“十四五”时期，光伏新增项目市场化交易电量比例会稳步提升，在中长期和现货市场机制完备的条件下，部分项目会选择全部电量进入市场。
日前，在“2020中国光伏行业年度大会”上，国家能源局新能源司副司长任育之表示，“十四五”期间，光伏应参与电力市场竞争。
对此，有业内人士指出，平价时代政策机制将大不相同，光伏等可再生能源发电量在电力系统当中的占比将不断扩大，“十四五”将是可再生能源逐步参与电力市场竞争的阶段。
在各地探索电力市场设计、逐步完善电力交易规则的新形势下，如何让以光伏发电为代表的可再生能源参与电力市场竞争成为业内普遍关心的问题。
各方必须共同破解的难题
任育之提出，在保障项目基本收益的情况下，逐步有序推动新增光伏发电项目参与电力市场。
据了解，在国家层面，对于存量和新增项目进入市场，实施区别对待。“‘十四五’时期，新增项目市场化交易电量比例会稳步提升，在中长期和现货市场机制完备的条件下，部分项目会选择全部电量进入市场。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在接受记者采访时表示。
记者注意到，江西省日前发布的《关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函》指出，初期新能源不参与现货市场，逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。
“保障性收购政策需要得到有效执行，即保障小时数以内‘保量保价’，保障小时数之外‘保量竞价’，参与市场。”在刘译阳看来，对存量有补贴项目来说，应考虑政策延续性，保障项目合理收益，不应出现改变政策承诺的变动。
“对部分光伏项目来说，市场化交易会增大其投资企业的财务测算模型难度。因为，无论有没有补贴，都按照固定的电价乘以上网电量，所以，其投资风险非常可控，也就是说，收益低，投资风险也低。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者。
彭澎认为，如果未来不是固定电价，那么，对发电企业专业化程度、风险管理能力的要求会更高。
刘译阳认为，光伏等可再生能源逐步参与电力市场竞争，是大势所趋。“至于新能源如何成功参与电力市场竞争，是‘十四五’能源行业各方必须共同破解的难题。”
确保“保量保价”收益
有业内人士表示：“分布式发电市场化交易对提升光伏项目收益率的作用有限，而且是阶段性的。”对此，刘译阳指出，“隔墙售电”对分布式光伏发电产业未来长期发展具有重大意义。
所谓“隔墙售电”，就是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者。这一模式可以赋予能源消费者参与可持续发展的权力，同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型。
刘译阳表示，“隔墙售电”除了可提升项目收益率外，更重要的是，将使分布式光伏摆脱“自发自用”的束缚，释放一批优质屋顶资源。“同时，‘隔墙售电’对综合能源服务等新业态的形成有重大作用。”
另外，光伏发电边际成本较低，还可以很灵活地做成小、微系统，用于偏远地区。“在同等价格条件下，从减少碳排放的角度讲，光伏、风电等绿色能源应优先安排发电。”彭澎认为，绿色能源需要一个更公平的市场环境。为此，她建议，电力市场应充分考虑碳排放等因素，设计更加公平的市场机制。
记者了解到，当前，部分省份没有有效执行国家相关规定。西部新能源消纳困难省份从2016年开始要求新能源参与市场化交易，各省实际执行的保障小时数远低于国家规定；部分省份只鼓励新能源参与市场交易，却没有保障电量合法收益的政策。
“项目合法收益可通过政府授权差价合约等机制得到保障。对新增项目而言，平价时代的光伏电价政策应保障基本收益，逐步扩大市场化交易比例。”刘译阳表示，政府应出台相关政策，为存量和新增项目“保量保价”部分的电量进入中长期和现货市场提供电价收益保障。
综合能源系统更有竞争力
还有业内人士指出：“对光伏投资来说，考虑的问题不应只是光伏本身参与市场化交易的收益问题，而是如何结合配电网、储能等形成具有互补性、可持续性的综合能源系统的问题。这类综合能源系统才真正具备市场竞争力。”
据了解，随着电力市场体系的建立和完善，光伏、储能成本进一步下降，光伏结合配电网、储能等综合能源系统新业态将不断迭代升级，市场化竞争优势显著。
“作为市场主体之一的光伏参与电力市场交易，本身就不可能将自身收益问题与其他市场主体割裂开来。”刘译阳表示，电力市场机制的基本作用就是优化资源配置，综合考虑环境、资源成本和收益等因素，按照总成本最小化原则确定各类资源组合。
“一种能源在电能量市场、辅助服务市场、未来容量市场上寻求与其他能源的互补平衡，在达到自身利益最大化的情况下，也满足综合能源系统整体成本最低的要求。这是激励相容原理在电力市场交易机制的体现。”刘译阳认为，这类综合能源系统不是静态的组合，而是电力市场动态匹配的某个时期的优化组合。
价格可以指导整个能源市场不同的商业投资。彭澎指出：“如果峰值电价经常出现，就会有大量灵活性电源加入这个系统。假如光伏本身用低价竞争获得优先发电权，就肯定没有义务支付额外的灵活性费用或电网稳定费用。”
