（来源：微信公众号“中国电业与能源” 作者：黄少中 刘光林）
一、新能源因固有缺陷将面临诸多市场挑战
面对环境污染、资源枯竭和全球变暖问题，人类意识到靠消费化石能源难以为继。越来越多的国家和地区将目光投向易获取、无公害、不枯竭的风电、光伏等新能源或可再生能源。固然，新能源具有许多化石能源不具备的优势和特点，但新能源也存在明显缺陷，“靠天吃饭”就是其先天短板。
1.新能源的缺陷客观存在
天有不测风云。风电和光伏等新能源最显著的缺陷就是具有随机性、间歇性和波动性，出力难以保持持续、稳定、均衡，其发生时间、持续时长、发生强度均难被准确掌握。
风的发生，有大的规律，但无法精确预测。比如，风有季节性特征，但起风的具体时间、风力大小和持续时长则不好判断。光也是大致与季节相关，一般是夏季强、冬季弱，春秋介乎其间，但具体到某一天的光照强度和持续时间，则很难作出精确判断。
另外，还有“极热无风、极寒无光”等极端情况——越是需要能源时，新能源越有可能“掉链子”。
2.新能源面临诸多市场化挑战
进入电力市场化交易阶段，传统的由电网调度主导的系统平衡模式，逐步转向由市场与调度双重主导的平衡模式。对于发电侧而言，市场化平衡的本质就是按合同约定定时定量地提供出力，而这恰恰是新能源的“软肋”。进入市场，新能源的先天缺陷全部转化为运行成本，导致新能源的市场竞争力大打折扣，面临巨大市场挑战。
1）负担较高的系统调节费用。
由于新能源具有出力不稳定的先天缺陷，其大量接入电力系统，必然导致电网的稳定与平衡条件更加复杂，平衡难度也相应加大，所需辅助服务资源也必然增多。同时，新能源出力主要受季节和天气制约，功率输出的灵活性较差，因此新能源对于系统平衡的贡献度也相对较低，无法成为优秀的辅助服务提供方，而只能作为受益方。随着电力辅助服务市场的建立并不断完善，根据“谁受益、谁承担”的原则，新能源必然要支付一笔不菲的辅助服务费用，这无疑会进一步增加新能源参与市场的成本。据报道，2021年全国多数地区新能源承担的电力辅助服务费用为0.3元/千瓦时上下，且近年来辅助服务价格呈持续上升趋势。
2）承担的偏差考核费用较多。
在市场条件下，新能源不像化石能源那样可在一定范围内灵活控制输出功率，其调整出力的空间不大，很难按合同约定的曲线精确输出功率，最终导致实际结算电量与合同约定的偏差较大，因此新能源参与市场还面临很大的偏差考核风险。据了解，前两年山西一座5万千瓦风电场1个月所承担的偏差考核费用就达几十万元。从有关地区来看，新能源参与市场后收益均不同程度地减少，参与现货市场的尤为明显，在一定程度上增加了新能源的市场化成本，影响其市场竞争力的发挥。
3）受到的系统歧视较为严重。
平心而论，几乎谈不上什么灵活性、不利于调度控制的新能源，很难得到电力系统的青睐。与传统化石能源相比，新能源能量密度低，且通常都是分散式接入电网，这对系统潮流、电压和频率稳定都带来一定冲击，对电网安全稳定运行带来严重影响。同时，容量可信度比较低的新能源不断接入电网，也增加了系统的备用成本，以至于在系统灵活性、调节性资源不足的情况下，“鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模”——这相当于为新能源接入电网设置了更高门槛，又让其增加了更多的成本，使其市场竞争力进一步打了折扣。
二、新能源的优势未能在市场上充分体现
1.新能源具有多种优势
相对于传统化石能源，新能源也具有诸多优势，比如，基本不受资源约束，可以说取之不尽、用之不竭；绿色、低碳甚至零碳排放，不产生环境污染和温室效应；一次能源易于获取，设备易于运维，运行成本低等等。
