新能源发电进入现货市场交易是利空还是利好

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。

2021年12月8日，国家发改委、国家能源局等四部门对外发布《贯彻落实碳达峰碳中和目标要求 推动数据中心和5G等新型基础设施绿色高质量发展实施方案》（以下简称《方案》），提出到2025年，数据中心和5G基本形成绿色集约的一体化运行格局，数据中心运行电能利用效率和可再生能源利用率明显提升。

《方案》对未来几年数据中心如何实现绿色集约化发展指明了方向。但实际落实中，波动性强的可再生能源如何同需要持续用能的数据中心结合？在西部省份自身也要符合能源“双控”的大背景下，数据中心要实现“东数西算”还需要哪些障碍要克服？带着这些问题，《中国能源报》专访了国际环保组织绿色和平东亚地区气候与能源项目经理叶睿琪。2021年5月，绿色和平发布了《中国数字基础设施脱碳之路：数据中心与5G减碳潜力与挑战（2020-2035）》报告，对中国数据中心与5G等数字基础设施的能耗与碳排放趋势做出预测。

问：相较于对节能技术与指标的重视程度，数字基础设施产业整体仍未大规模应用可再生能源。在行业实践中，目前已有5G或数据中心应用光伏加储能的商业项目，据贵机构观察，扩大可再生能源在数据中心的应用，在技术上、政策上分别需要克服哪些难题？

叶睿琪：为了推动数据中心行业迈向碳达峰与碳中和，扩大数据中心行业的可再生能源应用规模，我们建议可以从两方面着手：

一方面，进一步升级激励约束机制，正如近日中央经济工作会中所指出的，加速实现“能耗双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。在管理数据中心能耗时，从考核数据中心的能耗使用总量与强度过渡至考核数据中心的二氧化碳排放总量与强度，加上数据中心的可再生能源采购与使用总量。同时，还需要进一步完善相关考核体系，将数据中心可再生能源使用比例作为考核指标之一，统筹数据中心的规模化发展与绿色低碳转型。

另一方面，进一步完善数据中心产业使用可再生能源的市场机制，从全国可再生能源市场化交易现状来看：一是需要加速将绿色电力交易试点、省间可再生能源现货交易试点向全国推广；二需要是进一步提高可再生能源电力在特高压通道中的比例，推进可再生能源的跨省跨区交易；三是落实分布式市场化交易机制，以推动本地化分布式可再生能源如分布式光伏与风电的交易。

问：绿色和平曾建议，完善数字基础设施产业使用可再生能源的考核体系，将“双控”目标与新建数据中心的审批政策挂钩，将数据中心可再生能源使用比例作为考核指标之一。据贵机构掌握的情况，国内已经有这样做的区域了么？

叶睿琪：目前，北京市发改委已经明确将数据中心可再生能源使用比例作为规模以上新建或改扩建的数据中心项目考核指标之一。根据北京市《关于进一步加强数据中心项目节能审查的若干规定》，“项目节能报告中应当包括可再生能源利用方案。新建及改扩建数据中心应当逐步提高可再生能源利用比例，鼓励2021年及以后建成的项目，年可再生能源利用量占年能源消费量的比例按照每年10%递增，到2030年实现100%（不含电网既有可再生能源占比）。”

除此之外，多数省市针对数据中心可再生能源使用以方向性鼓励性政策居多，尚未提出具体量化目标，比如根据上海市经济信息化委与市发展改革委《关于做好2021年本市数据中心统筹建设有关事项的通知》，“新建数据中心项目要加大分布式供能、可再生能源使用量的占比，鼓励采用余热回收利用措施，为周边建筑提供热源，提高能源再利用效率。”

问：西部地区电力、能源资源丰富，可承接数据备份及部分高延时业务。国家也在推行“东数西算”，可是在地方能耗“双控”的大前提下，西部省份接收数据中心的积极性会否受到影响？

叶睿琪：正如近日中央经济工作会中所明确，“要科学考核，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，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。”

虽然目前部分约束激励政策还有待衔接，未来，随着能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，可以预测西部地区将更积极地为数据中心产业发展提供良好的可再生能源资源。

同时，随着《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》的进一步落实，包括贵州、内蒙古、甘肃、宁夏等地在内的全国一体化算力网络国家枢纽节点将成为数据中心产业发展的重点区位。

中国建立电量市场的地区很多，比如珠江三角洲、长江三角洲等经济发展强势地区。分区域来看，华北、南方、西北三个区域销售电量市场化率较高，均超过了35%，对全国电力市场化建设有引领作用。

华中、东北区域销售电量市场化率相对较低，与华中地区水电比重较高、东北地区用电增量有限等情况有关。建立电力现货市场意义重大，有利于通过市场机制发现电力价格，有利于资源优化配置，有利于促进可再生能源消纳。

电量市场的发展要求

《通知》明确将推进各类发电企业进入市场，要求加快放开煤电机组参与电力直接交易；在统筹考虑和妥善处理电价交叉补贴的前提下，有序放开水电参与电力市场化交易；在保证安全的情况下，稳妥有序推进核电机组进入市场，在保障优先发电计划外，鼓励核电机组通过参与交易实现多发。

在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促进消纳。

2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。

一是计划与市场双轨运行问题。

我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。

面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。

二是省间与省内市场衔接问题。

目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。

实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

三是中长期交易与现货市场衔接问题。

在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。

建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。

四是新能源参与电力市场问题。

目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。

新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。

五是市场力风险防范问题。

我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。

市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。

六是调峰调频资源参与市场问题。

近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。

逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。