中國儲能網(wǎng)訊：“雙碳”目標下，中國能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略不斷加速，新能源發(fā)展成效顯著，但隨著新能源裝機規(guī)模的快速增長，新能源消納問題不斷凸顯，亟需通過市場化機制優(yōu)化資源配置。本文梳理分析電力市場建設進展、新能源參與市場面臨的問題挑戰(zhàn)，結(jié)合國際經(jīng)驗與國內(nèi)實踐，提出適應新能源特性的電力市場機制、充分體現(xiàn)新能源綠色價值的政策體系。
電力市場建設進展
我國電力市場化建設快速推進，電力市場基本規(guī)則不斷制修訂，全國統(tǒng)一電力市場“1+N”基礎(chǔ)規(guī)則體系逐步構(gòu)建，具有中國特色的電力市場體系在實踐中逐步成型。2024年，全國市場交易電量6.18萬億千瓦時，同比增長9%，占全社會用電量比重為62.7%，占售電量比重超過75%，全社會用電量市場化率較2016年提高了40個百分點；全國跨省跨區(qū)市場化交易電量接近1.4萬億千瓦時；綠電交易電量突破3000億千瓦時，綠證交易數(shù)量達到4.46億個；經(jīng)營主體數(shù)量超過80萬家，同比增長9.8%。市場開放度與活躍度大幅提升，市場間協(xié)同運作水平不斷提高，有力促進了資源在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置以及能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。
新能源參與電力市場情況
新能源參與市場面臨的問題和挑戰(zhàn)
一是從促進低碳發(fā)展方面，新能源的綠色價值尚未得到充分體現(xiàn)，綠色消費有待提高。具體體現(xiàn)為，消納責任權(quán)重與考核沒有有效傳導到用戶。目前“指標到省”方式，導致終端用戶在沒有具體配額及考核責任的情況下將僅按低成本原則進行消費選擇，難以符合促進綠色消費的方向和要求。綠證供需匹配不協(xié)調(diào)，綠證價值體現(xiàn)不足。市場主體購買綠證并未與其他稅收、金融優(yōu)惠政策掛鉤，主要驅(qū)動力還是政府、企業(yè)或個人履行社會責任、提升品牌形象、減免碳關(guān)稅等。綠色電力消費環(huán)境溢價的效用未體現(xiàn)。目前企業(yè)購買的新能源電力暫無法抵扣能耗雙控，也無法獲得碳配額，“電—碳—證”協(xié)同尚不順暢。
二是從高效運轉(zhuǎn)方面，新能源的電源特性與現(xiàn)行市場機制運轉(zhuǎn)不平衡，各地區(qū)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負荷特性、新能源在電源結(jié)構(gòu)中占比差異較大，與各地市場規(guī)則的設計還不相適應。新能源大比例并網(wǎng)導致日內(nèi)功率大幅波動，加之氣象因素影響下的中長期預測偏差率常超過30%，使得現(xiàn)有電力市場在交易周期設計、價格形成機制、輔助服務補償?shù)确矫婢嬖谶m應性不足。短期交易品種難以匹配新能源出力的快速變化特性，實時平衡市場容量儲備機制欠缺靈活性；節(jié)點電價體系尚未充分考慮新能源場站空間分布特性，跨區(qū)輸電通道利用率與新能源消納需求存在時空錯配；調(diào)節(jié)性資源參與市場的經(jīng)濟激勵不足，導致系統(tǒng)爬坡能力與備用容量難以滿足高比例新能源接入需求。
三是從系統(tǒng)安全方面，具體表現(xiàn)為，新能源參與現(xiàn)貨市場面臨“價格震蕩”風險，現(xiàn)貨市場價格與新能源出力高度相關(guān)，以邊際成本申報定價的現(xiàn)貨交易模式面臨巨大挑戰(zhàn)。新能源參與中長期市場面臨“偏差考核”風險，偏差風險主要是由新能源出力隨機性和波動性特點造成的，當前各地新能源出力預測偏差仍然較大，在現(xiàn)貨市場中需要為預測偏差引發(fā)的平衡成本付費。新能源參與雙邊交易面臨“曲線波動”風險，由于新能源發(fā)電特性，新能源發(fā)電出力曲線與用戶的用電曲線難以精確匹配，曲線波動風險將繼續(xù)擴大。
