中國儲能網訊：大力發(fā)展新能源已成為全球綠色轉型趨勢下的基本共識，迎接新能源逐步全面入市也成為我國下階段電力體制改革的主要目標與重點工作。然而，新能源在入市過程中，可能會對其自身及其他主體原有的生產或盈利模式帶來沖擊，階段性的“陣痛”也許無法避免，關鍵是要準確識別痛點并“對癥下藥”。
在充分考慮我國新能源入市面臨的各方面挑戰(zhàn)及特殊性的基礎上，我們研究提出按項目類別推進入市節(jié)奏的探索路徑：先增量后存量、分布式先聚合再入市、有效利用政府授權差價合約（CfD）或中長期購電協(xié)議（PPA）等金融合約，穩(wěn)妥有序推進不同類型新能源項目全面入市。同時，從穩(wěn)定新能源環(huán)境價值變現(xiàn)渠道、完善容量補償機制、銜接好輔助服務與現(xiàn)貨及容量市場、探索建立電力金融衍生品市場等方面完善適應高比例新能源參與的電力市場機制。最后，針對改革落地過程中的不同主體提出相關建議：政府端，加強政策引導，增強新能源投資信心；市場端，加快構建適應高比例新能源參與的市場交易機制；企業(yè)端，練好內功，建立適用于市場環(huán)境下的經營模式；金融機構，創(chuàng)新電力金融衍生品，為新能源入市提供豐富有效的避險工具。
內容概要
? 鼓勵新能源參與市場交易，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，成為“后補貼時代”新能源高質量發(fā)展的重要前提，我國也已明確提出2030年新能源全面進入市場的改革目標。在這一過程中，各方主要面臨兩大痛點：一是新能源自身收益不確定性增加或影響投資積極性；二是新能源入市過程可能會對其他市場主體造成沖擊。
? 針對痛點一，亟需重新穩(wěn)定新能源的收益錨，按照項目類別推進新能源有序全面入市：延續(xù)增量項目的入市節(jié)奏，重點鼓勵新增項目簽訂中長期購電協(xié)議（PPA）或參與政府授權差價合約(CfD)競標，并加強PPA/CfD與現(xiàn)有中長期市場及現(xiàn)貨市場的銜接；逐步引導存量項目進入市場，重點探索政府授權CfD等方式與市場化定價模式有效銜接；隨著負荷聚合商、虛擬電廠等模式的成熟，鼓勵分布式新能源先聚合，再參照集中式項目入市方式參與市場交易。同時，增加新能源環(huán)境價值變現(xiàn)渠道，放大其確定性收益。
? 針對痛點二，關鍵是處理好新能源入市過程中及入市后不同主體的責權利公平分配問題：一是完善容量補償機制，推動新能源與煤電完成市場新老主體的平穩(wěn)過渡；二是銜接好輔助服務市場與現(xiàn)貨及容量市場，有效激活儲能、虛擬電廠等靈活調節(jié)主體的積極性；三是積極探索建立電力期貨、期權等金融衍生品市場，持續(xù)豐富市場避險工具體系。
? 在改革實踐過程中，需要政府、企業(yè)及其他市場機構協(xié)同發(fā)力：政府端，加強政策引導作用，彌補市場波動可能引發(fā)的投資信心不足；市場端，加快構建適應高比例新能源參與的市場交易機制，用好“無形的手”來平衡市場各主體的責權利；企業(yè)端，練好內功，準確研判各自在高比例新能源市場交易體系下的功能定位，建立適用于新市場環(huán)境下的經營模式；金融機構，創(chuàng)新電力金融衍生品，為各主體參與市場交易豐富避險手段。
正文
近年來，隨著“雙碳”工作的持續(xù)深入推進，以市場化手段促進新能源消納與發(fā)展的電力體制改革也進入了快車道。2022年的118號文[1]已明確提出“2030年基本建成全國統(tǒng)一電力市場，新能源全面參與市場交易”的發(fā)展目標，相關改革內容也在今年7月召開的二十屆三中全會被重點提及[2]，成為我國下一階段電力體制改革的重要內容。然而，在提高新能源市場化交易比例的過程中，已經顯露出電站收益率下降、投資信心不足、與既有市場規(guī)則沖突等現(xiàn)實問題。因此，未來新能源全面入市的路徑該如何演進、相應的市場機制如何調整等問題，成為當前業(yè)內關注的焦點。本報告[3]從新能源參與電力市場化交易的現(xiàn)實問題入手，結合國內外實踐經驗，探索新能源實現(xiàn)全面入市的有效路徑與市場條件，并針對新能源在內的不同市場主體提出相關建議。
一、我國新能源全面入市面臨哪些“痛點”考驗
從資源配置的方式看，無外乎計劃配置與市場配置兩種方式。電力，作為一種需要實時平衡的特殊資源或商品，在其百余年的發(fā)展歷史軌跡中，也經歷了從強計劃供給到逐步市場化的過程。尤其是隨著強隨機性、波動性的新能源接入電力系統(tǒng)的比例越來越高，系統(tǒng)的運行特性發(fā)生較大變化，源荷兩側的不確定性大大提高，依靠過去強計劃性的調度模式已無法適應新形勢的要求。因此，鼓勵新能源參與市場交易，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，成為“后補貼時代”新能源發(fā)展要經歷的下半場。在這一過程中，新勢力的入場可能會對原有的市場格局帶來沖擊，如果站在新能源的視角則鮮明地形成內外部兩大“痛點”，內部痛點主要是對新能源自身原有生產或盈利模式的影響，而外部痛點則是對其他市場主體和市場既有規(guī)則的挑戰(zhàn)，階段性的“陣痛”也許無法避免，關鍵是要準確識別痛點并“對癥下藥”。
（一）痛點一：新能源自身收益不確定性增加或影響投資積極性
新能源入市面臨的最大挑戰(zhàn)就是電量收益的下降，一方面市場價格的波動導致電站收益不確定性增大；另一方面，隨著新能源入市比例提高，系統(tǒng)的調節(jié)成本上升，享受了相應調節(jié)服務的新能源需要承擔一定成本，不論是自配儲能還是分擔調峰輔助服務費用，都增加了其成本開支。
（1）收益端：現(xiàn)行市場機制下新能源上網電價波動下行已漸成趨勢
從產業(yè)發(fā)展周期的視角看，新能源產業(yè)已經過了過去靠財政補貼的政策扶持期，其單位發(fā)電成本在世界范圍內已經低于絕大部分電源（圖表1），如延續(xù)過去國家財政補貼政策，不僅不利于其產業(yè)自身創(chuàng)新，對需要同場競價的其他電源也不公平，而且增加財政負擔，最終造成全社會福利損失。以光伏為例，我國從早期的特許權示范項目的單獨定價到按資源區(qū)分類的標桿上網電價，再到競配方式下的指導價，直到國家補貼退出的平價上網時代，雖然上網電價（非市場部分）隨其度電成本在持續(xù)下降，但至少可以覆蓋成本且收益穩(wěn)定。然而，市場環(huán)境下，收益的不確定性會隨著交易電量與電價的波動而增加。
圖表1：全球主要電源度電成本變化趨勢
資料來源：IRENA，BNEF，中金研究院
圖表2：我國光伏上網電價演變趨勢
資料來源：國家發(fā)改委，中電聯(lián)，中金研究院
從上網電量看，我國新能源上網電量主要分為兩種方式，即保障性收購和市場化交易電量[4]，隨著新能源入市比例的提高，保障性收購對應的確定性收益將減少。從上網電價看，現(xiàn)行的市場化電價由供需關系和邊際定價機組的成本共同影響，而隨著新能源入市比例越來越高，其需要在更多時刻擔任邊際機組價格出清的角色，考慮新能源邊際可變成本低的特性，未來發(fā)電側的市場價格整體走低或將成為大趨勢。當然，市場價格的另一個特征就在于其波動性與不確定性，然而對于習慣了保障性收購的新能源企業(yè)，普遍缺乏相應的技術調整與報價策略，面對市場價格波動大多只是被動接受，因此電站收益隨著市場均價走低而縮水或將成為常態(tài)。以新能源占比較高的山西、山東市場為例，風光入市后的電量均價都顯著低于保障收購模式下對應的當?shù)厝济喊l(fā)電基準價格（圖表3），這也導致相關行業(yè)的平均盈利水平持續(xù)下降（圖表4）。
