荐读 | 以新能源为主体的新型电力市场体系前瞻

按照中央关于碳达峰、碳中和的重要部署，我国将继续推进能源体系清洁低碳发展，构建以新能源为主体的新型电力系统。

截至“十三五”末，南方区域已形成“八交十一直”输电大通道，送电容量超5800万千瓦，2020年全年西电东送电量2305亿千瓦时，清洁能源占比超过80%。跨区跨省市场与省内市场协调运行，贯穿年度、季度、月度、月内及日电量市场化交易机制持续完善。

南方电网公司在《南方电网公司建设新型电力系统行动方案（2021-2030年）白皮书》中指出，到2030年南方五省区风电、光伏装机达到2.5亿千瓦，水电装机1.4亿千瓦，核电装机3700万千瓦，非化石能源装机占比提升至65%、发电量占比提升至61%。

“双碳”目标将推动源网荷储各环节能源绿色转型，对南方区域电力市场乃至全国电力市场的长远发展产生重要影响，宜提前布局谋划以新能源为主体的新型电力市场体系。

站在能源革命的历史转折点，展望未来以新能源为主体的能源结构，可能出现哪些关键问题与挑战，目前的电力市场体系能否适应又该如何重构，如何依托新型电力系统开展电力市场革新发展？本文做了前瞻性思考。

一、南方区域电力市场发展趋势及挑战分析

展望“十四五”，在“双碳”目标驱动下，南方区域将构建以新能源为主体的新型电力系统，呈现新的发展态势。

一是新能源快速增长，需要新型电力市场促进新能源发展、保障常规电源发电能力。“十四五”期间新能源将保持稳定增速发展，煤电仍将发挥其支撑电源作用，并逐步向以提供电力为主、电量为辅的调节性电源转变。此外，受南方区域能源分布影响，为保障广东、广西、海南等省份的电能供应，跨省电力流仍将保持西电东送的总体趋势不变。

新能源装机增长也加剧了保供电压力。2030年南方区域风光发电装机将增长2亿千瓦，但有效容量仅增长3000万千瓦（50%概率），全区域仍处于总体紧平衡。煤电仍需要提供同等容量的应急支援能力，以及足够的快速爬坡能力，其发电小时数大大下降，迫切需要建立煤电成本回收市场化机制，保障容量充裕度。远期需要关注高比例新能源竞价导致现货地板价、尖峰价并存问题，防范单一现货价格导致远期价格误判、扭曲投资成本，需要建立反映综合成本的全维度定价机制，合理引导新能源投资、建设、运行、消纳。

二是电力需求持续增长，电能在终端能源消费占比持续提升,需要服务新兴主体的市场机制创新，为新业态发展赋能。“十四五”期间我国经济将实现高质量的稳步增长，南方区域电力负荷也将随之大幅增长。“双碳”目标提出，将推动包括分布式电源、储能、电动汽车等各类新兴市场主体蓬勃发展，各类新业态在支撑电力供应、提升系统灵活性等方面将发挥重要作用。

需要建立适应新兴市场主体参与的市场机制，激励各类新兴市场主体投资和发展，推动商业模式创新和用电增长。消纳新能源需要负荷侧柔性调节能力和主动响应能力，也需要建立相适应的市场参与机制服务于新兴市场主体的快速发展。

三是能源市场体系呈多元化发展，需要加强电力市场与碳市场、绿证市场、消纳责任权重市场的同向发力。随着国家“双碳”目标提出，可再生能源电力消纳保障机制实施、用户绿色电力消费意愿增强等外部环境发生变化。未来，市场主体需参与包括电力市场、碳排放权交易市场、绿证市场、可再生能源消纳责任权重市场等在内的多元市场体系，需建立电力市场与绿证市场、碳市场等之间的衔接机制，完善绿色用能认证机制，将绿色电力在生产、消费、排放多个环节的环保价值最大化，以多市场同频共振、同向发力实现“双碳”导向的最佳成效。

