国家发改委、国家能源局日前发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。《通知》提出，要引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

如何引导？

“这是国家层面首次确认可再生能源参加现货市场交易，意味着可再生能源将在逐步市场化的环境下完成碳达峰、碳中和目标。”某发电企业研究人员表示，《通知》对于新能源参与市场化交易具有突破性的引导意义。

“此后，新能源项目在投资规划中，将不再像过去一样，完全按照固定电价、固定小时数收益的因素去核算，而是要结合市场化因素对项目的接入电价进行预测。”上述市场研究人员强调，不仅是电价预测，在新能源进入市场化交易后，项目的发电优先排序、出力曲线等都将成为收益测算的重要指标。“例如，只有出力曲线尽可能地靠近需求曲线，项目才会有最优收益。”

10%意味着什么？

根据《通知》，新能源项目参与市场化交易的比例为预计当期电量的10%。那么这一数值是如何确定的？对新能源发电项目而言又意味着什么呢？

据了解，在首批电力现货市场试点中，已有省份对可再生能源项目参与市场交易进行了大规模开放。以甘肃省为例，根据甘肃省工信厅2021年发电量安排专题会议的要求，2021年甘肃省风电、光伏保障性消纳电量总计137亿千瓦时，同年甘肃省新能源最大发电能力目标在415亿千瓦时。据此测算，甘肃省新能源保障性收购电量占比仅为1/3左右。换言之，约有2/3的新能源电量需要进入市场进行交易。

“现阶段，在初期试点过程中，最主要的还是要保障市场主体的收益是稳定的。即便是对于此次公布的10%的比例，这部分电量是否参与交易，目前市场主体也是可以自主选择的。希望通过试点先行，特别是新增可再生能源发电项目没有国家补贴的情况下，让新能源发电适应市场并获得回报。”有参与《通知》出台的相关知情人员表示，随着可再生能源消纳保障机制的推行，目前电力市场对于可再生能源的购买意愿还是比较强烈的。“而且通过前期的调研和测算，相信可再生能源逐步通过市场获得收益的道路是可行的。”

研究人员还指出，目前10%的交易比例中并未区分增量和存量项目，对于既有光伏扶贫、光伏领跑者等项目也没有特别说法。“而且随着试点的推进，这一比例可能也会有所调整。特别是在一些可再生能源资源比较富集的地区，放开的规模可能会慢慢增大。”

同时，上述知情人透露，在10%的市场化交易外，剩余90%电量仍将采取原有方式，“该保障性收购的保障性收购，该拿国家补贴的拿国家补贴。”

何为全生命周期保障收购小时数？

《通知》特别强调，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

对此，有新能源行业专家指出，“全生命周期保障收购小时数”的概念还需进一步明确。“有最低保障收购年利用小时数、有全生命周期合理利用小时数，那什么又是全生命周期保障收购小时数呢？到底是通过最低保障收购年利用小时数和电站寿命综合计算得出？还是参考全生命周期合理利用小时数执行？这一点国家层面还没有明确说明。”

针对这一问题，知情人也表示，将参照全生命周期合理利用小时数的规定执行，换言之，合理利用便要保障收购。

去年9月，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号，下称“426号文”），明确核定了存量可再生能源发电项目的全生命周期合理利用小时数。“426号文”同时强调，全生命周期合理利用小时数的确定是基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素。其中，风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。生物质发电项目，包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目，全生命周期合理利用小时数为82500小时。

此外，针对试点过程中可再生能源发电项目通过市场化交易竞争上网的相关问题，上述知情人表示，国家层面也在研究尽快出台具体的配套细则，以便引导产业健康发展。