圖表3：我國典型地區(qū)新能源現(xiàn)貨市場均價變化
資料來源：蘭木達，中金研究院
圖表4：光伏發(fā)電ROE持續(xù)下降
注：取申萬行業(yè)分類的A股上市公司中位數(shù)
資料來源：同花順iFinD，中金研究院
（2）成本端：持續(xù)升高的系統(tǒng)成本加大了新能源電站成本分攤壓力
隨著新能源接入電力系統(tǒng)的比例持續(xù)提高，其間歇性、波動性的缺陷給系統(tǒng)穩(wěn)定運行帶來的沖擊也越來越大，這意味著電力系統(tǒng)需付出更高成本用于平抑功率波動、增加備用、提高預測精度、保證穩(wěn)定運行等。根據(jù)經合組織核能署的相關研究[5]，當新能源滲透率超過10%之后，系統(tǒng)成本開始加速上升（圖表6）。其中，因靈活性調節(jié)能力不足帶來的系統(tǒng)成本上升最快，這在我國北方新能源富集且靈活性機組占比不高的地區(qū)表現(xiàn)得尤為明顯，不僅提高了整體系統(tǒng)成本，也給相應成本的分擔者帶來較大負擔。
圖表5：系統(tǒng)成本與新能源滲透率關系
注：這里的系統(tǒng)成本將高比例新能源并網后所產生的相關成本統(tǒng)一折算為標煤，包括：火電機組煤耗及排放、靈活性資源改造、棄風棄光成本等。
資料來源: 董昱等(2021)[6]，中金研究院
圖表6：不同新能源滲透率下的系統(tǒng)成本
資料來源：經合組織核能署，中金研究院
從企業(yè)視角看，在收益端、成本端均受影響的背景下，近三年新能源資產的盈利能力持續(xù)下滑。根據(jù)中金公司研究部測算，1H24大型電企新能源度電稅前利潤在0.12~0.20元，多數(shù)企業(yè)同比降幅在15~20%[7]。
圖表7：新能源資產度電稅前利潤對比
注：1）空心框為新能源裝機規(guī)模低于10GW的電企，虛線柱子為新能源裝機規(guī)模在10-20GW之間的電企，實心柱子為新能源裝機規(guī)模高于20GW的電企；2）度電稅前利潤用新能源稅前利潤總額除以售電量測算，中廣核新能源采用凈利潤測算（較其余公司多扣除所得稅），大唐新能源、中廣核新能源僅披露發(fā)電量，我們假設廠用電率為3%測算售電量，下同；3）信義能源、中廣核新能源原始貨幣分別為港幣、美元，我們采用中金匯率假設及公司公告披露匯率換算，信義能源僅有兩個半年度同口徑數(shù)據(jù)。
資料來源：公司公告，中金公司研究部，中金研究院
除經濟收益承壓外，隨著電化學儲能技術的日趨成熟，新能源場站為了克服自身出力的不穩(wěn)定性，也嘗試通過加裝儲能等方式增加其在市場中的競爭力。然而對于部分地區(qū)風光強制配儲才允許并網等要求，市場反映出一定反身性，按照裝機容量10%-20%、2-4小時的儲能容量配置，不但對風光的實際消納貢獻有限，場站內的儲能實際利用率不足10%[8]，反而進一步增加了新能源場站的成本；而且為了實現(xiàn)并網要求，部分新能源場站選用儲能設備時更多出于成本考慮而放松質量把控，帶來一定安全隱患。
另外，以上僅是集中式新能源場站入市面臨的挑戰(zhàn)，我國自2021年起，分布式光伏年增裝機已超過集中式，且近3年一直保持較快增長。截至2023年底，我國分布式光伏裝機已超過2.5億千瓦，占光伏累計裝機量的41.8%[9]?？梢哉f分布式新能源入市已經成為我國新能源全面入市面臨的棘手問題。事實上，分布式新能源入市面臨的挑戰(zhàn)本質上與集中式無異，甚至因為其分布更加分散、單體控制成本更高而參與市場響應的難度更大，目前全國已有8個省超370個縣出現(xiàn)新能源低壓承載力紅色區(qū)域[10]。
（二）痛點二：新能源入市過程可能會對其他市場主體造成沖擊
受高比例新能源入市影響較大的就是原來的主力電源，對我國而言就是煤電，畢竟在新老電力供應主體替換的過程中，不可避免涉及到利益的重新分配，這也是市場改革需要重點解決的問題之一；另一個影響較大的就是電網，作為新能源接入或消納的直接環(huán)節(jié)，其穩(wěn)定及高效運行狀態(tài)直接關系到新能源入市的整體進程。然而，目前看兩者均在新能源入市過程中顯露出一些問題。
就煤電而言，從裝機量看，截至2024年6月底，我國風電、光伏累計裝機量已達11.8億千瓦，新能源發(fā)電裝機規(guī)模首次超過煤電[11]；然而，從發(fā)電量看，2023年新能源發(fā)電量約1.47萬億千瓦時，僅為煤電發(fā)電量的27.3%。這就意味著新能源替代煤電成為新的主力電源仍有較長的路要走，而在這一過程中，煤電讓渡電量空間給新能源就自然伴隨自身發(fā)電量減少，事實上目前全國煤電平均利用小時數(shù)已從“十二五”時期的5000小時降到4300小時左右。疊加煤價近幾年始終高位運行，以及為了彌補新能源帶來的波動性，煤電更多承擔調峰任務，甚至部分地區(qū)需頻繁啟停機，導致煤電成本升高。在“電量減少+成本升高”的雙重壓力下，煤電企業(yè)經營狀況持續(xù)承壓[12]。即便全國已出臺煤電容量電價補償?shù)燃畲胧弘娹D型過程中仍面臨較大的經濟壓力與效率損失。
圖表8：火電企業(yè)銷售利潤率
注：煤價為環(huán)渤海動力煤(5500K)綜合平均價格。營業(yè)利潤率=營業(yè)利潤/營業(yè)收入。4家A股煤電上市公司選擇華能國際、華電國際、大唐發(fā)電、國電電力，以營業(yè)收入為權重進行加權平均
資料來源: 同花順iFinD，國資委，中金研究院
圖表9：進入“十三五”后火電利用小時數(shù)顯著下降
資料來源：花順iFinD，中電聯(lián)，中金研究院
就電網而言，近些年由于網源建設不協(xié)調等原因導致的新能源并網消納問題日益嚴重。由于新能源項目建設周期較短（一般為數(shù)月），且審批備案下放至地方后發(fā)展速度更易受市場影響，超規(guī)劃建設成為常態(tài)，而電網規(guī)劃及建設相對計劃性更強，這就導致網源發(fā)展不協(xié)調、不同步，制約新能源消納利用。為了避免“市場源、計劃網”無法同步成為制約新能源發(fā)展的因素，不少新能源發(fā)電企業(yè)自建接網和送出線路工程，國家發(fā)改委與能源局也于2021年5月聯(lián)合發(fā)文，“允許發(fā)電企業(yè)投資建設，緩解新能源快速發(fā)展并網消納壓力”[13]。然而，對于由發(fā)電企業(yè)建設的新能源配套工程如何由電網進行回購又產生了不少新問題[14]。另外，就分布式新能源參與市場交易相關的增量配電網、新能源微電網或源網荷儲一體化項目，也因為相關機制不健全，導致進展緩慢[15]。
（三）后發(fā)者：挑戰(zhàn)與機遇并存
