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生物質(zhì)發(fā)電在電力交易市場中，特別是在現(xiàn)貨交易領(lǐng)域，仍難有實質(zhì)性參與。
步入3月，新一輪電改已滿8個年頭。在全國20余個省份中，新能源參與電力市場化交易已屢見不鮮，青海、云南、新疆、甘肅、寧夏等地新能源市場化比例更是超過50%。
作為新能源電力中的“小眾群體”，在電力交易市場中，生物質(zhì)發(fā)電也同樣參與度不高。特別是在現(xiàn)貨交易領(lǐng)域，時至今日，仍難有實質(zhì)性參與。
現(xiàn)貨交易尚未推廣
中長交易仍占主導(dǎo)
事實上，在全國范圍內(nèi)，允許生物質(zhì)發(fā)電參與現(xiàn)貨市場交易的省份并不多。
2021年，吉林省先行先試，在《吉林省2021年度非市場化電量分配方案》中明確表示，農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電和垃圾發(fā)電機組不再實行全額保障性收購，在規(guī)定的非市場化電量外，超額電量參與市場交易。吉林省也就此成為國內(nèi)首個提出將部分生物質(zhì)（農(nóng)林生物質(zhì)和垃圾）發(fā)電電量推入市場的省份。
中節(jié)能咨詢公司原副總經(jīng)理袁寶榮向記者介紹，在部分農(nóng)林生物質(zhì)和垃圾發(fā)電電量參與市場化交易的第一年，吉林省統(tǒng)一按照5000發(fā)電小時數(shù)來確定非市場化電量，這一數(shù)字比2020年吉林省農(nóng)林生物質(zhì)和垃圾焚燒發(fā)電企業(yè)平均發(fā)電小時數(shù)高出600小時，比燃煤火電利用小時數(shù)高出1014小時。
此外，今年2月8日，新疆發(fā)展改革委印發(fā)《新疆維吾爾自治區(qū)2023年電力市場化交易實施方案》，方案明確提出燃煤、生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)進入電力市場，生物質(zhì)、資源綜合利用發(fā)電企業(yè)視為火電企業(yè)參與市場化交易。新疆2021年起投產(chǎn)的新能源平價項目發(fā)電量全部納入電力市場，執(zhí)行相關(guān)目標上網(wǎng)電價政策。但袁寶榮表示：“盡管如此，新疆的新能源發(fā)電電量目前僅限于參與中長期交易，生物質(zhì)發(fā)電也尚未納入現(xiàn)貨市場交易范疇?！?/p>
長期專注于生物質(zhì)發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的湖南啟元律師事務(wù)所主任袁愛平表示，雖然國內(nèi)有20余個省份的新能源參與了電力市場化交易，但都是以中長期交易為主，而生物質(zhì)發(fā)電則尚未納入現(xiàn)貨市場交易范疇。
國際成熟現(xiàn)貨交易模式
提供借鑒經(jīng)驗
“目前，我國生物質(zhì)發(fā)電參與電力現(xiàn)貨市場確實還存在一些問題，但放眼全球，特別是在丹麥和德國等歐洲國家，相應(yīng)的模式已經(jīng)非常成熟?！敝袊a(chǎn)業(yè)發(fā)展促進會副秘書長兼生物質(zhì)能分會秘書長張大勇指出，在上述國家中，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)每年約有1/3的收益來自于市場化的電力交易，現(xiàn)貨交易更是非常活躍。
根據(jù)國際能源署生物質(zhì)能執(zhí)行委員會發(fā)布的《2021 IEA 生物質(zhì)能國家報告》，2021年，丹麥總發(fā)電量為334億千瓦時，其中生物質(zhì)發(fā)電占比達到23.17%。張大勇介紹，由于歐盟浮動電價機制的普及，包括丹麥在內(nèi)的北歐國家，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)基本都參與了電力現(xiàn)貨交易。
以丹麥為例，張大勇介紹，由于丹麥家庭中常年有生活熱水供應(yīng)，國內(nèi)的熱能消費旺盛，熱價長期高于電價。為此，丹麥的生物質(zhì)能項目多以熱電聯(lián)產(chǎn)方式開展生產(chǎn)經(jīng)營。得益于成熟的儲熱技術(shù)，生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)隨著電價的波動實時調(diào)整發(fā)電量。企業(yè)在用電高峰、電價高昂時直接參與電力現(xiàn)貨交易；電價低谷時，企業(yè)會減少發(fā)電量或?qū)⒂嚯娹D(zhuǎn)化為熱能儲存，出售熱能用以盈利。“現(xiàn)貨市場有時還會出現(xiàn)負電價情況，有些企業(yè)還會趁機‘買電’儲熱，賺取利潤。”
專家建議
現(xiàn)貨交易推行應(yīng)瞄準產(chǎn)業(yè)痛點
那么，我國生物質(zhì)發(fā)電參與市場交易為何推進遲緩？現(xiàn)貨市場又為何遲遲未有突破？
袁愛平表示，目前在全國開展生物質(zhì)發(fā)電參與電力現(xiàn)貨交易還存在兩大“痛點”。首先，可再生能源預(yù)測精度相對較低，可能面臨較大的市場價格波動風險，承擔較重的偏差電量考核或平衡成本。其次，涉及可再生能源消納和參與市場的政策種類較多。包括可再生能源補貼機制、可再生能源消納責任權(quán)重機制等政策之間的協(xié)調(diào)有待加強，可再生能源現(xiàn)貨交易與中長期合約、綠電交易、碳交易間的高效銜接也是需要考慮的問題。
對此，袁愛平建議進一步擴大電力現(xiàn)貨交易試點范圍，將生物質(zhì)發(fā)電納入電力現(xiàn)貨交易試點范疇。他表示：“應(yīng)明確生物質(zhì)發(fā)電存量項目參與現(xiàn)貨市場的電量，而項目的原有補貼應(yīng)繼續(xù)保留，基準電價按照電力市場價格執(zhí)行。初期建議各地采用‘保量保價’的方式，鼓勵生物質(zhì)發(fā)電項目自愿進入電力現(xiàn)貨市場?！?/p>
同時，他也希望能夠出臺相關(guān)政策支持生物質(zhì)發(fā)電項目進行改造。不僅要進行能源燃料技術(shù)、環(huán)保設(shè)施的技術(shù)改造，也要鼓勵生物質(zhì)發(fā)電項目新、改、擴建儲熱設(shè)施，以適應(yīng)電力現(xiàn)貨市場的靈活性調(diào)整。為此，國家應(yīng)撥出專項補貼作為支持，以進一步加強企業(yè)對市場化轉(zhuǎn)型的適應(yīng)能力。
