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原标题：新能源进电力市场告别“躺赚”？专家热议得与失来源：第一财经“当前电力交易发生了很大变化。过去，我们新能源电站的电力市场收益就等于上网电量乘以固定电价，但是现在等号变成不等号了，无论是电力市场、上网电量还是固定电价的内涵都变得比以前丰富多了，这给我们带来了新的挑战。”CPIA（中国光伏行业协会）名誉理事长王勃华在2月16日举行的“光伏行业2022年发展回顾与2023年形势展望研讨会”上发表主旨报告时作出上述表示。他强调，电力市场交易给光伏发电收益带来不确定性，这是未来行业亟需面对的问题。2022年，中国光伏行业交出了一份满含“高光”的成绩单。根据王勃华在会上公布的数据，2022年我国光伏制造端产值（不含逆变器）超过1.4万亿元，同比增长95%以上；新增装机87.41GW，同比增长59.3%。然而，诸多变化也给行业的市场空间预期带来影响。第一财经此前报道《新能源“走进”电力现货市场，收益下行压力何解》后，多位业界人士也向记者表达了类似担忧。一位在东部从事新能源投资人士对记者直言，“按照现在的电网消纳和输送水平，如果进入电力市场，（很担心）光伏行业收益率会爆降，不得不未雨绸缪。”多位专家亦围绕新能源进入电力市场的现状和前景，在研讨会上分享了最新数据和观点。保障性收购量价齐降 电力市场化交易在即发出的电能否得到消纳，一直是新能源大规模发展面临中的核心问题。这是因为新能源“看天吃饭”的先天属性使其带有间歇性、波动性的出力特征，而电网又要保持电源和负荷的实时平衡。北京电力交易中心新能源交易部主任张显分享的数据显示，近三年，我国新能源发电利用率一直保持在95%以上，2022年新能源发电利用率为97.28%。除了青海等少数省份由于新能源占比高、当地用电需求较低使得新能源发电利用率不达95%外，其余省份均处于较高水平。而从消纳方式来看，新能源发电又分为保障性收购和市场化交易两种主要途径。张显透露，近三年，国网经营区新能源保障收购小时数逐年降低，未来还将逐步推动新能源保障收购小时数以外电量全部进入市场。除了降量以外，各省的新能源保障性收购价格也在降低。张显提供的数据显示，2022年国网经营区风电保障性收购价格为0.361元/千瓦时，光伏保障性收购价格为0.355元/千瓦时，较2020年分别下降0.008元/千瓦时、0.001元/千瓦时。与此同时，新能源市场化占比稳步提升。2020年到2022年，新能源市场化交易电量分别为1317.80亿千瓦时、2136.57亿千瓦时、3464.94亿千瓦时，分别占新能源交易电量的24.13%、28.28%、38.42%。同一时期，新能源市场化交易价格也逐年升高。近三年国网经营区光伏市场化交易价格分别为0.141元/千瓦时、0.221元/千瓦时，0.235元/千瓦时。除此以外，是否分摊辅助服务费用也是影响新能源收益的重要因素。据张显公布的统计数据，目前天津、山西、山东等16家单位新能源需分摊辅助服务有关费用，湖南、河南、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东、宁夏7家单位的辅助服务费用分摊较高，且度电分摊水平较高。这主要是因为系统调节压力大。其中，黑龙江辅助服务分摊费用和度电分摊水平最高，为0.18元/千瓦时，这主要是因为新能源占比高，且常规机组调节性能较差，叠加供热期间供热机组增出力，导致调峰压力巨大。而北京、天津、上海等11个单位暂未分摊辅助服务费用。低电价或更频繁亟需完善市场机制 虽然新能源进入电力市场消纳是大势所趋，但无论是从政策层面的市场机制设计，还是企业层面的参与模式，目前都没有<E6B2A1><E69C89>
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