從新能源入市的基礎條件看，歐美發(fā)達市場已積累一定經驗與優(yōu)勢，其基本在上世紀末期就初步建立了以現(xiàn)貨或平衡市場為核心的電力市場，經過20余年的運行與改進，已形成了相對成熟且各具特色的市場體系。雖然當前在高比例風光入市后也顯露出一些與原有機制的不適應性，但市場的總體表現(xiàn)還算穩(wěn)定，且在引導新能源有序發(fā)展和促進系統(tǒng)高效消納等方面發(fā)揮了重要的優(yōu)化作用。
圖表10：部分國家和地區(qū)電力體制改革歷史進程
資料來源：國網能源院[16]，中金研究院
就我國而言，承擔發(fā)現(xiàn)價格等核心作用的電力現(xiàn)貨市場建設起步較晚，2017年、2022年分兩批在14個省域開展試點，2023年在“現(xiàn)貨基本規(guī)則”等政策推動下[17]有所加快，目前形成“8+6+N”共29個省市及地區(qū)開展電力現(xiàn)貨市場（試）運行，其中山西、廣東、山東、甘肅已轉入正式運行，為全國統(tǒng)一市場建設奠定了一定基礎，但各地進度差異較大等問題依然突出。
圖表11：我國電力現(xiàn)貨市場發(fā)展現(xiàn)狀
注：統(tǒng)計截至2024年9月30日
資料來源: 北極星電力網，中國電力知庫，中金公司研究部，中金研究院
顯然，在通過市場化手段引導新能源有序發(fā)展這件事上，我們可能需要付出更大努力。換言之，對歐美而言，新能源本身就在市場內，只是隨新能源滲透率提升，原有市場機制需要調整以適應高比例新能源下的系統(tǒng)運行特性。而我國現(xiàn)貨市場尚未普及，其他市場機制也不完善，相互之間銜接不暢，同時我們還有大量的帶補貼存量新能源項目較少參與市場交易。因此，這個階段我們既要推動新能源有序進入市場，同時還要加速現(xiàn)貨市場建設進程并完善相關機制。面臨挑戰(zhàn)的同時，吸取前人的改革經驗就成為我們寶貴的后發(fā)優(yōu)勢。事實上，歐美澳等發(fā)達市場，也都經歷過新能源入市帶來的沖擊影響，并在穩(wěn)定新能源電價預期、對靈活性資源合理定價等方面采取了多種兼具共性與差異化的措施，這也反映出市場機制本身的多樣性與復雜性。如何結合我國實際情況，引入國外相關經驗，針對上述兩大痛點“對癥下藥”，成為我國2030年實現(xiàn)新能源全面入市的關鍵。
二、如何穩(wěn)定新能源收益，引導新能源全面有序入市
新能源入市的本質是通過清晰公正的市場價格信號引導投資，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。然而，在入市的過程中不可避免會面臨預期收益波動甚至下降等問題，國外電力市場通過政府授權雙向差價合約（Contracts for Difference，CfDs）、中長期購電協(xié)議（Power Purchase Agreement，PPA）等手段取得了一定經驗，但我國新能源項目類別復雜，如何引入相關機制并與現(xiàn)有價格機制銜接好是引導我國新能源有序入市的關鍵。
（一）入市路徑探索：按項目類別推進新能源有序入市
當前，我國新能源上網電量主要分為兩種方式，即保障性收購和市場化交易電量，所謂“入市”，就是逐步實現(xiàn)新能源100%市場化交易，這就涉及到增量項目如何適應市場，以及存量保障性收購電量如何有效轉化為市場化交易電量的問題?？紤]當前海上風電、分散式風電、分布式光伏、生物質等參與市場化交易的量相對有限，當前參與市場化新能源交易電量主要有：2021年后新并網的集中式風光電站項目（以下簡稱“增量項目”）、2020年前并網的享受國家可再生能源補貼的存量項目（以下簡稱“存量項目”）中的非保障性收購電量。因此，未來推動新能源100%進入市場，一是要延續(xù)增量項目的入市節(jié)奏，持續(xù)推進新建陸上風光基地與海上風電參與市場交易；二是針對存量項目，通過逐步調整保障性收購與市場化交易電量的比例，倒逼存量項目全部參與市場交易；三是針對海量分布式新能源項目，可按照先工商業(yè)光伏、分散式風電，后戶用光伏的節(jié)奏陸續(xù)推進分布式項目進入電力市場。
當然，從國外經驗看，也都經歷過財政補貼、固定上網電價、“配額制+綠證”等非市場化激勵階段，后續(xù)在逐步參與市場交易的過程中配套使用了PPA或CfD等金融合約穩(wěn)定其中長期收益，從而更好地與高波動的市場進行銜接。如歐盟鼓勵新能源通過PPA參與市場，自2018年起其整體簽約量的年復合增長率達到了37%，其中西班牙和德國的PPA簽約量最大，2023年兩國的PPA簽約容量占比均超過50%[18]。英國則通過政府授權CfD鼓勵新能源投資，自2014年起執(zhí)行六輪CfD拍賣交易，累計覆蓋新能源裝機容量約39GW[19]，通過持續(xù)且穩(wěn)定的拍賣預算，英國不僅實現(xiàn)了新能源的穩(wěn)定投資，而且通過不斷滾動細化技術資金池，實現(xiàn)了技術優(yōu)選，最顯著的例子就是英國通過CfD實現(xiàn)了對海上風電的穩(wěn)定投資，使其成為全球第二大海上風電市場。
圖表12：歐盟PPA簽約容量持續(xù)增加
資料來源：PEXAPARK，中金研究院
圖表13: 英國通過CfD支持新能源發(fā)展
注：括號標注時間為每一輪CfD拍賣結果公布的時間；其中AR4中的部分海上風電項目因后續(xù)項目取消或規(guī)?？s小等原因，合同沒有被實施，相關產能在AR6中再次被開放和支持。統(tǒng)計截至2024年9月20日
資料來源: DESNZ，Energy UK，中金研究院
事實上，PPA與CfD的本質類似，都是通過中長期金融合約鎖定新能源電站未來10-15年甚至更長的電量收益，從而保障投資者的信心，相當于從原來的政策保障轉變?yōu)槭袌龌Ｕ?；區(qū)別主要在于由誰保障，即與新能源開發(fā)商的交易方不同，PPA以電力大用戶或售電公司為主，CfD則以政府或政府背書的合同管理商為主，相應的價格機制、風險分擔方式等也存在一定差異。
圖表14: PPA與CfD的主要差異
資料來源：趙浩林（2023）[20]，中金研究院
考慮我國不同新能源項目入市成熟度差異及配套金融合約的不同特點，我們認為可探索以下路徑有序實現(xiàn)新能源全面入市：①延續(xù)集中式增量項目的入市節(jié)奏，重點鼓勵新增項目簽訂PPA或參與政府授權CfD競標，并加強PPA/CfD與現(xiàn)有中長期市場及現(xiàn)貨市場的銜接；②逐步引導存量集中式項目（尤其是帶補貼項目）進入市場，重點探索政府授權CfD等方式與市場化定價模式有效銜接；③隨著負荷聚合商、虛擬電廠等模式的成熟，鼓勵分布式新能源先聚合，再根據(jù)項目是否帶補貼、工商業(yè)光伏與戶用光伏差異等情況選擇適當?shù)姆绞絽⑴c市場交易。
值得注意的是，推動上述三部分新能源有序入市并不意味著嚴格意義上的時序差異或固定入市方式，而是考慮不同類型的新能源項目差異采用多元化的入市方式，存量項目以CfD為主，增量項目以PPA/CfD為主，循序漸進推動不同項目分批次有序參與市場交易，避免“一刀切”帶來過大影響。
圖表15: 推動新能源有序進入電力市場路徑示意圖
注：2030年新能源裝機及發(fā)電量參考風芒能源、國網能源院等機構預測結果
資料來源: 中電聯(lián)，風芒能源[21]，國網能源院[22]，中金研究院
