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張廷營 黃維芳 丁軍策

廣州電力交易中心

1研究背景

2020年9月22日，習近平總書記在第75屆聯(lián)合國大會上發(fā)表重要講話，指出我國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。這是我國向全世界做出的莊嚴承諾，為我國應對氣候變化、推動綠色發(fā)展提供了方向指引，擘畫了宏偉藍圖。2021年3月15日召開的中央財經(jīng)委員會第九次會議強調(diào)，“雙碳”目標是黨中央經(jīng)過深思熟慮作出的重大戰(zhàn)略決策，是黨中央統(tǒng)籌國際、國內(nèi)兩個大局做出的重大部署，彰顯了我國走綠色低碳發(fā)展道路的堅定決心，首次提出構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，為世界各國攜手應對全球性挑戰(zhàn)、共同保護好地球家園貢獻了中國智慧和中國方案，體現(xiàn)了我國主動承擔應對氣候變化國家責任、推動構建人類命運共同體的大國擔當。

構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是電力行業(yè)踐行“雙碳”目標的重要載體和平臺。電力行業(yè)是我國碳排放總量最大的單一行業(yè)，2019年電力行業(yè)碳排放達到40億噸，占全國碳排放總量的42%。與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)相比，新型電力系統(tǒng)在發(fā)輸配用各環(huán)節(jié)的功能定位和特性將發(fā)生重大調(diào)整，系統(tǒng)的發(fā)展也將面臨諸多亟待研究解決的問題。

構建新型電力系統(tǒng)的過程中，新能源逐步成為主體電源，電源裝機規(guī)模大幅增長，發(fā)電量占比大幅提升。由于新能源容量替代率低，電源裝機規(guī)模將以數(shù)倍于電力需求的速度增長。2020年國家主席習近平在氣候雄心峰會上表示，到2030年我國風電、光伏發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。相關機構預測，到2030年風電和光伏裝機可能達到15-17億千瓦電力市場，發(fā)電量超2.7萬億千瓦時，占總發(fā)電量約25%，到2060年我國風電、光伏等新能源發(fā)電裝機占比將達到70%以上，發(fā)電量占比60%以上，新能源成為主體電源。南方電網(wǎng)公司在《南方電網(wǎng)公司建設新型電力系統(tǒng)行動方案（2021-2030年）白皮書》中提到，到2030年南方五省區(qū)風電、光伏裝機達到2.5億千瓦，水電裝機1.4億千瓦，核電裝機3700萬千瓦，非化石能源裝機占比提升至65%、發(fā)電量占比提升至61%。

近年來，隨著電力體制改革不斷深入，電力市場建設提檔增速，已基本建成以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易發(fā)揮重要作用的市場體系，市場優(yōu)化資源配置作用進一步凸顯。因此，可以預見電力市場必將成為構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要抓手和推進劑。但現(xiàn)階段的電力市場參與主體仍以煤電、氣電和水電機組等常規(guī)能源為主，風電、光伏等新能源交易機制仍處于試點完善階段，改革目標以提高電力生產(chǎn)效率、降低電價為主，市場機制和規(guī)則還存在較多不適應的方面。

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南方區(qū)域

電力市場建設的問題和挑戰(zhàn)

1. 新能源大規(guī)模高比例接入對西電東送和低谷富余水電消納帶來新的挑戰(zhàn)。

目前南方區(qū)域西電東送電量占廣東全省用電量的三分之一，西電東送已成為保障廣東電力安全穩(wěn)定供應重要部分。根據(jù)規(guī)劃，到2025年南方區(qū)域將新增海上風電2000萬千瓦、陸上風電2400萬千瓦、光伏5600萬千瓦，廣東省內(nèi)火電機組的發(fā)電空間進一步受到擠壓，電力平衡愈加困難，東部省區(qū)將更加依賴西電的頂峰和調(diào)峰能力。因此，西電東送的分時價值將進一步凸顯，按照現(xiàn)有框架協(xié)議全年約定一個價格、控制年度送電總量及僅約定分旬曲線的送電模式將無法適應。同時，西部汛期低谷時段受東部調(diào)峰空間受限影響，富余水電消納將面臨較大挑戰(zhàn)。

