抓紧构建“双碳”目标下的新型电力市场

“双碳”目标下的形势与任务

可以说，人类已经进入“碳”主导的时代。气候变化是国际政治的核心议题。中国政府郑重承诺，2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和；并明确提出，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的新目标。到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现。改变以煤炭为主的高碳能源、电力结构，转向清洁能源为主的低碳能源结构，是大势所趋和必由之路。“碳”时代，建设绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系已经成为基本国策。

（来源：微信公众号”电联新媒“  作者：赵克斌）

中国同时迎来了能源结构转型、电力体制改革、电力供需变化。2021年3月15日，习近平主持召开中央财经委员会第九次会议。会议指出，“十四五”是“2030年碳达峰、2060年碳中和”的关键期、窗口期。要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。至此，能源战略在既有的“四个革命、一个合作”基础上再增新方向，新发展阶段、新发展理念、新发展格局下的能源发展新态势呼之欲出，能源电力领域发展方向、发展目标和发展路径进一步明确。

“十四五”的核心任务之一是解决机制问题。2021年，多个省份重新出现限电，不只是因为煤炭供应的问题，如何应对高比例新能源带来的容量充裕性等新问题，兼顾能源转型和能源安全，矛盾已经无法回避。新的挑战并不在于新能源的发展规模，而是在于现有的能源电力体制需要作出重大改变，方能顺应新能源的大发展，确保实现碳达峰、碳中和的目标。毫无疑问，未来风光等新能源将从配角上升为主角，这给传统电力系统带来了从技术、成本、市场、安全等多方面的挑战。

高占比新能源给电力系统与电力市场带来的影响

新能源发电装机与发电量占比的不断攀升给电力系统运行和电力市场运营带来了深刻影响。

影响一：加剧了现货价格波动。新能源发电的随机性、波动性、间歇性导致电力系统平衡中由用户侧的“单随机”变为发用两侧“双随机”。对电力系统提出了非常高的灵活性调节要求，也加剧了现货价格波动。此外，现货价格曲线与负荷曲线的一致性现象被改变；峰谷平电价政策的作用将受到严重影响和扭曲。

影响二：抬升了辅助服务价格。新能源集中大规模投产后，大量的系统备用需求，即向上调峰与深度调峰需求成为新常态。由于系统灵活性不够或调节能力不足，使得其利用率降低、弃电率增加，同时抬升辅助服务价格。

影响三：影响了系统可靠供应。零边际成本的新能源高占比下，现货出现低电价或负电价频率升高，对煤电机组产生挤出效应，较低的利用小时是煤电机组的新常态，进而导致系统资源充裕度下降，影响系统的可靠供应。

影响四：市场需要重新设计。高占比新能源使得传统能源为主的电力市场模式面临适应性调整，以更好地引导网源储荷良好互动，进而促进系统的可靠性与灵活性。新能源参与市场机制的研究与设计已经迫在眉睫。

灵活性与可靠性是以新能源为主体的新型电力系统的“一体两面”。鉴于新能源具有间歇性和随机性的特点，随着新能源渗透率的提升，给电力供应安全性和可靠性造成了相当大的问题。随着可再生能源的迅猛发展，提高电力系统可再生能源的消纳能力、保障电网的可靠运行，成为世界性的重大课题。同时，各国的经验表明，电力系统的可再生能源消纳是一个系统工程，是规划协同、引导输电网建设、改进市场规则、提升运营水平和技术进步共同作用的结果，单纯强调其中某一方面是片面的，也很难达到预期效果。

同时，以新能源为主体的新型电力系统一定是源网荷储高度互动的系统。系统具有很强的灵活性，没有这种灵活性，就没有系统可靠性。源网荷储一体化和多能互补也是新能源与电力发展的方向。新型电力系统的灵活性与可靠性是有成本的，也就是说，在技术（如储能）没有取得突破前，以新能源为主体的新型电力系统会提高电力成本，系统成本增加最终传导至用户。

另外，甘肃电力现货市场试点实践证明：新能源高占比市场中，由于新能源的发电特性，“供端”特性也被彻底改变，变化无常的供应特性，决定了变化无常的价格特性，“地板价”与“天花板价”频繁出现的“两极化现象”，使得新能源高占比电力市场具有不同于其他任何市场的独特性；这种供应特性与价格特性所带来的变化、影响及风险，是新能源高占比电力市场必须创新设计的因由。“双碳”目标下，电力市场需要重新设计。