（1）集中式增量項目：穩(wěn)定新能源市場化收益與投資信心
根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》[23]，我國自2021年起，新核準的集中式陸上風電、光伏、工商業(yè)分布式光伏項目全面實行平價上網，國家不再補貼，且鼓勵新建項目自主參與市場化交易。雖然各地由于電力市場建設進程差異對這部分新能源參與市場交易要求不一，但他們構成了當前我國新能源參與市場化交易的主力。未來隨著各地電力現(xiàn)貨市場加速推進，新增項目原則上可全電量進入市場，競價形成最終的上網電價。當然，這就面臨市場環(huán)境下收益的不確定性增加，為了對沖市場波動，穩(wěn)定新能源中長期投資信心，重點用好PPA或CfD等場外合約，并與我國中長期及現(xiàn)貨市場有效銜接。事實上，歐美發(fā)達市場中新能源企業(yè)大部分通過簽訂PPA、CfD等方式避免隨行就市。因此，加大PPA/CfD簽訂比例，對當下穩(wěn)定我國新能源項目投資預期收益具有重要意義。近幾年我國新能源企業(yè)也確實在嘗試通過簽訂中長期PPA鎖定收益，如2023年國家電投就與德國巴斯夫簽署了為期25年的PPA[24]，發(fā)改委、能源局等能源主管部門也多次發(fā)文[25]，鼓勵相關企業(yè)簽訂多年期綠電購買協(xié)議。
政策鼓勵的同時，更重要的是在實操層面將PPA/CfD與我國現(xiàn)行的新能源參與市場交易的方式有效銜接。當前，新能源參與市場與傳統(tǒng)電源并無較大差異，主要還是以年度、月度的中長期合約為主，并且部分地區(qū)對中長期合約有簽約比例等要求。然而，這些要求對新能源企業(yè)不但避險效果有限，而且可能增大企業(yè)負擔，因為就目前的技術手段，很難實現(xiàn)新能源長期負荷的精準預測，遇到極端天氣等突發(fā)情況無電可發(fā)，只能從現(xiàn)貨市場高價買電完成履約要求。
引入PPA/CfD，首先要加強其與我國現(xiàn)行中長期合約的銜接。PPA作為一種更偏金融屬性的場外合約，將原來以年度、月度為主的中長期合約在時限上做了延展，從而達到長期鎖價的避險目的；同時，有了PPA等長期金融合約的保障后，可逐步放開對新能源企業(yè)現(xiàn)有的長協(xié)簽訂比例等硬性要求，給予新能源企業(yè)參與市場交易更大的自主權；從具體執(zhí)行的方式看，考慮我國目前只有場內交易，所以想要實際完成簽訂的PPA合約電量，還需要在交易層面將多年期的PPA轉換為中長期合約，如果該交易中心要求中長期合約帶交易曲線，則還需遵守場內市場的架構約定，按照統(tǒng)一原則逐步分解細化交易曲線。下一步，隨著中長期交易組織模式的創(chuàng)新與完善，探索中長期不帶曲線簽約的交易模式，在合同簽訂階段，簽多少中長期電量（包括現(xiàn)有的中長期合約及未來的PPA或政府授權CfD）、曲線形成方式的決定權全部交還給發(fā)用電雙方，實際交易階段，中長期合約曲線按照現(xiàn)貨市場顆粒度執(zhí)行。
當然，這就涉及到進一步完善我國中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接。在《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》中，已明確中長期合約按照“差價結算”、“差量結算”兩種方式結算[26]，在此基礎上，需進一步縮短中長期市場交易周期、加大交易頻次，增加中長期交易的靈活性和精細度，如將現(xiàn)有“周內”合約進一步拓展至“D-2”日，從而與現(xiàn)貨日前市場無縫銜接；同時將日內交易的報價周期由15分鐘進一步壓縮至5分鐘，促進現(xiàn)貨市場形成更為精準的價格信號。
（2）集中式存量項目：探索政府授權CfD等方式并入市場
不同于集中式增量項目本身就是以鼓勵市場化交易為主，存量項目更多是“計劃模式”下的產物，因此在市場環(huán)境下以政府授權CfD合約的方式為其確定價格錨更為穩(wěn)妥。所謂政府授權CfD合約，是以政府或政府授權的企業(yè)作為對手方與新能源發(fā)電企業(yè)簽訂中長期合約，合約電量按照政府授權合約電價與市場參考電價進行差價結算，即當市場價低于合約價，則CfD資金池向發(fā)電企業(yè)提供補貼至合約價，反之則發(fā)電企業(yè)向資金池返還高出的部分，政府授權合約所產生的盈虧由全體工商業(yè)分享或分攤。
政府授權CfD模式中最重要的是：合約的期限、合約電量及價格、產生的價差如何疏導等，這背后反映的是該模式下責權利的統(tǒng)一問題。從合約期限看，與前文提到的PPA類似，關鍵是要期限“夠長”，因為無論是PPA還是CfD，最主要的目的是穩(wěn)定新能源的長期收益預期，所以如果僅是年度的合約很難打消新能源開發(fā)商及投資者和金融機構對收益風險的顧慮，從英國近期的CfD項目看，其合約期限通常是15年。
從合約電量及定價方式看，合約電量既可以是新能源發(fā)電項目所有電量，也可以僅覆蓋年度一定小時數(shù)內的電量，針對我國存量新能源項目，顯然后者更為適用，可直接覆蓋我國現(xiàn)行的保障性收購電量，尤其是國家補貼存量項目，以及優(yōu)發(fā)優(yōu)購的政府間協(xié)議電量等。考慮“價差=市場電價-合約電價”，定價需同時考慮市場電價和合約電價的選取，市場電價可以為現(xiàn)貨出清價格，也可以為對應時段的加權平均價，或其他交易價格；合約價格可以是當?shù)厝济夯鶞蕛r，也可以在政府定好價格上限的前提下通過競爭配置形成，這也對應了當前我國存量項目中兩種主要定價方式。
既然是差價合約，很可能會產生不平衡資金。這方面英國政府從收入與支出兩方面作了細致設計：收入方面，由英國電力改革制度委員會（EMR）全面主導，每年針對下一年可再生能源義務、差價合約及可再生能源最終投資決定等評估征費預算，通過電費向所有消費者征收，并對相應的售電公司提出一定比例的保證金要求以減少因未來預算偏差造成的損失。在支出方面，設立政府授權的低碳合同公司（Low Carbon Contracts Company，LCCC）作全流程合同管理，包括：在預分配階段，幫助投標者了解合同內容以及記錄訴求；分配開始時，對標準合同條款提出修改請求，拍賣結束后完成與中標者簽署合同流程；在項目交付階段，監(jiān)督項目進度，支付相應CfD款項；在項目交付后的合同執(zhí)行階段，定期評估并支付CfD相應款項，如有問題可終止合約并從相應保證金獲得補償。需要注意的是，整個過程中英國能源監(jiān)管機構Ofgem也會作全流程的合規(guī)監(jiān)管與約束。考慮中英市場結構差異，我國短時間內建立類似的資金池難度較大，但可以考慮差價向一定地域內的工商業(yè)用戶進行疏導，需要注意的是其疏導的范圍應與參與CfD新能源項目的電量消納范圍一致，即如果參與的新能源項目電量主要在省內消納，則價差疏導主要在省內工商業(yè)用戶；如果是跨省區(qū)消納則疏導主要在受端省工商業(yè)用戶進行。
圖表16: 英國差價合約合同管理流程示意圖
資料來源：DESNZ，中金研究院