2. 新能源參與市場對中長期交易組織、安全校核、交易執(zhí)行及偏差結算等方面提出了更高要求。

新能源隨機性、波動性、間歇性特點突出，以年度、月度為主的中長期交易機制難以滿足新能源靈活交易與消納需求。新能源消納對電力交易機構的交易組織和結算、電力調(diào)度機構的安全校核等方面都提出了更高的技術和人力要求。同時，因新能源出力精準預測難度較大，對交易執(zhí)行與合同履約造成不利影響，需進一步完善合同調(diào)整機制和偏差結算機制。

3. “日前+實時”的現(xiàn)貨市場模式難以適應新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

在新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，集中式與分布式的風電、光伏大規(guī)模接入，發(fā)電側出力隨機性、波動性較大，“極熱無風”、“晚峰無光”、“云來無光”，發(fā)電出力無法按需控制。而目前，全國第一批8個現(xiàn)貨試點省份基本采用“日前+實時”的現(xiàn)貨市場模式，缺乏日內(nèi)現(xiàn)貨市場，在預測偏差較大、電網(wǎng)故障等情況下，備用機組無法及時響應，對保障電力系統(tǒng)安全可靠運行造成不利影響。當前清潔能源以報量不報價的方式參與電力現(xiàn)貨市場，作為價格接受者優(yōu)先出清，此種模式將極不適應新能源的大量接入，需盡快推動和完善清潔能源以報量報價方式參與電力現(xiàn)貨市場的機制建設。

4. 輔助服務市場品種單一，機制建設仍不完備。

新能源發(fā)電本質(zhì)上是采用電力電子設備接入電網(wǎng)，不具備傳統(tǒng)發(fā)電機的機械轉動慣量，本身抗擾動性差，而整個系統(tǒng)轉動慣量下降后，全系統(tǒng)抗故障沖擊的能力也大大降低，又因為新能源出力的隨機性、波動性和間歇性，短期內(nèi)將推高系統(tǒng)消納成本。目前，輔助服務市場建設仍不完善，僅有調(diào)峰、調(diào)頻等少數(shù)交易品種，特別是未按照“誰受益、誰承擔”的原則建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制，難以充分調(diào)動市場主體積極性、提高市場主體參與程度，不利于故障情況下的系統(tǒng)穩(wěn)定。

5. 電力系統(tǒng)規(guī)劃機制暫未與電力市場建設有效銜接。

新能源快速發(fā)展，將使得調(diào)峰電源建設與電網(wǎng)規(guī)劃更加復雜，而目前容量市場建設滯后，中長期市場暫未體現(xiàn)空間價值，不能為電力規(guī)劃提供有效支撐。電力規(guī)劃仍以傳統(tǒng)的項目審批為主，規(guī)劃的透明度不高，電源建設和電網(wǎng)布局缺乏有效銜接。

6. 新能源與常規(guī)能源同臺競價機制尚不完善。

現(xiàn)階段的市場設計，不同類型主體在參與競價時，主要以價格為主要競爭因素，不能充分體現(xiàn)新能源的綠色屬性。而目前新能源與傳統(tǒng)能源相比，并不具備價格優(yōu)勢，需要提出適應于新能源與常規(guī)能源共同參與的有效競爭的市場體系，在保障新能源充分消納和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的同時，有效平衡新能源和常規(guī)機組收益。

7. 儲能市場機制不完善、盈利模式不清晰。

儲能是解決新能源發(fā)電不穩(wěn)定的主要工具，可以實現(xiàn)削峰填谷，并可提供瞬時響應的輔助服務，是新型電力系統(tǒng)迫切需要的。但目前除抽水蓄能已明確價格形成機制外，新型儲能價格機制尚未明確。《國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格﹝2021﹞633號）規(guī)定，將抽水蓄能容量電價納入輸配電價回收，僅電量電價通過市場方式形成，抽水蓄能將迎來快速發(fā)展新局面；但因其投資規(guī)模大，限制了更多社會資本進入，同時因其納入輸配電價回收成本，可能會影響新型儲能的發(fā)展。

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有關建議和重點舉措

今后的電力市場建設，必須適應以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)這一物理基礎，兼顧提升電力系統(tǒng)靈活性、可靠性，通過市場機制設計還原電力的商品屬性，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，促進電力資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，推動以提高電能生產(chǎn)效率、降低用電成本為目標向以應對氣候變化和推動能源轉型為主要驅動力轉變。