國外經(jīng)驗總結(jié)和啟示
從全世界范圍來看，在新能源發(fā)展初期，許多國家通過政策鼓勵新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展。如今，國外新能源產(chǎn)業(yè)已普遍完成從初期政策扶持到全面融入電力市場的轉(zhuǎn)變。同時，國外不斷完善電量偏差處理機制、調(diào)峰調(diào)頻及輔助服務機制，對我國具有很強的借鑒意義。
一是發(fā)揮政策補償激勵作用，保障新能源發(fā)展。配套建立額外的政策措施，保障可再生能源發(fā)電的合理收益，例如美國新能源基于可再生能源配額制及其配套綠證機制、差價合約、VPPA及套期保值等價格激勵機制參與電力市場。通過配額制和綠證的機制體現(xiàn)新能源綠色價值，保障新能源參與電力市場的收益，是國際通用的做法。
二是健全中長期合約調(diào)整機制，為新能源提供調(diào)整機會。新能源發(fā)電特性及天氣因素影響，決定了新能源在年度、月度交易中簽訂帶曲線的中長期合同難度較大，但現(xiàn)貨市場中新能源又需要對中長期合約進行曲線分解。國外市場通過研究建立適應新能源參與的多時間尺度的電力市場、縮短交易周期等方式，便于新能源企業(yè)在交割日到來之前協(xié)商調(diào)整，降低市場風險。
三是發(fā)揮市場價格信號作用，提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。現(xiàn)貨市場所產(chǎn)生的價格信號可以為資源優(yōu)化配置、規(guī)劃投資、電力市場提供一個有效的量化參考依據(jù)。對新能源發(fā)電實現(xiàn)優(yōu)先調(diào)度，引導發(fā)電主動調(diào)峰，優(yōu)化統(tǒng)籌全網(wǎng)調(diào)節(jié)資源，有效促進新能源電力消納。充分利用靈活調(diào)節(jié)資源，引導常規(guī)電源參與調(diào)峰，例如丹麥的風電通過與挪威水電配合調(diào)度；北歐地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機組參與系統(tǒng)電力供需平衡的調(diào)節(jié)，應對風電的波動性。
適應新能源特性的電力市場關(guān)鍵機制研究
中長期市場關(guān)鍵機制
建立適應新能源發(fā)電特性的中長期市場交易機制。放寬對新能源高比例簽約中長期合同的要求，探索15分鐘級超短期合約，匹配光伏出力短時波動特性。合理確定地區(qū)中長期峰谷電價價差和時段劃分，細化中長期合約曲線。允許不同電源之間合同轉(zhuǎn)讓，提升中長期市場的靈活性和流動性。
優(yōu)化新能源參與跨省跨區(qū)交易的組織方式。做好省間交易組織，強化省間與省內(nèi)、中長期與現(xiàn)貨協(xié)同運作模式。統(tǒng)籌省間電力供需形勢變化與可再生能源市場主體交易需求，推動省間中長期市場連續(xù)運營，完善省間交易曲線形成機制，促進輸電通道輸送可再生能源電量。
探索集中式風、光聯(lián)營參與中長期市場。大型風電光伏基地通過內(nèi)部聚合平衡的方式聯(lián)合參與市場，提高新能源出力穩(wěn)定性。鼓勵集中式新能源通過自建或購買調(diào)節(jié)性資源，聯(lián)合作為一個單獨主體參與市場，也可按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合的方式同時參與市場，豐富收益獲取方式。