另外，考慮到我國存量項目本身差異也較大，既有國家補貼項目，也有不帶補貼僅享受電網“優(yōu)發(fā)優(yōu)購”資格的競配項目，同時還有由于各種原因而參與市場交易的項目或電量（如早期為了拿帶補貼綠證而參與市場交易的、部分省劃定等效小時數(shù)之外的電量等）。因此將存量項目引入市場的進程也需循序漸進、分類實施：①已在市場中的部分按照既有方式參與市場；②不帶補貼但享受“優(yōu)發(fā)優(yōu)購”的部分率先試行政府授權CfD模式進入市場，政府授權的合約電量可參考優(yōu)發(fā)電量核定，合約電價可參考當?shù)孛弘娀鶞蕛r或競配價格；③國家補貼存量項目，前期可按照方式②參與市場同時享有原來的補貼，后期可逐漸減少補貼并同步調整政府授權合約價格，穩(wěn)定其總體收益。
（3）分布式新能源：先聚合，再入市
相較于集中式電站，分布式新能源的特點在于其單體規(guī)模小，也正是因為單體“弱小”，享受到“政策呵護”較多，不僅體現(xiàn)在免稅優(yōu)惠、減免接網費用、免收系統(tǒng)備用費等，且電價上大部分受益于“全額上網”模式而享受了保障性收購電價，甚至還有補貼，這種發(fā)展模式也催生了近幾年分布式新能源快速增長，而其被減免的社會責任及調節(jié)責任被分攤至其他主體，不僅抬高了用能成本還影響電網安全。因此，亟需以市場化方式引導分布式新能源有序發(fā)展。
從分布式新能源入市的具體路徑看，理論上與集中式電站并無太大差異，但在實操過程中可能面臨更大挑戰(zhàn)：一是自身技術能力不足，分布式新能源的投資及運維主體相對分散，很難做到像集中式電站那樣配置專門的功率預測或市場交易團隊，甚至無法自主進行報價；二是既有模式更難以適應市場波動，加之部分戶用新能源兼顧扶貧等普惠性質，這部分電站更難參與市場；三是從系統(tǒng)角度看，當前省級電力現(xiàn)貨市場出清節(jié)點顆粒度一般為220千伏母線，而分布式新能源并網電壓等級往往在35千伏以下，海量分布式以單一主體入市對市場申報、出清、計量、結算均帶來較大挑戰(zhàn)。因此，分布式新能源入市的一個重要前提就是“聚合”，這里的聚合既可以是類似德國或歐盟的分散市場，鼓勵分布式新能源就近參與平衡單元；也可以如美國或澳大利亞，通過聚合商、虛擬電廠等方式聚合后參與集中市場的交易，相較而言后者可能更適合我國現(xiàn)行的市場模式。
考慮分布式新能源項目類別差異較大，在入市的時序和參考模式上也需“因地制宜”。對于新增的分布式項目及存量不帶補貼的工商業(yè)分布式光伏，可優(yōu)先推動其以PPA等模式進入市場；對于存量帶補貼項目及較大規(guī)模的戶用分布式光伏，鼓勵其通過政府授權CfD等模式進入市場；對于“光伏扶貧”等惠民生類項目可仍沿用保障性收購政策。
（二）增大確定性收益：穩(wěn)定新能源環(huán)境價值變現(xiàn)渠道
如果說新能源入市過程中重點解決的是其收益不確定性增加的問題，那么入市后應關注如何放大其確定性收益的部分。相較于傳統(tǒng)電源，新能源最大的確定性收益就來自于其環(huán)境價值的變現(xiàn)。其中，既涉及綠電綠證市場的不斷完善，也需要探索其與碳市場的有效耦合。
從我國綠電綠證市場的發(fā)展進程看，自2022年10月，綠證已成為我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明[27]。兩者的區(qū)別在于綠電交易是“電證合一”的交易方式，即消費者購買綠電的同時獲得綠證；而綠證交易則僅是買賣綠證，即“電證分離”。如果從消費者是否實際使用綠電的角度講，綠電交易相當于直接證明，而綠證交易則是間接證明。因此，無論是國內抵扣碳排放，還是被國際RE100、歐盟CBAM認可等，作為直接證明的綠電交易更受消費者歡迎。
圖表17：我國綠電綠證交易制度演進歷程
資料來源：國家發(fā)改委，國家能源局，中金研究院
當前，綠電綠證市場還不成熟，更多由政策驅動，如今年發(fā)改委113號文[28]，首次將綠證交易納入省級人民政府的能耗“雙控”考核，于是出現(xiàn)了各地搶購綠證，導致今年上半年綠證交易快速增至1.6億個，同比增長600%[29]。然而交易量的激增并未帶來價格的上漲，原因是供給側增長更快，2024年上半年國家能源局核發(fā)綠證4.86億個，同比增長13倍，占自2017年累計核發(fā)綠證的68.7%；疊加綠證2年的“有效期”加劇了各類綠證的拋售。以國網區(qū)域為例上半年交易綠證均價已跌破10元/個。
圖表18: 近三年國網區(qū)域綠證交易情況
資料來源：國家能源局，國家電網，中金研究院
顯然，折算到度電不足1分錢的環(huán)境價值，對于希望通過增加環(huán)境收益補償入市后收益損失的新能源有點“杯水車薪”。后續(xù)如想通過綠證實現(xiàn)新能源環(huán)境價值穩(wěn)定變現(xiàn)，仍有大量的機制設計和實施細則亟需完善：
一是進一步明確應用場景，真正釋放需求潛力。為了促進綠電使用，我國自2019年起配套了“可再生能源電力消納保障機制”[30]，但目前消納責任權重設置相對寬松，且主要通過省級電網企業(yè)統(tǒng)一采購完成指標考核，并沒有把消納責任落實到綠電消費主體，導致企業(yè)溢價購買綠電的積極性不高；同時，按照省域設計消納權重的思路也導致東西部需求錯位，作為負荷中心的東中部地區(qū)反而指標低，而資源豐富但用電量有限的西部北部地區(qū)消納權重卻較高，這樣不僅對東部高耗電地區(qū)的綠電消費激勵效果有限，而且可能導致西部高比例新能源地區(qū)出現(xiàn)綠電惜售的現(xiàn)象。解決上述問題的關鍵，一方面需要各省將消納權重指標分解落實到電力用戶，尤其是對高耗能企業(yè)增加考核權重，如近期發(fā)改委等主管部門對于電解鋁[31]、數(shù)據(jù)中心[32]等高耗能行業(yè)的綠電消納比例提出了明確要求，尤其是在2024年消納權重的設定上，首次明確了各省電解鋁行業(yè)綠電消費指標并以綠證核算[33]，可進一步倒逼其主動消納綠電或提升購買綠證的意愿；另一方面，對于能耗和碳排放抵消、產品標識、出口優(yōu)惠等應用場景給予綠證實實在在的政策支持，發(fā)揮其清潔能源消費基礎憑證作用，擴大全社會對于綠色電力消費的認可度和市場需求。
二是增加供給溯源可靠性和產品多樣性。在全球綠色轉型的背景下，用戶對綠電或綠證的潛在需求很大，如不少出口型企業(yè)受國際相關減碳約束對可溯源型的綠電需求很大，但我們除了溯源性相對較好的綠電交易外，綠證從核發(fā)、交易到應用仍需要完善相應的實施細則與評價機制，如在信息披露方面，完善對應發(fā)電項目的裝機規(guī)模、累計運行小時數(shù)、對應綠電的產生時間、交易時間、采購方式、獲得補貼等信息，增強信息的公開透明性，以增強其國際認可度。另外，隨著綠證應用場景的擴大，其需求的多樣性也對市場的靈活性提出更高要求，一方面要增加綠電交易的組織頻度和窗口，尤其是增加跨省綠電交易，為用戶提供更加靈活的交易機會；另一方面，要針對客戶需求豐富合約內容，如一些企業(yè)需購買覆蓋項目全生命周期的綠電合同，從而滿足碳足跡審查要求，另一些企業(yè)僅需采購當年綠電以滿足能耗總量控制目標，因此我們也需要從采購合同時間長度、地域范圍、綠電技術類型等方面豐富供給產品。同時，進一步探索建立綠證有效期限、投放和回購機制，增強市場流動性，避免市場價格階段性大起大落。
