新型电力系统中新能源参与电力市场机制的思考

2021年3月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上强调，要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。这是一个至关重要的全新提法，为能源电力行业提供了根本遵循、指明了前进方向，预示着电力系统未来颠覆性的革新。此前国家发改委、国家能源局及能源电力行业的提法是，构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统。此次会议进一步定调，首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统，这意味着新能源在未来电力系统中占据主体地位、成为主要能源形式在中央层面首次得以明确。同时，以促进新能源发展为突破口，赋予了“深化电力体制改革”新的要求和任务，即电力体制改革要促进以新能源为主体的新型电力系统发展，包括新能源参与电力市场机制、促进电力系统灵活调节性资源（抽水蓄能、新型储能、需求侧资源等）发展机制等。

2020年12月12日，习近平总书记在气候雄心峰会上表示，到2030年，中国风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。能源行业普遍预测，12亿千瓦只是下限，到2030年，风电和光伏装机可能在16～18亿千瓦左右。今年5月15日，南方电网公司发布建设新型电力系统行动方案（2021～2030年）白皮书，提出到2025年具备新型电力系统“绿色高效、柔性开放、数字赋能”的基本特征，支撑南方五省区新能源装机新增1亿千瓦以上；到2030年基本建成新型电力系统，支撑新能源装机再新增1亿千瓦以上。其中，新能源装机达到2.5亿千瓦以上，成为南方五省区第一大电源。可见，未来我国电力系统将更多的以风电、光伏等新能源为主导增量，新能源将逐步成为我国能源结构转型的重要力量，新一轮爆发式增长已经是确定性事件。随着新能源的快速发展，补贴缺口也越来越大，尽管国家主管部门先后数次下调风电、光伏发电补贴标准，并上调电价中的可再生能源附加费，但依然无法弥补越来越大的补贴缺口。同时，在规模化应用过程中，风电、光伏发电等新能源发电技术水平不断提升，成本持续下降，部分地区已处于传统化石能源成本区间。市场化交易、无补贴发展逐渐具备条件，深化电力市场改革、通过市场化手段促进新能源的发展和消纳已成为业界共识。

我国新能源发展现状

我国新能源产业发展迅猛，近十余年都以30%以上的超常速度增长，如今我国已是全球风电和光伏发电规模最大、发展最快的国家。据国家能源局有关统计，截至2020年底，我国新能源发电装机总规模5.6亿千瓦，位居全球首位，占总装机比重25.5%。其中：风电2.8亿千瓦、光伏发电2.5亿千瓦、生物质发电2952万千瓦，分别连续11年、6年和3年稳居全球首位。2020年，我国风电、光伏发电新增装机接近1.2亿千瓦，约占全国新增发电装机的62.8%。风电、光伏发电量7270亿千瓦时，占总发电量比重9.5%，同比增长0.9个百分点。这些都表明我国新能源绿色电能替代作用不断增强，有力支撑了能源绿色低碳转型。

据两大电网公司有关统计，2020年，国家电网公司经营区域内，新能源市场化交易电量1577亿千瓦时，占新能源发电量的21.7%。其中，新能源跨省跨区交易电量920亿千瓦时，新能源与大用户直接交易、发电权交易等省内新能源交易电量657亿千瓦时。南方电网公司经营区域内，消纳新能源电量1022亿千瓦时，同比增长27%，新能源利用率99.8%，基本实现全额消纳。其中，新能源市场化交易电量96亿千瓦时，占新能源发电量的17.3%，主要在云南省内，广东、广西已针对风电、光伏等可再生能源发电出台了相应的交易方案或规则。

我国新能源发电价格机制

总体来说，我国风电、光伏发电实行保障性收购与市场化消纳共存的交易机制。保障利用小时数（合理利用小时数）以内电量，电网企业以收购价统一收购。对于不同类型的新能源电量，收购价按照以下方式确定：对于竞争性配置项目，按照中标价格收购；对于非竞争性配置的常规项目、平价项目，按照煤电标杆上网电价收购；对于非竞争性配置的低价项目，按照合约价格（低于煤电标杆上网电价）收购。保障利用小时数（合理利用小时数）以外电量参与电力市场，以市场方式确定价格并保证其电量全额消纳。

价格机制方面的政策主要有以下几项：2016年3月，国家发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号），电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。2016年5月，国家发改委、国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），首次核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。保障性收购电量由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分通过市场交易方式消纳。2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号），为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书。风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。2019年5月，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），标志着可再生能源配额制以可再生能源电力消纳责任权重的形式正式实施。2020年1月、10月，财政部、国家发改委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）及有关补充通知（财建〔2020〕426号），首次明确了按照可再生能源发电项目全生命周期合理利用小时数核定中央财政补贴额度。

