中国风电市场化交易带来的电价风险

2018年上半年，迫于限电及保障利用小时数未完成的窘境驱使，中国的大型风电发电公司以折扣价出售24%的发电量。由于补贴的存在，即使以21%-92%的折扣水平出售，市场化电量交易仍然有利可图。目前的交易缺少足够的规模、稳定的价格及合同长度，不足以成为风电项目完全依靠的收入来源。即将出台的配额制也很难使得市场化交易成为支撑项目经济性的主要途径。

风电发电企业通过市场化交易减少弃风电量，获得额外收入及补贴。2017年，中央政府的保障利用小时数规定本可确保北方各省理论发电量中69-89%的电量收购。但在一些地区，实际情况并不如此，落实的利用小时数低于保障水平，地方政府甚至强制一部分保障电量进入市场折价销售。

目前，至少有15个省份允许风电参与市场化交易。云南省走在改革的前面，在2018年上半年，大型发电集团风电发电量中的68%参与了市场交易。

尽管交易合同明确电源品种，但市场化的风电价格已经达到或低于煤电价格。这表明市场参与者并不区分电源品种，并理解补贴的存在和较低的边际成本应该使得可再生能源的电价更低。

自2017年以来，风电市场化交易的电价折扣(不含补贴)在21%-92%之间，最低的新疆冬季供暖电价为20元/MWh(3美元/MWh)。直购电及发电权交易电价波动最大，而跨省跨区交易价格相对稳定。

可再生能源配额制难以支撑一个有活力的绿证市场;绿证本有望支持无补贴风电项目的经济性。配额制将更加侧重保障和提高已建成项目的利用小时数。

一组数据

15

风电可参与市场化交易的省(区)数量

$3/MWh

公开披露交易中风电的最低价格(不含补贴)

68%

2017年云南风电发电量市场化交易比例