四是能源发展新形势加速电网数字化转型，优化资源配置平台作用凸显。在新能源集散并举的发展原则下，分布式新能源将不断增加，智能微电网持续发展，网架结构更加复杂多样。为适应新能源的进一步增加，需要利用数字化技术提升电网的调度控制水平，发挥电网资源优化配置平台作用，为源网荷互动提供保障。

数字化转型也为绿色电力全流程追溯认证提供了技术支撑，电力市场同样成为源网荷储互动的大数据中心和生态圈，建设更灵活、更丰富的市场机制成为可能。

二、电力市场如何应对高速增长的新能源

新能源发电具有间歇性、随机性、波动性的特征，高比例新能源接入，将对电力系统安全稳定运行、电力市场建设带来挑战。国外在推动清洁低碳转型过程中出现过若干问题，其应对措施对于“双碳”背景下南方区域电力市场建设具有很好的借鉴意义。

（一）完善区域电力市场体系，防控极端价格信号

随着西欧国家近年来新能源高比例接入，在风力、光伏电力供应高峰时期负电价频发。负电价平均小时数由2018年的511小时翻倍至2019年的925小时，2020年上半年西欧各国也有100至200个小时出现电价为负。负电价将导致化石能源发电企业的经营风险加大，短期极端价格信号误导电源远期投资建设，不利于电力市场健康可持续发展，不利于稳定可靠供电。

欧洲应对负电价主要有以下三种有效措施：

一是加大西北欧（包括法国、德国、荷比卢三国、英国、北欧和波罗的海国家）的市场耦合，2012年实现了日前电力市场耦合，2018年实现了日内电力市场耦合，利用跨境交易能力汇总实现更大范围供需，缓冲局部地区局部时段极端供需情况。

二是完善健全电力金融市场，推进电力市场与期货市场联动，一方面将电价波动风险转移给金融市场主体，另一方面通过远期合约交易发现未来5～10年的电力价格，引导发电投资和产业布局。

三是优化市场设计，负电价持续一定时间后可再生能源发电方将不再享受补贴，引导理性报价。

（二）优化源网荷储一体化发展，保障退煤退核后的电力可靠供应

德国将在2022年底停止本土核电项目运行，并决定于2038年完全退出煤电。与此同时，2020年德国可再生能源发电占比已经达到了45%左右，并规划到2030年可再生能源发电占比将提升至65%以上。这将给德国电网安全稳定性和供电可靠性带来巨大的挑战。

应对措施包括：一是加大电网互联，增强系统灵活互济能力，包括建设跨国输电线路和国内南北输电线；二是加大氢能应用，2020年德国政府正式推出国家氢能战略；三是增加电储能以及需求侧响应容量；四是发展燃气电厂和抽水蓄能电站；五是提升新能源功率预测精度。

（三）挖掘系统调节能力和需求侧响应能力，平抑新能源发电波动性与间歇性

由于可再生能源快速增长，美国加州一天当中电力净负荷情况从过去的“驼峰曲线”变为“鸭子曲线”。加州可再生能源发电比例将在2030年达到50%，届时“鸭子曲线”背部会更低，脖子会更长，对加州电网安全稳定运行提出更大挑战。

主要应对措施包括：一是鼓励更多包括气电、抽水蓄能电站在内的灵活电源建设；二是扩大平衡市场（EIM）的范围，依靠区域网络容量加强调节性资源互济；三是部署大量太阳能+储能项目，同时拓展其他储能方式；四是建设开放式自动需求响应项目（Open Automated Demand Response, OpenADR）；五是设计更加精密的峰谷电价结构（如分时电价和实时电价），鼓励移峰填谷。

