“這是國家層面首次確認可再生能源參加現貨市場交易，意味著可再生能源將在逐步市場化是吊車論壇的環境下完成碳達峰、碳中和目標。”某發電企業研究人員表示，《通知》對于新能源參與市場化交易具有突破性的引導意義。

“此后，新能源項目在投資規劃中，將不再像過去一樣，完全按照固定電價、固定小時數收益的因素去核算，而是要結合市場化因素對項目的接入電價進行預測。”上述市場研究人員強調，不僅是電價預測，在新能源進入市場化交易后，項目的發電優先排序、出力曲線等都將成為收益測算的重要指標。“例如，只有出力曲線盡可能地靠近需求曲線，項目才會有最優收益。”

根據《通知》，新能源項目參與市場化交易的比例為預計當期電量的10%。那么這一數值是如何確定的？對新能源發電項目而言又意味著什么呢？

據記者了解，在首批電力現貨市場試點中，已有省份對可再生能源項目參與市場交易進行了大規模開放。以甘肅省為例，根據甘肅省工信廳2021年發電量安排專題會議的要求，2021年甘肅省風電、光伏保障性消納電量總計137億千瓦時，同年甘肅省新能源最大發電能力目標在415億千瓦時。據此測算，甘肅省新能源保障性收購電量占比僅為1/3左右。換言之，約有2/3的新能源電量需要進入市場進行交易。

“現階段，在初期試點過程中，最主要的還是要保障市場主體的收益是穩定的。即便是對于此次公布的10%的比例，這部分電量是否參與交易，目前市場主體也是可以自主選擇的。希望通過試點先行，特別是新增可再生能源發電項目沒有國家補貼的情況下，讓新能源發電適應市場并獲得回報。”有參與《通知》出臺的相關知情人員表示，隨著可再生能源消納保障機制的推行，目前電力市場對于可再生能源的購買意愿還是比較強烈的。“而且通過前期的調研和測算，相信可再生能源逐步通過市場獲得收益的道路是可行的。”

前述研究人員還指出，目前10%的交易比例中并未區分增量和存量項目，對于既有光伏扶貧、光伏領跑者等項目也沒有特別說法。“而且隨著試點的推進，這一比例可能也會有所調整。特別是在一些可再生能源資源比較富集的地區，放開的規模可能會慢慢增大。”

同時，上述知情人透露，在10%的市場化交易外，剩余90%電量仍將采取原有方式，“該保障性收購的保障性收購，該拿國家補貼的拿國家補貼。”

《通知》特別強調，市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數。

對此，有新能源行業專家指出，“全生命周期保障收購小時數”的概念還需進一步明確。“有最低保障收購年利用小時數、有全生命周期合理利用小時數，那什么又是全生命周期保障收購小時數呢？到底是通過最低保障收購年利用小時數和電站壽命綜合計算得出？還是參考全生命周期合理利用小時數執行？這一點國家層面還沒有明確說明。”

針對這一問題，上述知情人也表示，將參照全生命周期合理利用小時數的規定執行，換言之，合理利用便要保障收購。

去年9月，財政部、國家發改委、國家能源局聯合發布《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號，下稱“426號文”），明確核定了存量可再生能源發電項目的全生命周期合理利用小時數。“426號文”同時強調，全生命周期合理利用小時數的確定是基于核定電價時全生命周期發電小時數等因素。其中，風電一類、二類、三類、四類資源區項目全生命周期合理利用小時數分別為48000小時、44000小時、40000小時和36000小時。海上風電全生命周期合理利用小時數為52000小時。光伏發電一類、二類、三類資源區項目全生命周期合理利用小時數為32000小時、26000小時和22000小時。國家確定的光伏領跑者基地項目和2019、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數在所在資源區小時數基礎上增加10%。生物質發電項目，包括農林生物質發電、垃圾焚燒發電和沼氣發電項目，全生命周期合理利用小時數為82500小時。

此外，針對試點過程中可再生能源發電項目通過市場化交易競爭上網的相關問題，上述知情人表示，國家層面也在研究盡快出臺具體的配套細則，以便引導產業健康發展。