2018年上半年，迫于限電及保障利用小時數(shù)未完成的窘境驅(qū)使，中國的大型風(fēng)電發(fā)電公司以折扣價出售24%的發(fā)電量。由于補貼的存在，即使以21%-92%的折扣水平出售，市場化電量交易仍然有利可圖。目前的交易缺少足夠的規(guī)模、穩(wěn)定的價格及合同長度，不足以成為風(fēng)電項目完全依靠的收入來源。即將出臺的配額制也很難使得市場化交易成為支撐項目經(jīng)濟性的主要途徑。

風(fēng)電發(fā)電企業(yè)通過市場化交易減少棄風(fēng)電量，獲得額外收入及補貼。2017年，中央政府的保障利用小時數(shù)規(guī)定本可確保北方各省理論發(fā)電量中69-89%的電量收購。但在一些地區(qū)，實際情況并不如此，落實的利用小時數(shù)低于保障水平，地方政府甚至強制一部分保障電量進入市場折價銷售。

目前，至少有15個省份允許風(fēng)電參與市場化交易。云南省走在改革的前面，在2018年上半年，大型發(fā)電集團風(fēng)電發(fā)電量中的68%參與了市場交易。

盡管交易合同明確電源品種，但市場化的風(fēng)電價格已經(jīng)達到或低于煤電價格。這表明市場參與者并不區(qū)分電源品種，并理解補貼的存在和較低的邊際成本應(yīng)該使得可再生能源的電價更低。

自2017年以來，風(fēng)電市場化交易的電價折扣(不含補貼)在21%-92%之間，最低的新疆冬季供暖電價為20元/MWh(3美元/MWh)。直購電及發(fā)電權(quán)交易電價波動最大，而跨省跨區(qū)交易價格相對穩(wěn)定。

可再生能源配額制難以支撐一個有活力的綠證市場;綠證本有望支持無補貼風(fēng)電項目的經(jīng)濟性。配額制將更加側(cè)重保障和提高已建成項目的利用小時數(shù)。

一組數(shù)據(jù)

15

風(fēng)電可參與市場化交易的省(區(qū))數(shù)量

$3/MWh

公開披露交易中風(fēng)電的最低價格(不含補貼)

68%

2017年云南風(fēng)電發(fā)電量市場化交易比例