直接交易能否解决光伏风电消纳难题？

日前，国家能源局发布了《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》(下称“《通知》”，提出了“做好可再生能源发电直接交易工作”的要求，“鼓励可再生能源发电企业作为市场主体积极参与市场直接交易并逐步扩大交易范围和规模，鼓励超出可再生能源保障利用小时数的发电量参与市场交易”。

事实上，类似的关于促进可再生能源消纳的指导文件，国家能源局每年都会发布，但以往更多着重于做好外送通道建设工作和加强风电场管理及并网服务等方面，这次的《通知》第一次明确提出要做好可再生能源的直接交易，并且将其放在比较重要的位置。结合去年发布的《电力中长期交易基本规则》(征求意见稿)，力推可再生能源参与市场交易的思路显得比较明确。

然而，目前部分省份的做法已经表明，通过新能源参与直购电的方式来促进新能源消纳令人存疑。

当前可再生能源参与直接交易的电量其实还是微不足道。根据国家可再生能源中心的数据，甘肃是目前可再生能源参与直接交易规模较大的地区，但真正实现的交易电量相对于被弃掉的电量还是微不足道的。

根据甘肃省电力公司统计，2015年下半年期间，新能源发电企业与电力用户直接交易电量累计达到4489.60万千瓦时，但甘肃地区光是风电的弃风率均值就超过30%，在过去的2015年更是严峻，11月，风电发电量8.19亿千瓦时，弃风电量达到7.07亿千瓦时。对比之下，直接交易的电量对可再生能源的消纳几乎没有实质性的帮助。

有分析人士认为，目前，可再生能源直接交易量小的原因主要是因为政策还没有完全明确，另一方面，在技术层面没有现货市场支持不便于交易量计量。但对新能源企业来说，直接交易无法盈利才是影响他们参与直接交易的积极性的主要原因。

这一做法已蔓延至多个省份，甘肃、云南和宁夏等多地均要求新能源企业参与直购电。今年1月，一份由五大发电集团旗下的新能源企业联署的意见函被递交到了国家发改委。

甘肃一发电企业一位知情人士确认，这一意见函反映的主要就是甘肃目前新能源企业参与直接交易的矛盾和问题。2015年甘肃陆续出台了几个关于新能源参与直接交易的政策和细则文件，大力推动可再生能源直接交易，以期通过市场交易解决当地极其严重的新能源限电问题。但这套交易机制受到新能源企业的普遍质疑，认为其只能降低电价，不能解决消纳问题。

在这一机制下，新能源的收益将大大低于此前。因为新能源企业的相当部分发电量需要通过竞争获得。而供远远大于求的情形下，新能源企业唯有通过降价甚至是零电价来赢得竞争。直购电以外的电量方可以标杆电价结算。据这些企业上函的意见所说，2016年甘肃要求新能源发电量中的50亿千瓦时纳入直购电大盘子，以1：4与火电企业打捆交易(其他媒体误传50亿千瓦时电量为保障性电量)。

而参与直接交易，等于让新能源与火电竞价，要拿到合同报价就要低，参考甘肃电力公司《2015年新能源发电企业与电力用户直接交易结果》，成交价格在-350元/千度到-70元/千度之间。如此大幅度的让利让很多新能源企业在直接交易中遭受亏损，造成无论参不参与交易都面临亏损的两难局面。

甘肃直购电报价完成后，新能源企业多有抱怨，通过各种渠道表达不满，上述的联名上函仅为其中一法。当地成立的新能源发电企业联合会也联合了当地一百多家新能源发电企业向省政府表达意见，文末盖有一百多个公司印章。

经过新能源企业多番力争，甘肃省方面新能源直接交易规模由原定的50亿千瓦时变更为12.5亿千瓦时，并重新进行报价。由此，新能源企业比第一次方案减少约11亿元。

由此可见，参与直购电并不能促进消纳，反而可能导致新能源企业降低收益。直接交易要对可再生能源的消纳起到实质性的促进作用，需要在可再生能源保障收购政策和市场机制较好融合的基础上进行。甘肃的问题就在于可再生能源的保障性收购根本无法执行，让新能源到直接交易市场跟火电竞价，企业无利可图当然不乐意。

但除了所谓的联名上函，企业也找不到其他有效举措，因为这是一个叠加的僵局。这种发电权的矛盾激化很大程度上是源于甘肃等地新能源装机井喷式增长，加之目前用电需求下降的形势，消纳问题愈发严重。根据中电联的统计数据，甘肃、新疆等风电大省去年全社会用电量都是负增长，低于-5%。

在这样的形势下，尽管《可再生能源全额保障性收购管理办法》已出台，但没有更清晰的让渡机制，对发电权矛盾也无甚实质缓解；保障收购和市场交易机制之间脱节，直接交易对可再生能源的消纳自然也难以起到多大的促进作用。

与促进消纳相比，国家和地方主管部门更应该做的是，在核准项目时应该规划好发出来的电量可以往何处消纳，如何消纳。否则这一问题定会愈演愈烈。

在电力行业市场化改革加速前行时，新能源企业拿着国家补贴同时享受电量全额收购的日子能持续多久并不乐观。市场也许不会相信联名上函。