（四）加速碳、电市场融合，促进发电侧低碳减排

欧洲持续推动欧洲碳排放权市场与欧洲电力市场双轮驱动，将碳价纳入发电成本，通过改变电源优先级排序加速高排放煤电转型和退出。英国政府通过设置最低碳价政策作为容量市场的补充，以高于容量补偿价格的碳价成本挤出低效小煤电机组，并配套火电厂碳税政策加速退煤，鼓励清洁能源发展。

三、服务绿色电力全生命周期的市场体系设计

从生产特性来看，新能源发电具有波动性、随机性、间歇性；从系统平衡视角来看，根据南网总调的研究，新能源发电在远期是概率性有效容量平衡，在中期和近期是电量总体平衡，在实时体现为可预测的新能源电力与调节性电力共同平衡；从利用一次能源来看，新能源发电与传统能源发电最大的不同点在于一次能源难以存储。

新能源上述特点决定了中长期合约不能作为发电调度安排的依据，而是体现为约定收益、对冲风险的工具；为了实现新能源发电上网，与新能源出力预测颗粒度一致的电力平衡市场是关键环节。化石能源发电的贡献则体现为远期提供充裕发电容量，中期和近期提供电能量，实时执行阶段提供调节能力。

因此，考虑到新能源为主体的电源结构，需要建立中远期权益类市场+平衡市场的复合市场体系，以及反映电能量、发电容量、辅助服务价值的全交易品种。

综合分析，新型电力市场体系需要结合新能源特性，依托新型电力系统，坚持顶层设计、循序渐进、安全稳定、公平竞争、绿色发展的原则，做好“规划交易执行”全时序统筹、“上下内外”全方位衔接，实现“源网荷储”全生命周期覆盖。

（一）“规划交易执行”全时序统筹

结合新能源电力电量平衡特性，从规划、交易、执行三个维度，提出从中长期到实时阶段、省内到省间的市场框架设计。

在规划维度（5～20年及以上阶段），市场设计需要以保障远期电力供给为前提，为新能源发电项目提供稳定的预期收益，满足“双碳”目标下新能源用能需求。相比化石能源发电，用电企业更注重获得绿色电力的独有性和全生命周期的环境价值。随着补贴退坡，新能源发电企业也需要预期稳定的现金流支撑贷款投资、建设运营。因此，规划维度的市场空间需要根据有效容量概率确定新能源装机规模，框定多电源类型发电互补的总体布局。交易主体主要为新能源发电企业、用电企业以及电网公司。

市场关键机制包括中长期购售电合同（PPA）、容量市场/容量补偿机制。发、用电企业通过签订PPA，满足发电企业的项目融资需要，为用电企业提供独有性、全生命周期的绿电所有权。发电企业与电网公司签订保障性收购合同也可以满足项目投资需要。电价机制方面，PPA价格需要体现电能量价值、环保价值，可以灵活设计价格联动机制以及期权等工具。

由于新能源发电特性难以完全匹配用电需求，发、用电企业通常选择签订中长期差价合约，合约仅作为结算依据，可以约定分时结算曲线；发、用电企业仍需要参与其他中长期交易或现货市场，或者与电网签订购售电合同。当火电利用小时数预期低于盈亏平衡小时（通常为4000～5000小时，与电煤价格和上网电价有关）之后，需要引入年度及以上的容量市场或容量补偿机制，合理量化并补偿火电减发电保容量的贡献。

在交易维度（多日～5年内阶段），市场设计需要满足新能源总体电量平衡需要，结合新能源电量预测技术开展电能量交易，满足用电侧灵活购买绿色电力的需求。现有中长期市场机制下，以年度、月度市场化交易计划为基础开展新能源优先消纳、常规电源三公调度。通过月度长周期结算抵消新能源发电波动性、随机性，控制执行偏差。当新能源发电占比不断提高，月度偏差较大且难以实现公允的偏差结算时，则需要引入月度以内的短期市场，提供频次高、流动强的调整手段。