三是理順綠電市場與碳市場的關系。電碳耦合作為能源圈與環(huán)境圈的熱門話題，近些年一直關注度較高。從原理上看，綠電環(huán)境屬性與碳市場的本質都是將碳排放這一外部性成本內部顯性化的過程，區(qū)別在于一個疊加到化石能源發(fā)電成本上，即發(fā)電行業(yè)的有償碳配額轉化為發(fā)電成本，抬高電力市場中邊際機組的報價，從而抬高市場電價中樞，綠電也因此收獲環(huán)境溢價，終端用戶的高電價已經為碳排放買單，因此也無需計算間接排放，如歐盟碳市場與電力市場的聯(lián)動效應；另一個將非化石能源的零碳效應變現(xiàn)，即綠電的環(huán)境價值無法在電力市場直接體現(xiàn)溢價，那么其環(huán)境效益需要單獨核算，核算的標準就可以參考當前的碳價水平，只要綠證價格小于碳價水平，企業(yè)即有動力去優(yōu)先購買綠證。我國當前仍采用后一種模式，但綠證價格受供需等因素影響遠小于對應的碳價水平，因此近期以理順綠證供需為主，使其價格逐步對標碳價，未來在兩個市場逐漸成熟的基礎上有序打通，形成歐盟模式下的有效聯(lián)動。
圖表19：電碳耦合的可行路徑
資料來源：零點智庫能源，中金研究院
三、如何完善相關市場機制，推動新能源與各市場主體和諧發(fā)展
考慮我國電力市場建設仍處于起步階段，尤其是現(xiàn)貨市場全國僅有四個省實現(xiàn)正式運行，因此，想要實現(xiàn)新能源全面入市，絕不僅僅是不同類型的新能源項目進入到市場就算完成任務，而是在入市的過程中仍需要不斷完善相關市場機制，其間也會伴隨著新能源與新老主體的利益再分配。因此，理順新能源入市過程中及入市后新老主體間的權利與義務，并盡可能創(chuàng)造有利的市場條件去銜接好各方利益分配成為機制設計的關鍵。
（一）新能源與傳統(tǒng)電源：通過容量補償促進新老主體的平穩(wěn)過渡
新能源與煤電的競爭及利益再平衡是我國新能源大規(guī)模入市后不可避免的問題與挑戰(zhàn)，這不僅涉及兩者自身的利益，更與整個電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定息息相關。因此，需要從整個系統(tǒng)的可靠性或安全裕度去統(tǒng)籌考慮，鑒于電力作為不可大規(guī)模儲存需要實時平衡的特殊商品，如果從電力市場的角度解決這方面的問題，就不得不涉及容量相關機制的引入與設計。
我國也于2023年11月發(fā)布了《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）[34]，對全國公用煤電機組引入100/165（元/千瓦·年）兩檔容量電價給予補償，相關電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按照當月用電量比例分攤。該文件是自2021年“1439號文”[35]對煤電“電量價格”維度調整后的又一項重大改革，開辟了煤電企業(yè)盈利的“第二通道”，有效緩解煤電為新能源讓渡電量空間而損失的電量收益，更好地為整個電力系統(tǒng)轉型發(fā)揮兜底保障作用。
當然，新老主體的轉換不僅只涉及煤電，煤電容量電價的推出也僅是容量補償機制的第一步，后續(xù)隨著新能源入市腳步加快，或將從以下三方面逐步完善：一是針對煤電機組，當前全國僅兩檔的情況或根據(jù)各省的具體情況進一步細化，但“一省一價”（一市場一價）的容量“標桿價”方式，或更有利于與后續(xù)建立的有效容量競爭市場銜接。二是針對其他發(fā)電主體，目前抽水蓄能和部分氣電機組已有容量電價補償機制，下一步隨著鋰電等同樣具備靈活調節(jié)和有效備用“容量價值”的新型儲能進入，這個市場的競爭可能也將日趨激烈，當然這也意味著對新能源的調節(jié)能力更強。三是與其他市場的銜接，與電能量市場協(xié)同的重點是盡可能避免對容量價值的重復激勵，從而加重用戶的電費負擔，我們在之前的系列報告《新型電力系統(tǒng)電價機制：保障煤電發(fā)揮支撐調節(jié)價值》中，研究建議“部分容量補償機制+成本型電力現(xiàn)貨市場”可能是我國電力市場更加均衡合理的模式選擇[36]；與輔助服務市場的銜接重點是要解決部分地方出現(xiàn)的煤電和新能源之間“均貧富”問題，評估容量電價機制實施后系統(tǒng)調峰需求、煤電企業(yè)經營情況等，相應調整調峰服務補償標準。
圖表20: 容量電價與現(xiàn)貨市場的可能組合
資料來源：陳大宇（2023）[37]，中金研究院
（二）新能源與新興主體：充分激活靈活調節(jié)主體的積極性
電力系統(tǒng)作為全世界規(guī)模最大、最復雜的人造系統(tǒng)之一[38]，除了維持電能的供需平衡外，還需要保證電壓、頻率、功角的穩(wěn)定，這就涉及到有功功率、無功功率、電壓、頻率、轉動慣量等一系列靈活性資源的調節(jié)與平衡，區(qū)別于電能量主體的輸送與平衡，這些起輔助作用的靈活性資源調用與服務就稱為電力輔助服務，相應的市場與定價機制就稱為電力輔助服務市場。由于新能源靈活性調節(jié)能力不足，所以其高比例接入系統(tǒng)或將增加整個系統(tǒng)的靈活性調節(jié)需求，相應的系統(tǒng)成本及輔助服務費用也會升高。
在歐美電力市場中，并沒有專門設計調峰這個輔助服務品種，而是通過現(xiàn)貨市場中的實時市場或平衡機制實現(xiàn)；我國電力市場啟動較晚，為了應對新能源高比例接入帶來的系統(tǒng)調峰壓力，于2014年在東北電網開啟了第一家電力調峰輔助服務市場，至此調峰成為我國輔助服務市場一大特色，直至今天調峰仍然是我國輔助服務市場的主要品種（圖表21）。我國的輔助服務市場在經歷了從無到有，從無償提供到計劃補償，從局部探索到全面推廣的發(fā)展過程后，逐步探索出一條富有“中國特色”的新路徑[39]。目前，全國6大區(qū)域和33個省區(qū)電網均已實現(xiàn)電力輔助服務全覆蓋。今年2月份，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）[40]，針對調峰、調頻、備用等輔助服務交易和價格機制進行了優(yōu)化和規(guī)定，進一步規(guī)范輔助服務價格傳導機制。
圖表21: “十四五”期間國網經營區(qū)輔助服務費變化情況
注：2020、2021、2022年數(shù)據(jù)均來自“2023電力市場春季論壇”，2023年數(shù)據(jù)根據(jù)國家能源局發(fā)布的2023年上半年全國電力輔助服務市場費用情況、國網經營區(qū)域電費占全國電費比例推算得到。
資料來源: 國家電網，中金研究部，中金研究院
