容量的极小风期持续了一周，2022年9月上旬也持续处于极小风期；风电出力短期也有大幅波动，最大由700万千瓦降至35 万千瓦。水电方面，受2022年7月以来西北太平洋副热带高压影响，云南、四川主要流域均出现了7月偏枯4成、8月偏枯5成的情况。上述情况说明，风、光、水等可再生能源发电超过一月的长周期间歇性对电力供应影响非常大，火电、核电等调节性电源在电力供应中不可或缺。规模不断攀升的新能源发电需要更多的调节性电源来“扶上马、送一程”。
难题二，新能源电能量价格将普遍低于调节性电源价格。我国目前各现货市场试点中，甘肃和蒙西新能源按照报量报价方式进入现货市场，其他各省区新能源发电采用“报量不报价”方式入市。由于陆上风电的反调峰特性，随着发电比例提高、峰谷价差拉大，其收益会显著小于调节性电源。根据典型的广东陆上风电第四季度发电规律特性可知，高峰时段发电量占比23%，低谷时段发电量占比42%；同时期，海上风电高峰时段发电量占比27%，低谷时段发电量占比38%。而典型负荷曲线高峰电量占比35%，低谷电量占比21%。打个比方，一个半夜开足马力的餐馆，如果没有做成预制菜来存储，要卖给哪一类食客呢？以广东2021年12月典型日场景为例，在新能源作为现货价格接受者的情况下，煤电日均现货电价0.772元/千瓦时，海上风电日均现货电价0.71元/千瓦时，陆上风电日均现货电价0.693元/千瓦时，风电现货均价0.702元/千瓦时，比煤电低10%。
那么，新能源以“报量报价”的方式入市，收益是否会更加可观？依据现有可再生能源保障消纳政策、能源监管要求以及发电集团对发电小时数的考核要求，“报量报价”与“报量不报价”可能不会有明显差别。
难题三，通过现货促进调峰的措施将进一步压低新能源收益。目前部分现货试点省区以现货偏差结算代替调峰市场或调峰补偿机制，为确保调节性电源获得足够的深度调峰收入，现货下限价格要足够低，至零价或负价，这会导致新能源发电在获得消纳空间的同时，发电收益被进一步压低。随着新能源并网比例的提高，新能源导致的零价小时数呈上升趋势。欧洲市场在2019年、2020年的负电价小时数分别是925小时、1923小时。基于现有气候条件、发电机组投产增速、市场模式估计，广东省2025年新能源导致的零电价可能达到77小时，2030年将达到144小时。新能源发电的现货低价也会延伸到长协价格，从而出现5%现货电价决定绝大部分电量电价的情况。
难题四，调节性电源发电小时数下降，需要更高现货价格上限支撑发电收益，现货价格波动将更加剧烈。结合新能源长周期间歇性问题，“单一电能量+高价格上限”的市场机制将会带来较大的社会风险，2021年2月美国德州大停电、2022年6月澳洲电力市场暂停都说明了这一点。在单一电能量市场机制下，为了维持年度经营回报，南方区域2025年煤电度电价格将上涨1/3。
以上案例说明，新能源入市将存在“三个不行”：单一投资新能源收益不行，即使不考虑辅助服务分摊、偏差考核等因素，“同网、同时、同质、同价”仍然会拉开新能源发电与调节性电源的收益差距；以现货低价促调峰不行，新能源发电虽然能保量，但要继续降价；三是单一电能量电价机制不行，现货价格波动剧烈，市场风险防控难度大。
因此，新能源投资收益测算不能再沿用中长期市场环境下的燃煤基准价或竞争性配置价格，需要全面考虑现货、辅助服务在内的全维度市场环境。
如何让新能源走得更稳更远？
2021年第四季度，各地煤电价格普涨20%的局面下，新能源在中长期市场上成了“抢手货”，环境溢价不断提高。“同样都是电能量，新能源比煤电更便宜”成了用户的共识，新能源发电的成本优势也得到了充分体现。下一步，现货市场的大幕已经拉开，新能源路在何方？
总体来看，“十四五”期间电力供应将持续偏紧，需要把握好市场建设的推进节奏。作为世界第一大能源生产国和消费国，我国能源生产消费体量大，煤炭等化石能源占比高，能源发展面临着许多硬性约束。推进适应能源转型的电力市场体系建设既是一场硬仗更是一场大考，新能源入市则是难题中的难题，需要群策群力，谋定而后动。
电力市场需要主动迎接新型电力系统的新变化，将电源规划与电力市场规划相结合，二者携手并进。例如，动态关注各省区煤电发电小时数下降趋势，结合盈亏平衡点适时启动容量市场。通过引入核定成本信号防范新能源在现货市场中的零价小时数增长，即“丢钱”问题。改变边际电源类型，不将燃气发电等对一次能源市场高度敏感的电源类型列入边际定价机组，而是按照发电成本合理补偿其收益。
以全国大市场为核心的大范围资源优化调配依然是抗风险最坚实的压舱石。随着新能源占比提升，局部性、季节性的供电能力波动将不可避免地加剧，有必要在国家层面进一步强化送受省区利益共享、责任共担的送受电协调机制。
通过绿电市场增加新能源发电收益将成为关键机制。2021年12月召开的中央经济工作会上提出，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。下一步若消费绿电可以获得碳配额、抵扣能耗“双控”，重启建设绿电项目获得减排量的CCER 机制，以及允许绿证价格适度浮动，绿电的环境价值将进一步增长。新能源发电与调节性电源犹如田忌赛马，“电能量价值、运营成本、环境溢价”三驷对决之中，新能源至少可以占得两驷的优势。