随着产业技术进步、效率的提升，近年来新建风电、光伏发电项目成本不断下降，当前已经具备平价上网条件，行业对平价上网也形成高度共识。在此背景下，2021年6月，国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），这是风电、光伏发电正式步入无补贴时代后最具标志性意义的一项政策。对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，2021年起中央财政不再补贴，实行平价上网。对新建项目，2021年不再通过竞争性方式形成上网电价，直接执行当地燃煤发电基准价，这释放出清晰强烈的价格信号，有利于调动各方面投资积极性，推动风电、光伏发电产业加快发展。同时，考虑到部分用电企业希望与新能源发电企业直接开展市场交易购买绿电并支付更高价格，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好地体现风电、光伏发电的绿色电力价值。

我国新能源发电参与电力市场现状

新能源参与省内市场

中长期市场：新能源发电企业与其他常规机组一样，按照自愿原则与售电公司、批发用户签订中长期交易合同。

现货市场：当前我国第一批八个电力现货市场试点地区，新能源在绝大多数地区保障性收购、优先消纳，按照电力现货市场交易规则参与甘肃、蒙西、山西等三省区现货交易。山西现货试点中，新能源以报量不报价方式参与日前市场，以低边际成本保障优先出清。甘肃、蒙西现货试点中，新能源以报量报价方式，在日前市场基于中长期电量日分解曲线申报分段价格参与市场出清，以低边际成本实现优先消纳。从这三个现货试点的试结算来看，新能源主要通过降低电价，甚至地板价、零价来获取市场化电量空间。

新能源参与跨省跨区市场

中长期市场：主要有新能源外送交易、新能源与大用户直接交易、新能源与常规能源省间发电权交易三种形式。新能源外送交易，一般采取新能源与煤电打捆外送，主要有“点对网”和“网对网”两种形式。新能源与大用户直接交易，目前主要是银东直流跨区外送，采用“点对点”形式，送端为银东直流3个配套电源企业及宁夏、青海、甘肃、陕西的煤电企业和风电、光伏发电企业，受端为山东电力用户。新能源与常规能源省间发电权交易，目前主要是新能源与煤电的省间发电权转让和置换。

现货市场：在中长期市场基础上，国内探索建立了富余可再生能源电力跨省跨区现货交易，可以更好地匹配新能源实际发电特性，是中长期交易的重要补充。

国外新能源参与电力市场机制

电价机制

从国际上来看，对新能源发展的电价支持机制主要分为固定上网电价机制（Feed-in Tariff，FIT）、溢价补贴机制（Feed-in Premium，FIP）、可再生能源配额制（Renewable energy Portfolio Standard，RPS）和绿证机制。

固定上网电价机制：根据各类新能源发电标准成本，政府直接明确规定其上网电价，电网企业按照政府定价无条件收购新能源上网电量，由此增加的额外购电成本由国家补贴或计入终端用户销售电价。如芬兰、德国（2012年前）。

溢价补贴机制：新能源按照电力市场规则与其他常规电源无差别竞价上网，同时政府为新能源上网电量提供溢价补贴，新能源上网电价水平为“电力市场价格+溢价补贴”，溢价补贴可为固定或浮动。如丹麦、荷兰。2012年以后，德国新能源发电企业可以选择固定上网电价机制，也可以选择溢价补贴机制。

可再生能源配额制和绿证机制：政府以法律的形式对可再生能源发电市场份额做出的强制性规定，即电力系统所供电力中必须有一定比例（即配额标准）由可再生能源供应。绿色证书是对可再生能源发电方式进行确认的一种指标，可再生能源参与电能量市场出售电能并获取与其发电量相对应的绿色证书，并将其在绿证市场上出售以获取绿证收益。美国是世界上第一个实施可再生能源配额制的国家，目前美国绝大多数州都实施了配额制。

差价合约机制：英国于2013年后开始实施第三次电力市场改革，建立基于差价合约的长期合同制度，为新能源发电商提供清晰、稳定、可预测的投资激励。其运作方式为：新能源发电商与政府签订双向差价合约。当市场电价低于合约电价时，由政府向发电商补贴差价；当合约电价高于市场电价时，发电商需要向政府退还差价。这相当于由政府承担市场电价波动的风险（甚至存在零电价、负电价等极端过补偿情况），对发电商来说基本等同于固定上网电价机制。