可再生能源进入电力市场所面临的问题

如何建设适应新能源高占比的新型电力市场，是当今世界和我国电力市场演进中面临的新趋势和新挑战。全球电力结构正加速向低碳转型迈进。可再生能源表现抢眼，以风、光为代表的可再生能源电力生产和需求在能源结构中的比重强势增长。虽然，发展可再生能源是各国能源转型的基本共识，但在可再生能源高渗透率的情景下，对电力灵活性和调节能力以及电力市场交易等要求都更高。各国和地区的实践都体现出了可再生能源高渗透率情景下的市场可行性和技术可行性。构建清洁低碳安全高效的能源体系及以新能源为主体的新型电力系统，不仅依赖于技术进步与技术保障，还需要通过电力市场机制激励调节资源充分发挥作用，提高电力系统灵活性；必须加快构建适应新能源大规模开发利用的电力市场体系与机制建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。然而，在供给侧结构调整、能源转型及“30·60”的大背景下，探索和构建适应高比例新能源参与的新型电力市场面临来自理论和实践两个方面的严峻挑战。

当前可再生能源进入市场还存在不少问题：

一是清洁能源政策体系与电力市场体系存在相互矛盾，面临场内规则、场外政策重新衔接设计等问题。

二是电力中长期交易机制亟需完善。中长期带曲线合同的签订与执行是对电力市场的真正大考。现货试点经验告诉我们，与现货市场相衔接的中长期市场才是主战场与拦路虎。国内是先有中长期电量市场、后有现货市场；现货市场试运行后，暴露中长期电量市场的不适宜性。

三是现货市场试点中遇到现实的困难，推进缓慢，畏难情绪与冒进情况同时存在。电力现货市场需完善运营机制，鼓励清洁能源发电参与现货市场，发挥清洁能源具有的边际成本低的优点并容纳其出力波动等不足。

四是新能源参与电力市场机制未健全完善。一些地方（如甘肃）要求新能源与电力用户签订中长期带曲线合同,使得新能源中长期曲线合同在交付或结算时面临巨大的偏差风险，大量正现货电量低电价与负现货电量高电价将不可避免。新能源中长期带曲线合同起不到保收益避风险的作用，相关市场主体面临较大的不确定、不可控的市场风险。

五是可再生能源消纳责任权重没有向市场主体进一步分配压实，造成现有的可再生能源电力消纳保障机制没有落到实处或发挥应有的作用。

六是用户参与平价上网项目自愿进行绿电交易、自愿购买绿证，都不能从根本上解决新能源参与市场机制，也没有充分全面的体现新能源的绿色环保价值。可再生能源电力消纳保障机制与绿电交易市场、绿证市场似乎多头发力，但又都陷入力不从心、作用有限的境地。

七是部分地区，没有按照国家电力现货市场综合试点方案的明确规定，在电力市场规则发生重大修订或变化时，进行专家论证、仿真评估或财务信用风险分析。

八是电网汇集和外送清洁能源能力亟需提升。加快推进有关流域水电和可再生能源富集地区外送通道建设。打破省间电力交易壁垒，进一步扩大清洁能源跨省区市场交易规模和消纳范围，鼓励送受两端市场主体直接开展交易，省间电力中长期交易机制亟需完善。

抓紧构建适应新能源高占比的新型电力市场

尽快完善新型电力市场体系的顶层设计。“双碳”目标下，随着新能源的大量接入，电力市场面临着更新换代。适应新能源高占比的新型电力市场体系设计是一项系统工程，需要加强顶层设计；统筹考虑电能量市场、容量市场、辅助服务市场、绿证市场，以及电-碳市场的关系等。通过这些既相互独立又相互联系、有机统一的市场，更加全面地体现各类电源与市场主体所具有的能量价值、容量价值、调节价值、绿色价值，较好地解决好各类市场主体的问题，促进网源荷储等各类市场主体的协调可持续发展，并通过建立适应新能源高占比的新型电力市场来帮助构建以新能源为主体的新型电力系统，助推“双碳”目标如期实现。