事實上，以新型儲能為代表的新興主體，在新能源大規(guī)模入市過程中或將發(fā)揮重要作用，近些年隨著新能源并網規(guī)模持續(xù)攀升，新型儲能也快速增長。自2022年新型儲能裝機規(guī)模首次突破1000萬千瓦，2023年底裝機已超過3100萬千瓦，2024年上半年已達4444萬千瓦/9906萬千瓦時[41]，這一數(shù)字較2023年底增長了超過40%。然而，產業(yè)蓬勃發(fā)展的同時也反映出利用率低、經濟性差、存在一定安全隱患等問題[42]，其背后的原因是缺乏有效市場的引導，更多由政策驅動。事實上，各地在引導儲能參與電力市場方面也做了較多工作，但整體上還是以簡單的峰谷價差套利或容量租賃方式獲利，缺乏針對不同應用場景的服務品種多樣化、服務價格市場化的有效探索。對于本身不產生電能、只作電能“時空搬運工”的新型儲能，其實大可給予更高的靈活性和自由度，如針對部分地區(qū)源側配儲利用率低的情況，可鼓勵轉變?yōu)楣蚕韮δ芑颡毩δ?；針對其快速調節(jié)特性，通過靈活爬坡市場、差異化調頻信號等方式，實現(xiàn)其調節(jié)速度價值的收益回報；研究充放電價差報價或使用費報價等市場競爭方式，并將其融入市場集中優(yōu)化出清的基本架構中，支撐儲能參與電力現(xiàn)貨市場競爭。
圖表22: 1H24各地儲能參與電力市場及政策補貼情況（不完全統(tǒng)計）
注：以上不完全統(tǒng)計截至2024年6月底
資料來源: 尋熵研究院，中金研究院
未來，隨著新能源入市及現(xiàn)貨市場建設進程加速，為了更好激活不同靈活性資源主體參與的積極性，需進一步細化靈活性需求并重構相應價值體系，根據(jù)市場需求不斷豐富輔助服務品種的同時，與現(xiàn)貨及容量市場進一步做好銜接，讓不同特性的靈活性資源得以充分發(fā)揮作用并獲得相應回報。
圖表23: 不同市場的定位與分工
資料來源：國家電網，中金公司研究部，中金研究院
（三）其他市場工具：探索建立電力金融衍生品市場
除了電力實物市場本身的建設完善外，也需要重視電力金融衍生品市場的建設。事實上，目前絕大多數(shù)電力市場運營相對成熟的國家或地區(qū)，均在電力市場的基礎上進一步構建了電力金融衍生品市場，而期貨期權等衍生品天然的避險屬性，也切實對高比例新能源接入下的電力市場在平抑價格波動、引導電力中長期投資、增加市場流動性等方面起到了關鍵作用，如法國引入期貨交易后，其現(xiàn)貨價格日均波動率下降約10個百分點[43]。
從國外的實踐經驗看，雖然各國電力金融衍生品的具體產品種類繁多且各具特色，但總體上經歷了“先場外、后場內，期貨為主、期權為輔，從物理交割逐步過渡到現(xiàn)金交割”的發(fā)展過程。對我國而言，目前主要由電力中長期交易承擔現(xiàn)貨市場的波動風險，但無論是交易主體，還是交易頻次都不夠，無法為市場主體提供充分的避險選擇，而一些硬性要求可能增加企業(yè)風險負擔，如中長期交易簽約量的要求對新能源企業(yè)并不友好。后續(xù)隨著差價合約等類遠期金融產品的引入，雖然可以部分覆蓋相關主體的交易風險，但出于標準化和流動性的整體性要求，未來電力期貨及相關期權產品的引入和豐富，可能將是我國完善高比例新能源市場機制的重要組成部分。
圖表24：全球主要電力金融衍生品市場
資料來源： 薛儉等（2022）[44]，中金研究院
建設時序上，兩個市場需協(xié)同完善。當前，我國正處于電力現(xiàn)貨市場建設的關鍵階段，作為電力金融衍生品市場的基礎，自然以現(xiàn)貨市場建設為主，但考慮我國各區(qū)域市場差異，也沒必要完全建成全國統(tǒng)一電力市場再考慮期貨期權等市場的建設。事實上，同步推進衍生品市場的建設，有利于吸引更多參與主體，從而一定程度上抑制部分區(qū)域某些大型電力企業(yè)的市場力，改善市場競爭，更有利于我國區(qū)域電力市場價格的形成。當然，協(xié)同推進也不意味著“齊頭并進”，參與主體上，還是優(yōu)先鼓勵更多潛在參與者加入市場化現(xiàn)貨交易，除現(xiàn)有的發(fā)電企業(yè)、售電公司外，還可以隨衍生品交易的完善逐步引入銀行、投資基金等金融機構；交易產品上，逐步由目前單一的短期現(xiàn)貨產品向多類別的中長期合約發(fā)展，為最終形成電力期貨市場打好基礎；區(qū)域落地上，考慮統(tǒng)一的區(qū)域定價機制是衍生品市場的重要前提，所以其建設尚需結合區(qū)域電力市場的建設進度，目前看南網經營區(qū)有望率先落地區(qū)域電力衍生品市場。
建設過程中，考慮衍生品市場的種類繁雜、交易形式多樣、組織機構不統(tǒng)一等問題，以“強化制度規(guī)范與監(jiān)管懲戒+靈活產品創(chuàng)新”并重的思路穩(wěn)妥推進。一方面，對于電力期貨等標準化產品，嚴格在我國期貨監(jiān)督管理機構等審批或批準的期貨交易場所進行，參照國內其他大宗商品期貨產品建立漲跌停板制度和保證金制度，避免電力期貨價格過度波動影響電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)定；對于差價合約等非標準化產品，可以由電力交易機構組織交易或進行場外交易，如電力交易機構可以通過入股或共同設立子公司的形式，與投資銀行、期貨公司等金融機構合作推出場外期權、電力指數(shù)ETF等OTC電力金融衍生品，雖然是場外交易，也需嚴格遵守相關監(jiān)管要求。另一方面，結合氣象等外部環(huán)境變化，不斷豐富產品體系，為市場主體提供更多避險工具?？紤]到新能源出力與氣象等外部環(huán)境關系密切，因此可考慮借用氣象衍生品工具轉移電力市場參與方風險，如2023年底，我國廣東某售電公司就通過“寒潮指數(shù)看漲期權”實現(xiàn)了現(xiàn)貨漲價的風險對沖[45]；國際上，與氣象相關的金融衍生品市場也日趨活躍，2023年美國芝加哥商品交易所（CME）前10個月的氣象期貨和期權交易量較前一年同期增長約4倍[46]。
四、思考與啟示
有序引導新能源全面入市既是我國電力市場改革的目標之一，也是當前改革的重要內容，在具體落地過程中，還需要政府、企業(yè)及其他市場機構協(xié)同發(fā)力，金融機構亦可以發(fā)揮重要作用。
（一）政府端：加強政策引導，堅定新能源投資信心
新能源產業(yè)作為我國新質生產力的重要組成部分，已經從初期的純依靠政策扶持走向獨立發(fā)展、甚至引領全球綠色產業(yè)變革的高質量發(fā)展之路。然而，面臨當前國際貿易壁壘趨嚴、國內綠電消納壓力增大、入市收益不確定性增加等現(xiàn)實問題，更需政策發(fā)揮引導作用。
一方面，逐步變固定上網電價的補貼模式為政府授權合約模式，疏通新能源環(huán)境效益變現(xiàn)渠道，增加企業(yè)收益，穩(wěn)定投資信心。一是積極探索政府授權CfD合約等配套機制，推動新能源原來的保障性收購電量與市場有效銜接，在實現(xiàn)部分電量上網電價逐漸由市場形成的同時，保障新能源企業(yè)入市后的合理收益；二是新能源企業(yè)與用戶簽訂長期PPA等方式，對沖市場環(huán)境下的收益波動，滿足用戶綠電消費需求的同時穩(wěn)定企業(yè)投資信心；三是協(xié)調好電碳主管部門政策邊界，形成“電-碳-證”市場協(xié)同機制，落實并擴大新能源環(huán)境屬性變現(xiàn)渠道，增加企業(yè)收益。