1）资源优势。
发展新能源门槛较低，有空气和阳光的地方，就可以开发风电和光伏项目；新能源储量大，仅风能和太阳能就可满足全世界的用能需求；且不用担心资源枯竭而出现能源危机。
据估算，全世界风能总储量约1300亿千瓦，我国风能总储量约16亿千瓦。中国工程院提出的我国陆地风能资源基本结论是：在50米高度陆地风能技术可开发量就达14亿千瓦。中国气象局风能太阳能资源评估中心2015年公布的评估成果显示，在70米高度，我国陆地风功率密度达到200瓦/平方米以上的风能资源技术可开发量为50亿千瓦。
我国还具有丰富的太阳能资源，每年地表吸收的太阳能约相当于1万亿—7万亿吨标准煤。根据中国气象局风能太阳能资源评估中心估算，我国全部陆地太阳能资源理论储量为1.86万亿千瓦。
2）环境优势。
生产和消费可再生能源，不仅不排放有害气体和烟尘，也不排放二氧化碳等温室气体，可有效保护环境，并避免或延缓全球气候变暖。
资料显示，每燃烧1立方米天然气产生二氧化碳1.885千克；每燃烧1千克标准煤产生二氧化碳2.620千克；每燃烧1千克原油产生二氧化碳3.1千克。
大规模利用清洁能源，可以有效减少化石燃料消耗，从而减少污染物与温室气体排放。2021年，我国可再生能源利用总量达7.5亿吨标准煤，减少二氧化碳排放约19.5亿吨。
3）运维优势。
新能源发电不需要运输和使用煤炭、石油、天然气等一次能源，建成后基本不需要公路、铁路、港口、管输设备、仓储空间等基础设施。另外由于基本不需要燃料，所以新能源发电系统结构简单，易于操作维护，可节省大量人力、物力。随着装备制造技术水平进一步提升，新能源的发展前景会更加广阔。
2.新能源优势难以市场化体现
尽管新能源有多种优势，但无论在电力市场还是在碳市场上均未得到彻底体现，尤其是其低碳优势，现阶段还不能得到完整而充分地兑现，这成为制约新能源顺利实现市场化发展的瓶颈。
1）在电力市场难体现全部优势。
由于可再生能源发电所需一次能源可以免费获取，其边际成本近乎为零，所以新能源的资源优势可以在市场上得到体现，具有一定的竞争力。同时，受《火电厂大气污染物排放标准》等约束，化石能源企业基本都进行了环保改造，这意味着化石能源在报价中附着了环境成本。相对而言，可再生能源的低（零）污染优势也得到了体现。
然而，由于现阶段尚无相关政策约束，化石能源发电企业并未被强制要求采取与碳减排有关的措施，所以也未在电力市场报价中包含相应的“碳成本”。正因如此，新能源的低碳优势很难得到体现，相当于“阉割”了其一部分竞争力。
2）在碳市场未完全体现低碳价值。
碳市场是可以让化石能源为碳排放买单的市场，但碳市场以碳排放权为标的，比拼的是相对降碳能力，同时由于碳市场还不完善，其覆盖范围、交易规模、竞争程度，以及由此产生的碳价水平，很难令人相信化石能源承担了应承担的碳成本。也就是说，新能源的低碳价值在碳市场上也不能得到完全体现。
经过多年发展，我国新能源装备技术不断进步，成本持续下降，在传统电力购销模式下，终于接近或实现“平价”上网。然而在市场化交易机制下，新能源又增加了偏差考核费用与辅助服务费用分摊方面的支出。如果新能源在电力市场上新增的度电支出明显高于化石能源在碳市场上的度电支出，就会让新能源再次丧失市场竞争力。
3）其他市场短时难以发挥作用。
以绿色消费理念和可再生能源配额制为基础，催生了绿色电力证书交易市场和绿色电力交易市场，这两个市场本就是为实现可再生能源的环境价值而存在的。然而在我国，这两个市场发育还不够成熟，交易规模也非常小，尚难发挥应有作用。
