西北地区新能源参与电力市场化交易的实践和思考

随着碳达峰、碳中和目标以及构建以新能源为主体的新型电力系统的任务提出，我国能源清洁低碳转型将进一步加快，新能源将迎来高速发展阶段，逐步替代煤电成为主体电源。习近平总书记指出，实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。构建以新能源为主体的新型电力系统，将深刻改变现有电力系统的基本形态和运行特征，也对电力市场机制提出了更高要求。持续完善新能源参与电力市场政策和机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府宏观调控作用，引导新能源产业健康发展，提高新能源利用率，推动能源供给向清洁低碳转型，将有利于加快实现“双碳”目标。

新能源参与市场化交易现状

目前，我国新能源以“保量保价”的保障性收购为主，大部分省份以“全额收购”的方式消纳新能源电量，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易。西北、东北等多数省份以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，“保量竞价”电量参与电力市场，由新能源企业自主参与各类市场化交易，由市场形成价格。其中，新能源发电量仍以优先发电的形式保留在电量计划中，保障小时数内对应的电量执行资源区的标杆上网电价（以火电基准电价与电网企业结算），保障小时数外的部分由市场化方式形成价格。

2016年以来，为缓解局部地区新能源消纳矛盾，西北地区结合新能源运行特征，持续深化新能源参与省间电力交易机制建设。从市场范围来看，跨区跨省和省内等市场都进行了一系列新能源市场化交易探索，取得积极成效。从市场形态来看包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，从交易品种来看包括电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易、“源网荷储”互动交易等。

跨区跨省市场方面，新能源主要参与了新能源与火电打捆交易等中长期交易，跨省区可再生能源现货交易，以及西北区域跨省调峰辅助服务市场；省内市场方面，新能源主要通过中长期交易参与市场，主要形式包括与大用户直接交易、发电权交易，五省（区）都运营了省内调峰辅助服务市场。甘肃开展了新能源与常规电源打捆外送和新能源参与省内现货市场的探索，青海开展了新能源与电力用户直接交易，宁夏探索了“源网荷储”互动交易等交易模式，新疆大规模开展了新能源与自备电厂清洁替代交易，陕西于2021年开始新能源逐步参与市场化交易，并开展了新能源与电动汽车智慧车联网、“十四运”场馆的绿电直接交易。

当前新能源市场化交易存在的问题

政策与市场的责权边界不清晰问题。在新能源目前的并网运行技术条件下，新能源企业还不是真正意义上的市场主体，还不是电力平衡主体、电量平衡主体，由此带来了保障性消纳政策与市场机制之间的有效衔接问题。保障性收购电量与市场交易电量边界不清晰，新能源在市场中的责任和权利没有清楚界定，公平参与市场具有一定难度。比如，新能源保障性电量以全年利用小时数测算确定，到月、到日的保障性电量计划安排规则如何确定等是新能源参与市场化的重要边界，对新能源企业有一定影响。

新能源与常规电源价值与价格问题。新能源与常规煤电、燃气电厂之间在发电成本、出力特性上有很大差异。部分地区省内直接交易新能源向重点用户倾斜让利，个别跨区跨省外送中购电方片面强调新能源高比例、交易价格低水平、电力曲线高质量，既与市场公平性原则相违背，也不能充分体现新能源的绿色价值、环境价值。新型电力系统中，新能源占比大幅提高，电力市场低边际成本和高系统成本的现象并存，灵活性调节资源变得稀缺，而且价值凸显。市场机制的核心是市场主体之间进行利益协调的制度安排，新能源与常规电源价值发生变化后，不同价值、不同价格的电源类型同时参与电力市场，增加了市场设计的难度。