抓好中长期市场与现货市场的衔接。各电力现货市场试点地区，要借鉴上下游电价联动机制的经验，按照供需与成本影响价格形成的机理，健全中长期市场价格发现机制，完善带电力负荷曲线交易机制，建立中长期合同市场化 调整机制，实现中长期交易市场连续开市，丰富中长期交易品种，健全中长期交易方式，抓好中长期市场与现货市场的衔接工作；研究解决“计划+市场”双轨制，妥善处理不平衡资金的问题。结合各地实践总结，从国家层面进一步完善适应与电力现货市场的中长期交易基本思路、原则及相关规范或规定，指导中长期市场与现货市场进一步有效衔接与协同运作。随着省间现货市场的推进，进一步开放和完善跨省区中长期市场，以实现更大范围的电力资源的市场配置。另外，按国家规定放开用户准入，进入中长期市场的电力用户同时全部进入现货市场，解决发电侧全电量参与现货市场，而用户侧参与现货市场规模少，造成现货市场大量不平衡资金及现货电价不能向用户传导的问题。此外，相关政策文件提出，对居民/农业/重要公用事业、公益性服务等低电价用电带来的交叉补贴由低成本低电价发电企业承担。笔者建议：一是优先低价购电用户的电价及交叉补贴不应该指定由这些发电企业承担；二是这样做相当于剥夺了这些发电企业的市场交易权利。这些政策都需要改进或修正。

开展新型辅助服务市场设计。新能源高占比抬升了辅助服务价格，增加了系统成本，这些成本不能仅由新能源企业或发电侧承担，必须要向用户侧进行疏导。辅助服务是电力系统的公共物品，其与调峰不同，不存在“谁受益，谁负担”的问题。所以，辅助服务应由系统运营机构单边采购，所需费用由所有用户共同承担。调频与旋转备用竞争性程度高，可以在现货市场招标采购；而电压支撑、黑启动大多具有市场支配力，需要协商定制，一般采取长期合同购买方式。另外，根据以新能源为主体的新型电力系统的实际需求，开发诸如爬坡、转动惯量等辅助服务市场也显得非常必要。

探索长期发电容量充裕机制。电力是一种具有公共属性的特殊商品，为了方便和满足用户对电力的即用即取，以需定供地保障电力平衡及电力高可靠性，注定了电力的供给特性与其他商品不同，供大于需是电力市场的一个基本特征，也就是说，电力系统中的总发电容量总是需要超过高峰负荷数量，然而新能源的介入加剧了这种现象。传统能源系统下，容量稀缺是少见或罕见的；在新能源高占比系统中，容量稀缺已经是常见现象。因此，必然会有一部分机组无法通过电能量市场获得充足的收入，实现固定成本的回收。如此长期下去，会导致周期性出现发电容量的剩余与短缺现象。现货中的能量市场和辅助服务市场解决短期发电负荷平衡问题，不能保证长期发电容量的充裕度。仅仅靠电能市场调节发电容量余缺具有极大风险。容量市场意义在于补充机组在能量市场中收入，确保长期投资的成本回收。容量市场需求是为了满足可靠性管理需要。各地可根据实际需要，分轻重缓急，对稀缺定价机制、战略备用机制、容量成本补偿机制、容量市场机制进行必要的探索。需要提醒的是，在资源更大范围的市场配置中，要慎重建设以省为界的容量市场。

妥善解决“搁浅成本”等问题。电力市场化改革会带来搁浅成本。发电企业的搁浅成本可以理解为计划向市场转型导致发电资产市场价值与账面价值的差异。体制转换是有成本的，转换中产生的公平问题应该由政府负责处理。由于体制转换导致的搁浅成本的处理不可回避，合理的补偿是必要的。搁浅成本的处理为发电侧平等竞争提供了必要的条件，应该也是电力现货市场的前置条件。搁浅成本的回收方法可以是用户埋单，也可以是政府埋单，但不能只让发电企业埋单。建议对水电机组及特殊定价机组的“一厂一价”或“一机一价”问题，以及因体制转型而产生的搁浅成本久拖不决的问题尽快妥善解决。

加强零售商的信用风险控制。对于电力现货价格大范围波动状况，除了储能、可中断（可调节）负荷等以外，大部分用户都习惯传统的基本固定不变的用电价格，对现货价格波动带来的不确定风险是厌恶的。所以，中间商售电公司不仅对中小用户是必要的，对大用户而言也是需要的。电力市场分为批发市场和零售市场，发电企业与大用户、零售商通过批发市场交易；零售商在批发市场上购买电力，然后转售给不愿意或不允许参加批发市场的用户。电力零售市场不是一个可以带来高回报、稳定收益的投资领域，“闭眼赚钱”更不可能。新能源高占比加剧了现货价格波动，增加了零售商的市场风险， 而且现在普遍缺少风险管理工具和风险管理意识。在重视并积极培育中间售电商的同时，必须对零售商进入市场后带来的信用风险进行控制。独立零售商其实是一个风险控制公司，所以风险控制是独立零售商的灵魂。在中国，培养和练就这样的电力零售商不仅需要时日，还需要配套的政策与市场环境。未来，售电市场将进一步大浪淘沙，优胜劣汰不断洗牌。社会资本参与的独立背景的零售商、发电背景特别是有可调节性发电资源背景的售电公司，以及电网代理购电是否将三分天下，我们拭目以待。