另一方面，針對不同類型的新能源項目，結合各地實際情況，分類有序推動新能源逐步全面參與市場交易。一是持續(xù)推進新建陸上集中式風光項目與海上風電參與市場交易，逐步壓縮新增項目中的保障收購小時數(shù)，鼓勵通過簽訂PPA等方式與現(xiàn)有中長期市場及現(xiàn)貨市場有效銜接；二是逐步引導存量集中式項目（尤其是帶補貼項目）進入市場，重點探索政府授權CfD等方式與市場化定價模式有效銜接，如帶補貼的存量項目補貼仍按照原有方式由國家可再生能源附加基金支付，政府授權CfD中的合約價先按照原煤電基準價執(zhí)行，后續(xù)根據(jù)市場情況適當調整；三是鼓勵分布式新能源項目先通過虛擬電廠等方式聚合，再根據(jù)項目是否帶補貼、工商業(yè)光伏與戶用光伏差異等情況選擇適當?shù)姆绞絽⑴c市場交易，其中對于“光伏扶貧”等惠民生類項目可仍沿用保障性收購政策。
（二）市場端：加快構建適應高比例新能源參與的市場交易機制
原有的市場機制還是基于傳統(tǒng)電源參與下形成的交易規(guī)則，對于新能源滲透率快速提升下的電力系統(tǒng)，也反映出一系列不適用的問題，這也是為什么歐美等市場機制相對成熟的國家和地區(qū)也在紛紛推進相應改革。在充分借鑒國外經驗，基于我國國情，可重點從以下三方面增強市場對高比例新能源的適應性。
首先，在合約電量的簽訂及執(zhí)行等方面，將PPA或政府授權CfD等金融屬性合約與我國現(xiàn)行的新能源參與市場方式做好銜接。當前我國中長期合約還是以年度、季度、月度等期限為主，未來隨著政府授權CfD合約、長期PPA的引入，10年期以上合約或將逐步增多，對于金融屬性的中長期合約，可借鑒歐美更加靈活且簡單的場外合約模式，如僅約定雙方交易電量及價格，無需強制分時間段或約定交易曲線，交易按照市場差價合約方式結算即可；在實際落實簽訂的合約電量時，由交易機構將多年期的PPA轉換為中長期合約，并按照場內統(tǒng)一原則逐步分解細化交易曲線最終完成合同電量的執(zhí)行。
其次，進一步加強現(xiàn)貨市場與中長期交易銜接力度。一是逐步放開中長期合約簽訂的比例，并積極探索不帶曲線的中長期交易組織方式，簽多少中長期電量（包括現(xiàn)有的中長期合約及未來的PPA或政府授權CfD）、曲線形成方式的決定權全部交還給發(fā)用電雙方，中長期合約曲線按照現(xiàn)貨市場顆粒度執(zhí)行；二是豐富中長期交易標的，可由現(xiàn)有“周內”合約進一步拓展至“D-2”日，從而與現(xiàn)貨日前市場銜接；三是提高交易靈活性，逐步開放年度、月度、月內、周、周內等多個交易時間窗口，并持續(xù)開展高頻次滾動交易，支持市場主體根據(jù)預測靈活調整倉位；四是對于現(xiàn)貨市場將新能源與傳統(tǒng)能源分池交易的討論，也可以在局部新能源占比較高的地區(qū)試點研究，傳統(tǒng)能源按照現(xiàn)有邊際出清的方式報價參與市場競爭，新能源則在固定成本折現(xiàn)的基礎上，依據(jù)預測的分時電量及各時段供求關系進行報價，真正肩負起主力電源的市場主導作用。
最后，建立健全市場化輔助服務與容量補償相關機制，激發(fā)不同主體調節(jié)潛力的同時有效傳導相關成本。對于輔助服務，針對高比例新能源電力系統(tǒng)運行特性，探索快速爬坡、轉動慣量等服務品種，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則，有效疏導相關服務成本；針對容量補償，持續(xù)完善補償價格機制，以“部分容量補償機制+成本型電力現(xiàn)貨市場”模式加強與現(xiàn)貨市場的聯(lián)動效應，為高比例新能源接入下的系統(tǒng)轉型提供可靠性充裕保障。
（三）企業(yè)端：練好內功，建立適應市場環(huán)境下的新經營模式
建設全國統(tǒng)一電力市場的大背景下，需要包括新能源企業(yè)在內的各類發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)、售電企業(yè)等以更加開放的心態(tài)適應市場規(guī)則，通過市場的篩選與優(yōu)化，讓真正有能力的企業(yè)在市場環(huán)境下引領新能源產業(yè)高質量發(fā)展。
發(fā)電企業(yè)：市場環(huán)境下新能源發(fā)電企業(yè)受影響較大，無論是還未進入市場的企業(yè)，還是已在市場中但仍僅僅是“報量不報價”方式參與市場的企業(yè)，都面臨盈利模式“顛覆性”的改變。練好“內功”是首要的，包括對市場本質、規(guī)則的理解和認識，專業(yè)報價及交易能力的培養(yǎng)（專業(yè)團隊、報價系統(tǒng)等）；其次，利用好AI等智能工具，增強自身出力預測及市場走勢研判能力，包括短時與中長期的預測能力，以及高頻交易能力；第三，對于其他火電等傳統(tǒng)電源或儲能等新興主體，無論是否已經參與到市場，也要緊跟市場趨勢并根據(jù)自身特點明確在市場中的定位，打造形成各自參與市場交易并獲益的可行模式，除了自身參與市場外，與新能源或其他資源整合后打包參與也是平抑市場風險、增加收益的有益選擇。
電網企業(yè)：在新能源全面入市及整個電力體制深化改革的過程中，電網企業(yè)不僅是各類服務的有效提供者，也是市場健康發(fā)展的關鍵推動者，包括穩(wěn)定基礎設施的支撐，也包括市場運行所需各類信息的匯總服務。因此，電網企業(yè)一方面要進一步提升電網的傳輸能力和智能化水平，優(yōu)化電力交易和調度流程，以適應全國統(tǒng)一電力市場的需求；另一方面，聯(lián)合其他市場主體，進一步完善電力市場信息平臺，為市場參與者提供及時、準確的信息服務。
售電企業(yè)：作為市場的重要參與者，尤其是連接著電力的最終消費者，其對綠電的高效消納至關重要。一方面，通過精準的市場分析和預測，更好地應對市場變化，降低自身在高波動市場中的運營風險；另一方面，本身可以作為分布式電源與新型儲能的聚合商，探索并提供虛擬電廠等更多一體化綠電消納解決方案，滿足大規(guī)模分布式新能源入市的同時，解決本地用戶零碳能源使用需求。
（四）金融機構：創(chuàng)新電力金融衍生品，為新能源入市提供避險工具
作為電力市場間接參與者與場外服務提供者，金融機構除了在資本市場為新能源等企業(yè)提供投融資服務外，亦可在未來創(chuàng)新電力市場金融衍生品、加強相關企業(yè)風險管理等方面發(fā)揮重要作用。
資本運作方面，金融機構可通過資本市場為新能源等相關企業(yè)提供直接融資支持；同時，隨著發(fā)電、售電兩側的放開，相關企業(yè)對股權投資、債券發(fā)行、資產證券化等金融工具的需求也相應增加，金融機構可有針對性地為新能源等企業(yè)量身定制如綠色債券、綠色REITs、綠色ABS等推動能源轉型的金融工具。
融合電力市場及創(chuàng)新相關產品服務方面，金融機構可輔助電力交易機構，為相關合約交割的結算、信息披露、風險控制等機制設計提供參考；與電力交易機構一同探索搭建電力期貨、期權等衍生品市場，為市場參與者提供規(guī)避風險的工具，也為場外資金提供參與電力交易的渠道，提高全社會參與電力市場投資的積極性。
風險管理方面，金融機構可以幫助電力市場參與者進行風險評估和監(jiān)管控制。運用敏感性分析、情景分析與壓力測試等方法來量化市場風險，為參與者提供更多指示，幫助企業(yè)穩(wěn)健運行；同時，金融機構的介入有助于提高市場競爭公平性、交易信息透明度。