新能源参与市场化交易程度不同问题。从新能源市场化交易电量比例来看，西北地区各省进度差异较大。部分省份下达的保障性利用小时数较高，新能源仅有少部分电量参与市场；而有的省份新能源已全部参与市场，新能源参与市场化交易的省份新能源市场化交易电量占上网电量比例在15%~65%不等。陕西2021年放开新能源15%的电量进入市场，新疆、甘肃、蒙东、宁夏新能源市场化电量占比约2/3，新能源市场化程度较高。青海新能源装机占比60%，水电装机占比30%，新能源已成为主力电源，新能源不再安排优先发电计划电量，全部电量合同通过参与市场获得。

新能源参与市场的售电侧差别对待问题。西北地区新能源让利幅度通常大于火电企业，因而新能源成为省（区）释放改革红利的重要抓手，在不同省份，新能源企业参与市场化交易在售电侧存在较大差异。有的地区仅允许政府重点扶持的产业和电力用户与新能源开展交易；有的地区开展“绿电”交易，仅允许新能源与名单内电力用户开展交易；有的地区对电力用户所属行业和类别加以区分，设置不同阶梯比例规定不同用户与新能源开展交易的比例，不同电力用户比例内电量仅能与新能源开展交易。

关于新能源参与电力曲线交易问题。2020年国家发改委对中长期交易合同提出“六签”工作要求，开展“带曲线签”，推动中长期交易逐步向电力交易转变。但从西北各省新能源带曲线交易情况来看，存在较多难度。首先是电力用户对带曲线交易的接受程度尚不成熟，用能管理多数还停留在峰谷分时电价、电能量交易的层面。对于西北、东北等地区来说，新能源与用户电力直接交易还存在曲线确定和物理执行问题。具体体现在：一是新能源由于其出力波动性、准确预测难度大，多数用户负荷不具备可调节性，单一新能源企业与单一的电力用户达成带曲线交易存在难度。二是中长期市场以年度、月度为主，新能源的电量转让、电力转让交易频次不够，新能源企业即使与用户签订带曲线交易，电力合同调整也仍然缺乏充足的市场手段。

“双碳”目标下完善市场机制的重要性

碳达峰、碳中和目标下，在构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，电力系统运行特性显著变化、电力电量平衡更加复杂，电力系统运行和能源电力供应保障都面临较大挑战。当前，西北地区长时间周期的冬、夏“双峰”、短时间周期的早、晚“双峰”的特征十分明显，电力保障供应的难度逐年加大。构建以新能源为主体电力系统的电力市场，将有利于促进电力供需平衡、引导发电企业合理投资、保障系统长期容量充裕度，充分发挥大范围电力市场余缺互济和优势互补作用，确保电力系统安全稳定运行和可靠供应。

碳达峰、碳中和目标下，新能源装机比例、发电占比等提高，丰枯季节、不同时段、不同时刻的电量、电力的波动将日益离散，对系统调频、调峰资源、灵活调节资源、转动惯量的需求将大大增加。煤电将由过去的“主体电源、基础地位”，转向“基荷电源与调节电源并重”，并最终成为“调节电源”，为全额消纳清洁能源提供容量保障和系统调峰。新型电力系统对灵活调节资源有着巨大需求，需要构建合理的电力市场机制，引导发用双侧灵活互动。

碳达峰、碳中和目标下，光伏和风电等间歇性新能源比例升高并逐步成为主体电源、各种类型储能的成本逐渐降低，需求侧响应将更全面地参与系统调节，需要推进中长期交易向更短周期延伸、向更细时段转变。进一步优化完善交易组织，丰富交易品种，加大交易频次，缩短交易周期，健全合同灵活调整机制，完善偏差结算机制。

碳达峰、碳中和目标下，推动能源生产与消费各环节变革创新，促进电源、电网、负荷及储能等各环节的协调优化具有重大价值。不断创新市场模式和交易品种，以市场机制引导集中式电源、分布式电源、柔性负荷、储能、虚拟电厂、新能源汽车等各类主体广泛参与和友好互动，有利于更好满足市场主体交易需求，实现能源互联网价值创造。