市场关键机制主要是面向全体电源的分时段电能量交易，以及面向调节电源的中长期备用容量、黑启动等辅助服务交易。分时段合约设计应注重流动性，考虑各方最大公约数，按照“远粗近细”的原则划分时段，例如年基荷合约、月或周峰平谷合约、单日分时合约等。集中式现货市场启动后，中长期市场可以交易到D-1日，使交易精准贴近实际生产，减少风险敞口。根据市场发展，积极探索电力期货、期权、金融输电权等在内的金融衍生品交易，进一步增加市场流动性，完善风险规避、价格发现功能。

在执行维度（日前-实时阶段），市场设计需要实现发电能力平衡和调节能力平衡。关键机制包括现货电能量市场，调频、调峰等辅助服务市场，以及需求响应机制。电能量现货市场主要包括日前、日内市场和实时市场，通过集中优化调用各类调节资源，不断贴近实时供需平衡。依托调频、调峰等市场价格信号，激励具有灵活调节能力的机组参与实时电力平衡。通过需求侧响应机制，挖掘用电负荷、储能、电动汽车等用户侧资源灵活调节能力。依托新型电力系统的控制、计量、通信等技术，聚合各类分布式资源、虚拟电厂协调优化运行。

（二）“上下内外”四维衔接

从南方区域电力市场全局考虑，对上衔接全国统一电力市场，对下推进绿色电力向区域市场融合，对内衔接省级电力市场，对外做好与碳市场、用能权市场的耦合联动。

对上：南方区域作为一个独立的市场单元，以“点对网”、“网对网”方式参与全国市场（跨南网、国网及其他地区）交易。首先，通过区域市场的多能互补蓄水池作用，可以有效平抑汛枯、峰谷的送电波动，实现新能源受入能力最大化。其次是结合资源条件将南方区域内的新能源外送，或新能源与常规能源打捆外送，辐射大湄公河次区域国家。

对下：打造绿色电力交易作为区域市场实现“双碳”目标的核心产品，按照绿色用能全过程溯源、全国认证的要求，南方区域实行绿证统一核发认证，绿色电力交易统一组织。

对内：南方区域市场作为最大的资源平台，有助于五省区履行消纳责任权重，利用地域跨度大、用电曲线差异的特点调剂新能源季节波动性和日内间歇性。起步阶段五省区共享余缺调剂空间，以跨区跨省的多日电能量、现货交易作为灵活消纳渠道。随着新能源跨省区调剂规模和频率提升，点对网、网对网、点对点多种交易模式不断完善，区域内多边交易态势形成，区域平衡作用更加凸显，市场融合更加紧密。

对外：新能源交易与消纳保障机制、碳市场、用能权市场耦合衔接。未来积极探索绿色电力交易与其他市场的合约互认，提高市场之间的联动性，推动多个节能减排市场维度同向发力，更精准、更及时地反映每一度绿电的环境价值，引导发电项目投资，改变电力生产方式，促进绿色能源消费。

（三）“源网荷储”全生命周期价值覆盖

考虑电源、电网、负荷侧各类主体、储能的可持续发展，新兴市场体系需要支撑项目投资、项目建设、生产运行、监测评估全环节，反映市场价值和社会贡献并获得合理收益。

在投资环节，通过中长期购售电合同、新能源友好型市场服务、优惠支持政策等方式激励新能源发电企业投资，保障新能源发电项目发展。在项目建设环节，结合可再生能源电力消纳监测评估，根据新能源发电交易及结算情况滚动发布消纳指标并提出预警，引导风电光伏项目优化配置、合理安排装机增速。

在生产运行环节，建立适应高比例新能源接入的灵活调节机制，合理反映传统能源发电的调节能力价值，实现新能源优先消纳。在监测评估环节，聚焦碳足迹耦合碳排放全过程检测。基于企业用能数据开展碳排放数据监测，追踪碳足迹，推演未来碳趋势，助力企业优化运营策略、科学实现用能达峰。

(作者均供职于广州电力交易中心)