交易机制

偏差考核机制：新能源发电出力预测精度不足，导致实际出力与预测出力存在一定偏差。国外电力市场普遍会有相应的考核机制，但相对常规机组而言更为宽松一些，以鼓励新能源参加电力市场交易。如丹麦电力市场中，平衡责任代理商（Balance Responsible Party，BRP）可以参与日前、日内以及辅助服务市场（含平衡市场），采用双价格结算机制（Two-Price Settlement System）。新能源发电作为BRP-P（Production，代表售电），若不平衡量与系统不平衡量相反，结算价格为日前市场价格；若不平衡量与系统不平衡量相同，结算价格为平衡市场价格。

调峰市场机制：新能源占比较高的电力市场，电力系统必须具备良好的调峰能力。国外除建立常规能源调峰机制外，还鼓励新能源机组主动参与系统调峰，一般采取控制机组出力的方式。如北欧电力市场的负电价机制、爱尔兰电力市场的新能源机组减出力奖励机制。

投资保障机制：新能源占比较高的电力市场，整体出清价格水平较低。国外一般通过建立容量补偿机制、容量市场及稀缺电价机制等保障常规机组合理收益，充分调动灵活调节性资源投资积极性，促进系统有效备用容量充足，实现电力系统长期安全稳定运行。如美国PJM市场的容量市场机制、得州市场的稀缺电价机制。

跨区交易机制：加大跨国跨区外送是解决风电、光伏等新能源发电全额消纳的最有效手段。如北欧四国新能源占比较高，资源禀赋、负荷分布呈现明显的区域不平衡性，跨国跨区交易十分频繁，实现了电力资源在更大范围内自由流动、优化配置。

我国新能源参与电力市场的路径设计

随着我国电力体制改革不断深化，市场交易电量规模不断扩大，新能源发电企业对参与电力市场已有预期，而且随着发电成本持续下降，目前已经具备参与市场的竞争力。总体来说，新能源参与电力市场，必须坚持“有效市场”与“有为政府”相结合，妥善处理好市场建设与可持续发展之间的关系。既要发挥市场机制优化资源配置的作用，也要保障新能源产业可持续健康发展，不能影响社会资本对新能源产业的投资积极性。

对于新能源存量项目，参与电力市场必须以兑现政策为前提。保障利用小时数（合理利用小时数）以内的电量“保量保价”收购，保障利用小时数（合理利用小时数）以外的电量参与市场。保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按政府核定电价收购；市场交易电量部分由新能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。对于新能源增量项目，原则上全部电量参与市场。为避免短期内政策调整过大、保障新能源投资积极性，可考虑给予一定过渡期，过渡期内仍给予增量项目一定保障政策，过渡期结束后增量项目全部电量进入市场，同时要提前明确过渡期时限，稳定市场预期。

电力市场交易机制是决定市场运行效率和交易规模的关键因素。高效的交易机制可以促进新能源积极参与市场，实现资源优化配置。对于新能源参与跨省跨区电能交易，以中长期交易为主，同时结合短期跨省跨区富余新能源现货交易。前者通过新能源与火电打捆形成稳定出力再进行外送，后者对新能源电量外送的针对性更强，方式更加灵活。对于新能源参与省内电能交易，仍以中长期交易为主，鼓励以报量不报价或报量报价方式参与电力现货市场。初期，新能源以报量不报价方式参与电力现货市场，作为价格接受者优先出清，实现全额消纳。这种模式和原来上报功率预测给调度类似，关键在于预测准确率。待条件成熟以后，新能源逐步向报量报价方式过渡。为降低新能源功率预测误差、提高竞争力，可为其提供灵活的交易申报机制，如允许其在日内、实时市场二次申报量价曲线。

对于新能源占比较高的地区，要进一步完善调峰、调频及辅助服务等激励机制，可探索开展爬坡（快速升降功率）、系统惯性（系统瞬时稳定频率变化的能力）等辅助服务交易品种。

有关建议

深入分析现货试点运行情况，进一步优化新能源参与电力市场机制

作为全国第一批现货试点，山西、甘肃在推进新能源参与市场方面先行先试、积极探索，基本形成了可执行的现货市场规则体系，市场优化配置资源的效果初步显现。随着现货市场长周期结算试运行，也逐步暴露出一些问题，如新能源中长期交易机制不够灵活、现货市场峰谷价差过低、超额收益回收机制不够完善、用户侧参与度不高等，新能源企业普遍反映参与现货市场后度电收益下降。建议在现有市场框架下，坚持问题导向，进一步完善山西、甘肃新能源参与市场的配套机制，如增加旬、周等交易频次来提升中长期交易灵活性、适当放宽现货市场限价和超额收益回收机制触发门槛、分类分批推动用户侧参与市场等，边运行、边完善、边总结，同时加强市场运行监控与风险防范，争取今年实现不间断连续结算试运行，为其他地区提供可借鉴的成功经验。