碳达峰、碳中和目标下，充分利用地区差异，加强区域统筹、全网统筹，实现分季节、区域间余缺调剂、优势互补，平抑新能源的随机性、波动性，形成更大范围的电力市场并进行资源优化配置更加重要。需要做好省间与省内市场衔接，逐步扩大市场范围，形成统一电力市场。

新型电力系统中市场设计的建议

完善合同转让调整机制。构建以新能源为主体的新型电力系统进程中，系统平衡的经济特性，主要体现在常规电源与新能源之间高频次的合同调整（电量合同调整，及电力合同调整）。中长期市场建立高频次的合同调整与转让机制，建立完善的偏差调整机制，通过高频次的合同转让、置换、回购交易，为市场主体提供灵活的市场化调节手段，能够实现与现货市场（日前日内和实时平衡）基本一致的功能。

推进辅助服务向用户侧的成本分摊机制。《关于推进电力市场建设的实施意见》（发改经体[2015]2752号）明确提出，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）再次明确“市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成”。在构建新型电力系统的进程中，应按照“谁受益、谁承担”的市场化基本原则，合理评估辅助服务贡献和责任主体，推进辅助服务成本由目前单一的“电源侧”向“电源+用户”双侧共同承担转变。西北地区尤其要完善快速爬坡调频辅助服务、一次调频辅助服务市场交易机制，并做好辅助服务市场与现货市场的衔接准备。

研究提升灵活调节资源供给的容量市场（或补偿机制）。国家电网西北分部从西北地区实际出发，创新性开展了灵活调节容量市场机制设计。在灵活调节容量缺乏的地区，通过定期招标方式采购灵活调节资源容量，相关成本在包括新能源在内的相关市场主体之间分摊；在新增新能源投标环节可以规定其配建充足的灵活调节资源容量；进一步研究新能源超出消纳能力部分支付超额灵活调节成本的具体机制；探索储能成本疏导机制。

研究新能源承担系统平衡责任相关问题。新能源企业参与日前和日内现货市场时，由新能源发电企业为主体开展短期和超短期功率预测，并按时向电力调度机构提交功率预测曲线，因新能源发电企业自身预测能力不足等原因导致的偏差，应研究和推动由其分担系统调节成本。完善新能源与常规电源打捆交易机制，对于由新能源与火电打捆的直接交易、省间外送交易等市场化交易，特别是新能源与常规电源交易价格以上网价格二次拆分进行价格打捆的新能源企业是否承担、如何承担系统平衡责任需要研究探讨。通过完善新能源市场机制，推动新能源企业进一步完善技术支撑水平，提高功率预测准确性，促进新能源企业配置储能等平抑波动、增强保障能力的技术措施。

推动储能作为独立市场主体或作为虚拟电厂聚合资源参与电力中长期、现货市场交易，通过价格信号引导储能、各类电源、电力用户和虚拟电厂灵活调节，多向互动。

探索电力市场与碳市场融合建设。40%碳排放在发电行业，且碳排放量大的电力用户已基本全部参与电力市场交易，因此电力市场建设与碳排放市场密不可分。应探索电力市场与碳排放权交易市场在交易产品、管理机构、参与主体、市场机制等要素深度融合，做好相关数据和信息的及时准确发布、共享，加强电力市场与碳排放市场在能源生产、消费环节的融合衔接。

研究探索跨区跨省输电价格配套机制。当前，跨区直流主要采取一线一价的输电价格核定方式，跨区交易采用送出省公司+送端区域电网+跨区直流+受端区域电网的输电价格机制。区域电网采取以区域整体联络线核定输电价格的模式，采用送出省公司+区域电网的输电价格机制。在新型电力系统中，为了降低新能源参与市场的交易壁垒和贸易壁垒，应研究探索适应跨省跨区大范围市场运作的输电价格机制，以市场价格为导向逐步扩大统一市场交易范围。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年06期，作者刘瑞丰、贺元康供职于国家电网有限公司西北分部，作者李强供职于宁夏电力交易中心有限公司，作者王峰供职于甘肃电力交易中心有限公司，作者何方波供职于陕西电力交易中心有限公司。