2021年9月7日启动的绿电交易试点，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交价较当地中长期交易价格增加3分/千瓦时—5分/千瓦时。不过，这一成交量与当年2.49万亿千瓦时的可再生能源发电量相比，如同杯水车薪。
绿证交易同样如此。据统计，2017—2021年全国累计核发风电绿证2736万个、挂牌558万个、交易7.2万个，累计核发光伏绿证约402万个、挂牌52万个、交易0.02万个。然而，仅2021年一年全国的风电和光伏发电量就分别为6526亿千瓦时、3259亿千瓦时，可见绿证核发率、挂牌率和交易率之低，也同样无法体现绿色能源的环境价值。
另外，现阶段用户是否参与绿电和绿证市场还出于自愿，可再生能源配额制有待真正落地。
上述问题，在一定程度上阻碍了新能源在两个市场的环境价值体现。
三、影响新能源竞争力发挥的原因分析
新能源的市场竞争力得不到充分发挥，主要是因为其为自身缺陷支付了成本的同时，却很难因自身优势而得到应有的补偿。“赏罚”不均的背后，有深层次原因。
1.市场对新能源“罚”大过“赏”
新能源的低碳价值之所以得不到充分体现，其出力不稳定的缺陷之所以被放大，主要是因为受益于其低碳价值和被其出力不稳定缺陷所影响的并非处于同一范畴，更遑论同一群体——承受其出力不稳定冲击的是电力行业，享受其环境价值的是全社会。这种“付出”与“回报”主体的错位，为阻碍新能源市场竞争力的发挥埋下了伏笔。
就电力行业而言，新能源属于不算友好的能源品类。大规模消纳新能源，让电力系统承受了巨大的安全性冲击，且消纳越多，风险越大。而电力行业又恰恰是将安全看得比天还大的行业，为了消弭因消纳新能源带来的风险，不但需要增加技术研发投入来升级系统，而且还要配备足够规模的灵活性调节资源。如果因此产生的成本无法向下游或全社会疏导，这部分成本势必由新能源自己承担，如此一来必然会降低新能源的市场竞争力。而作为新能源环境价值受益方的全社会，由于其并非一个结构紧凑的利益主体（现实中，代表全社会环境利益的通常只是政府的环保部门），所以“全社会”不可能给予新能源足够的回报与支持。
综上可见，新能源为自身缺陷受到了应有的“罚”，却没有因自身优势而得到完全的“赏”，这是影响其市场竞争力发挥的重要原因。
2.市场对化石能源“赏”大过“罚”
对于电力行业而言，化石能源出力稳定且易于调度，对电力系统表现得十分友好，所以深受行业青睐，并能作为灵活性调节性资源在系统中获利。然而，化石能源对环境并不友好。它除了向大气中排放污染物之外，还排放二氧化碳、甲烷等温室气体，影响的对象是全社会。但这个“全社会”目前除了通过“碳市场”让化石能源支付一定的碳成本之外，尚难采取更强力措施向其彻底“追讨”全部环境成本。
所以说，化石能源可以因自身优势充分获利，却没有彻底为自身缺陷买单，也就是说市场对化石能源“赏”大过“罚”。
3.尚不能对“碳”进行市场化定价
新能源出力不稳定的缺陷，可通过投入灵活性调节性资源予以弥补。只要有资源投入，就能够核算出成本，就可以在市场上实现回收，按照“谁受益、谁承担”的原则，新能源很容易为自己的缺陷买单。只不过，化石能源却很难为自身的“高碳”缺陷承担足够的成本，这就导致新能源的低碳优势很难完全通过市场化方式得到发挥。