1. 完善電力中長期交易機制。

重點完善分時段帶曲線交易機制，加快完善技術支撐手段，確保滿足分時段帶曲線交易和履約要求。建立健全合同調(diào)整機制，細化合同轉讓、置換、回購等交易的規(guī)則及出清、結算方式。根據(jù)新能源發(fā)電特性，進一步提高交易頻次，縮短交易周期，探索電能量交易、合同交易在按周或D-3開始，便于市場主體在月內(nèi)靈活簽訂、調(diào)整中長期合同，促進市場主體誠信履約。完善偏差價格形成機制，可通過預掛牌方式或事先約定價格執(zhí)行，也可選取市場價格作為偏差結算價格。

2. 完善電力現(xiàn)貨市場交易。

為應對新能源隨機性、波動性大的問題，應充分借鑒Nood Pool、德國等成熟電力市場經(jīng)驗，逐步建立覆蓋日前、日內(nèi)、實時三個維度的現(xiàn)貨市場機制，充分考慮集中式和分布式新能源共同參與的市場出清模式，引導新能源發(fā)電商合理地上報出力，并提高預測技術，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

3. 完善電力輔助服務市場。

輔助服務市場應在健全常規(guī)的調(diào)頻、調(diào)峰和備用輔助服務市場外，探索建立爬坡響應等創(chuàng)新的輔助服務品種。逐步建立和完善高比例新能源消納下合理的成本分攤機制，完善輔助服務價格疏導機制，按照“誰受益、誰承擔”的模式推動新能源消納成本在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側的合理分攤，引導和培育更多主體參與，保障輔助服務提供者足夠的收益，利用輔助服務市場有效保障源網(wǎng)荷儲各個環(huán)節(jié)的靈活性資源在提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等服務時獲得合理的投資回報和激勵，促使其承擔保障高比例新能源接入電網(wǎng)系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的主力軍作用。

4. 加強電力市場、可再生能源消納量交易市場、碳排放權市場、用能權市場協(xié)同。

推動多個市場、參與主體、交易產(chǎn)品、市場機制等要素協(xié)同發(fā)展，提高市場運作效率，提升清潔能源競爭力，打破市場壁壘。堅持頂層設計，以實現(xiàn)清潔低碳可持續(xù)發(fā)展為目標，統(tǒng)籌規(guī)劃多個市場的總體目標與思路，設計市場總體架構、交易機制、交易產(chǎn)品。科學制定市場管理規(guī)則、交易規(guī)則、監(jiān)管規(guī)則和配套制度等，為市場健康運行提供制度保障。條件成熟后，逐步推動市場融合，構建電價與碳價有機融合的價格體系，打破市場壁壘，逐步擴大交易品種，完善金融衍生品種類，推動市場高效運轉。

5. 切實加強容量市場建設，完善電力行業(yè)特別是電網(wǎng)的規(guī)劃機制。

按照中發(fā)9號文要求，優(yōu)化電源與電網(wǎng)布局，加強電力規(guī)劃與電源等規(guī)劃之間、全國電力規(guī)劃與地方性電力規(guī)劃之間的有效銜接。提升規(guī)劃的覆蓋面、權威性和科學性，增強規(guī)劃的透明度，各種電源建設和電網(wǎng)布局要嚴格規(guī)劃、有序組織實施。建立規(guī)劃實施檢查、監(jiān)督、評估、考核工作機制，保障電力規(guī)劃的有效執(zhí)行，確保容量市場發(fā)展適應不斷提高的新能源接入規(guī)模。

6. 建立完善分布式能源、負荷參與市場機制。

充分利用需求側資源，平抑新能源隨機性。將分布式風電與光伏、儲能、微電網(wǎng)、電動汽車和可中斷、可調(diào)節(jié)負荷等各類資源進行有效整合和系統(tǒng)管理，并作為虛擬電廠參與電力市場交易，提高市場效率。

7. 完善價格調(diào)控機制電力市場，提升價格治理能力，確保價格總水平在合理區(qū)間運行。

圍繞助力“碳達峰、碳中和”目標實現(xiàn)，深入推進價格改革，繼續(xù)推進輸配電價改革，持續(xù)深化上網(wǎng)電價市場化改革，完善風電、光伏發(fā)電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制，發(fā)揮價格機制的激勵約束作用，從供給和消費兩方面，促進能源供給結構低碳轉型，推動能源消費結構優(yōu)化。