充分吸收借鉴国外先进经验，提出我国新能源参与电力市场顶层设计方案

从全世界范围来看，在新能源发展初期，许多国家通过固定上网电价机制、溢价补贴机制、可再生能源配额制、绿证等政策鼓励新能源产业发展，基本是以保障性消纳为主，市场化机制为辅，不断提升新能源在电力市场中的竞争力。随着新能源快速发展、竞争力不断提升，政府逐渐减少补贴，推动其平价甚至低价上网。此外，国外还在完善电量偏差处理机制、调峰调频及辅助服务机制，推动新能源在更大市场范围内消纳等方面进行了很多探索和实践，积累了很多宝贵经验。目前来看，这些都基本符合我国新能源发展的趋势及路径选择，国外新能源参与电力市场的经验对我国具有很强的借鉴意义。建议充分吸收借鉴国外成熟经验，提出一套符合我国基本国情、统筹考虑多元目标、具有可操作性的新能源参与电力市场顶层设计方案和实施方案。

充分考虑新能源出力特性，稳妥有序推动其参与全国统一电力市场体系

新能源发电的优缺点都十分突出，在电力市场环境下，低变动成本使其在竞价中占有绝对优势，但新能源发电受天气变化影响显著，其波动性、随机性、间歇性等特点决定了新能源在年度、月度交易中签订带曲线的中长期合同难度很大，但现货市场的运行又要求必须对新能源中长期合约进行结算曲线分解，以便与现货市场有效衔接。局部新能源发电出力难以满足购电需求物理合约曲线，这决定了新能源必须在更大市场范围内统一优化配置，纳入全国统一电力市场体系是未来发展的必然趋势。建议在全国统一电力市场的交易机制设计中，一方面要充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、低边际成本等特点，研究建立适应新能源参与的多时间尺度的电力市场、缩短交易周期，加快推动各省级电力现货市场建设，鼓励新能源发电参与现货市场，做好优先发电保障和市场化交易的衔接；另一方面要通过合理的投资保障机制，调动灵活调节性资源（特别是抽水蓄能和新型储能）投资积极性，通过运行阶段规则设计充分调动灵活性调节资源的潜力，保障电力系统长期安全可靠运行。

加快调峰、调频等辅助服务市场建设，支撑高比例大规模新能源参与电力市场

辅助服务是保障以新能源为主体的新型电力系统安全稳定高效运行的基础。目前我国各地的辅助服务市场大多处于初步开展和探索的状态，在缓解电网调峰压力及新能源消纳方面已初具成效，但成本疏导和分摊机制尚不清晰、亟待完善。建议优化调峰、调频等现有辅助服务，创新开展备用、爬坡响应、系统惯性等辅助服务品种设计，促进系统灵活调节能力的提升。引导和培育更多市场主体参与辅助服务市场，鼓励抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂、需求响应等新兴市场主体发挥自身灵活调节能力，通过辅助服务市场获取合理收益，实现电力系统运行效率更高、运行成本更低。推动辅助服务市场与现货市场有序衔接、融合发展，通过现货市场价格信号引导市场主体积极参与辅助服务市场。按照“谁受益，谁承担”的原则，进一步完善用户侧市场主体分摊辅助服务费用机制，为逐步健全辅助服务市场体系奠定基础。

做好新能源参与电力市场与可再生能源配额制、绿色电力交易等其他政策工具，市场机制有效衔接与协同，逐步建立以新能源为主体的新型、统一、绿色的电力市场发展路径

当前我国电力市场化改革与全国碳市场建设、可再生能源配额交易、绿色电力交易等都处在稳步推进、逐渐完善的过程。要充分发挥这些市场化机制、政策工具的优势互补作用，从市场之间相互促进、协同激励的角度出发，最终构建以新能源为主体的新型、统一、绿色电力市场体系。建议超前谋划，及早部署研究面向新型、统一、绿色电力市场协同运行为最终目标的分阶段市场形态演化模式、市场之间协同运行所具备的政策及机制条件、推进多市场之间协调运行的演进路径与关键举措等重大课题，逐步建立以新能源为主体的新型电力市场发展路径，推动我国能源低碳转型，助力碳达峰、碳中和目标的实现。近期可考虑试点建立绿色电力交易机制和市场体系，充分发挥市场在促进和保障绿色电力生产消费过程中的作用，充分反映绿色电力的环境价值，统筹激励、引导需求侧和供给侧积极性，促进包括新能源在内的绿色能源快速发展。

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