有人可能认为，化石能源已通过碳市场为碳排放完成了买单。其实，这种认识是不准确的。通过碳市场，化石能源只是为一小部分“碳排放权”承担了成本，并不是为所排放的全部“碳”（这里指温室气体）支付了费用，这是其一；其二，碳排放权成本由碳市场决定，而“碳”成本则由“低（零）碳排放改造”或者“碳达标排放改造”产业投资多少来决定，或者说应该由CCUS市场来决定。事实上，目前还没有“低（零）碳排放”政策指标约束，而CCUS领域无论是技术水平还是市场完善程度都还不够。所以，这里有一个如何科学核算化石能源“高碳成本”或者可再生能源“低碳价值”的问题。问题是，既然不能核算化石能源的“碳”成本，就不能让化石能源为“碳”买单，当然也就不能完全体现新能源的低碳优势。
四、新能源参与市场交易的建议
我国“富煤”的资源禀赋，决定了在碳达峰前后很长一段时期内新能源尚不足以担当主力，化石能源仍是“压舱石”。有鉴于此，本文也是在确保能源安全且新能源尚未成为主体能源的前提下，研究新能源参与市场的问题。
要确保新能源在市场上站稳脚跟，必须统筹行业与社会，兼顾成本与效益，同时用好有为政府和有效市场两种手段，综合评估与实现新能源的行业价值与环境价值，打通能源行业与全社会之间成本疏导与价值传导的渠道，实现责任同担与利益共享，在更大范畴、更广领域评估和认可新能源的环境价值，尊重其价值体现，给予其环境补偿，最终实现能源的清洁低碳转型，助力加快建设新型能源体系。
1.全社会共担消纳新能源的成本
出力不稳定，是新能源的固有特性，不以人的意志为转移，更不以新能源投资方的意志为转移，甚至不会随新能源技术发展而彻底改观。消纳出力并不稳定的新能源，是全人类为保护环境所必须付出的代价，也必须承受由此带来的必要成本。更何况在实际运行中，新能源的优势尚未得到全面补偿，所以更应该包容其缺陷，因消纳新能源而增加的系统成本不应由新能源单独承担，理应由全社会共担。
依据上述思路和原则，可以分别采取如下两种策略：一是，由新能源在电力市场上承担系统调节性成本，但在市场外通过其他方式获得补偿；二是，新能源尽量少地承担调节性成本，将所增加的系统调节费用通过一定方式分摊到用户电价中去。
2.新能源参与碳市场兑现环境价值
环保部门根据化石能源消费总量预测，测算出年度碳排放总量指标；再根据发电量占比，将碳排放权总量指标分配给所有发电项目（包括新能源项目）。新能源所拥有的碳排放权指标，正好对应化石能源的指标缺口，新能源可以在碳市场上靠出售碳排放权指标获利。
此举的好处是，让电力市场和碳市场进行有效衔接，在两个市场之间实现成本与价格的传导，新能源在电力市场上“失去的”，可以在碳市场上“赚回来”，从而为新能源发展营造了一个既兼顾权利又体现义务、既实现价值又担负成本的公平市场环境。
3.做好政策统筹，避免重复施策
从可再生能源的角度看，它需要在电力市场上为出力不稳定的劣势买单，但可以在绿证市场上为自身的清洁低碳获得收益，并能通过绿电市场获得更多交易机会与成交量，且可以收获较高的交易价格。从化石能源的角度看，它可以在电力市场上为出力稳定且可灵活调节获得收益，但需要在碳交易市场上为其高碳排放买单。
无论是给化石能源追加环境成本，还是让新能源获得环境收益，其目标是一致的，都是为了促进能源转型，实现能源行业以及全社会的可持续发展。但这里面可能存在一个重复考核与重复激励的问题。
在上述多个市场之间，及其涉及的多项政策之间，以及多目标任务之间，必须做好统筹协调，或相互配合或重点发力，一定要避免出现重复考核或过度考核，以及重复激励或过分激励等问题。否则，同样不利于能源清洁低碳转型，同样会影响新型能源体系的建立。
黄少中，中国能源研究会研究员，中国能源研究会碳中和产业合作中心主任。
刘光林，《中国电业与能源》杂志记者、编辑。