建立完善新能源参与市场机制。对新能源而言，如何从“能量价值+绿色价值”两个方面真正全面地体现其价值，努力破解“能源不可能三角”，这对促进新能源的可持续健康发展，进而构建以新能源为主体的新型电力系统至关重要。当前，要按照激励相容原则，进一步压实电力用户、售电公司等市场主体的可再生能源消纳责任权重，并通过市场手段鼓励电力需求侧主动消纳波动性可再生能源。在消纳责任权重指标下，开展绿证交易并与自愿绿证交易配合开展；合理衔接清洁能源价格补贴机制和绿证交易机制，推动清洁能源优先发电，有序有效参与市场。新能源去补贴、绿色消费责任目标、市场化消纳新能源，以及考虑新能源发电特性的市场机制设计，是欧洲近年来兴起PPA的背景和方向。包括英国的CFD政策、德国的招标补贴制度，都考虑了新能源发电特性。本质都是新能源相对固定电价上网，确保新能源项目的投资预期可控。设计我国新能源参与市场机制，建议分两步走：第一步，当前及现货市场试点初期，借鉴德国能源转型中高比例可再生能源的市场设计经验，结合我国目前实行的新能源保障性消纳机制的现实基础，全面培育兼具可再生能源和负荷的集成商，由售电公司（可由国家电网公司代理，也可选择其他售电公司代理）代表政府或电力用户，以市场化方式确定中长期电量结算价格，与相关新能源企业签订一个时期（如年度）的PPA电量购销协议。与服务中小电力用户的负荷集成商类似，中间售电商或负荷集成商的引入，也可以为小型可再生能源发电商参与电力交易提供便利，协助其平衡成本风险。第二步，随着电力市场化的整体推进，以及新能源成本降低与补贴退坡，或可再生能源的补贴期满后，再参照德国的做法，给投资者两种选择，一种选择是上文介绍的类PPA投资形式，另一种选择“现货直销”模式，直接在现货市场上销售可再生能源。

提升煤电机组清洁高效灵活性水平。新能源高占比下，现货出现低电价或负电价的频率升高，对煤电机组产生挤出效应，较低的利用小时是煤电机组的新常态。煤电等调节性机组陷入大面积的经营困难，在大规模高比例可再生能源集中并网、穿透率不断提高的云南、甘肃等省份，已有煤电企业陆续破产，这也直接造成国家对西北区域中央企业煤电资源的整合。继续采用单一制的电能量价格，既不利于引导投资主体投资建设高调节性能的新机组，也不利于存量机组进行灵活性技术改造，长此以往会造成“十四五”电力系统整体灵活性的下降及消纳可再生能源技术能力的下降，最终影响可再生能源的可持续健康发展。煤电在电力系统和电力市场中的角色需要重新定位，可以断言，保供与调节将是煤电在新型电力系统中的两个重要职能。“双碳”目标下，煤电将向基础保障性和系统调节性电源并重转型，有利于实现煤电与可再生能源发电的协调发展。加快健全完善辅助服务市场机制，使参与灵活性改造的调峰机组获得相应收益。“十四五”时期，煤电等调节性机组由电能量生产者向系统调节服务提供者的角色转换将进一步加快。实施煤电机组升级改造，进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，促进电力行业清洁低碳转型，助力全国碳达峰、碳中和目标如期实现。

综上，在供给侧结构调整、能源转型及“30·60”的大背景下，如何建设适应高比例可再生能源的电力市场是当今世界和我国电力市场演进中面临的新趋势和新挑战。全球电力结构正加速向低碳转型迈进，大规模发展清洁能源已是大势所趋。构建清洁低碳安全高效的能源体系及以新能源为主体的新型电力系统，不仅依赖于技术进步与技术保障，还必须加快构建适应新能源大规模开发利用的电力市场体系与机制建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

未来已来。电力系统和电力市场即将发生翻天覆地的变化。虽然，在构建以新能源为主体的新型电力系统，以及探索建设以新能源为主体的新型电力市场的道路可能是曲折的和昂贵的。

版权声明本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于大唐甘肃发电有限公司。