鼓勵分布式新能源聚合參與電力市場交易。明確虛擬電廠（VPP）、負荷聚合商等新型主體的市場主體地位。制定分布式資源聚合技術(shù)標準，明確準入條件。完善聚合體內(nèi)部治理規(guī)則，要求聚合商與分布式業(yè)主簽訂收益風險共擔協(xié)議，明確出力偏差責任分攤比例。
現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機制
實現(xiàn)新能源企業(yè)公平參與市場競價。完善新能源企業(yè)以報量報價或報量不報價的方式參與實時市場交易，自愿參與日前市場交易。為新能源提供靈活的交易申報機制與預測更新機制，在現(xiàn)貨市場中實現(xiàn)按經(jīng)濟調(diào)度原則出清。
適當放寬限價范圍，擴大尖峰與深谷電價價差，增強價格彈性以引導供需平衡。申報價格上限考慮地區(qū)工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。
在配網(wǎng)層面建立分布式資源池交易機制。允許聚合體以“可調(diào)負荷”身份參與配電公司組織的日前市場，優(yōu)先滿足臺區(qū)平衡需求。探索分布式資源打捆外送模式，通過多聚合商聯(lián)合投標形成穩(wěn)定出力曲線，滿足受端電網(wǎng)最小交易單元要求。
輔助服務市場關(guān)鍵機制
建立新型輔助服務產(chǎn)品供給體系。針對新能源高滲透系統(tǒng)的動態(tài)調(diào)節(jié)需求，拓展新型輔助服務品類。明確新能源機組提供輔助服務的技術(shù)門檻，差異化設計考核和補償方案。設計輔助服務容量與能量解耦的交易機制，允許新能源場站獨立申報調(diào)頻容量與電能量。
探索成本分攤與價格傳導機制。建立新能源滲透率與輔助服務成本聯(lián)動的分攤系數(shù)模型，當區(qū)域新能源裝機占比超過30%時，用戶側(cè)分攤比例提升至總成本的60%。創(chuàng)新輔助服務價格空間傳導機制，在跨省交易中實施“輔助服務費用隨電能量捆綁外送”，受端電網(wǎng)按購入電量的15%計提平衡基金。
完善多市場協(xié)同運行機制。設計“能量—輔助—容量”三市場耦合出清模型。建立輔助服務市場與容量市場的聯(lián)動機制，對持續(xù)提供調(diào)頻服務的新能源場站，給予容量可信度評估加分。推行跨省輔助服務共享交易，送端新能源富集區(qū)域可向受端輸送調(diào)頻容量，交易價格參照送受兩端邊際成本的加權(quán)平均值確定。
有關(guān)政策和市場機制建議
建立適應新能源特性的電力市場機制，保障新能源全面入市的有序過渡
加快推動各省出臺《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）實施細則，合理確定機制電量范圍，優(yōu)化機制電價競價組織方式，建立現(xiàn)貨市場和中長期市場的銜接機制，為新能源全面入市奠定政策基礎(chǔ)。進一步深化中長期連續(xù)運營，增加市場合同的流動性。加速電力現(xiàn)貨市場建設進程，發(fā)揮市場中各類資源潛力以促進消納新能源。建立合理的偏差處理機制，做好現(xiàn)貨規(guī)則和“兩個細則”等原有機制的銜接。探索大型風光基地項目與配套火電、配建儲能等聯(lián)營參與市場，完善新能源跨省區(qū)交易機制，促進新能源在更大范圍消納。引導分布式資源公平承擔交叉補貼、電力平衡服務等相關(guān)責任，通過平臺聚合或接受市場價格等多種方式參與交易。探索建立多部制電價機制或其他形式的容量機制，適時建立容量市場，確保高比例新能源新型電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。
完善體現(xiàn)新能源綠色價值的政策體系，支撐新能源可持續(xù)發(fā)展
一是落實用戶側(cè)主體可再生能源消納責任。建立可再生能源消納責任權(quán)重機制與綠電綠證市場相結(jié)合的市場模式，形成以綠證作為履行消納責任的主要手段、體現(xiàn)可再生能源綠色價值的市場機制體系，共同保障新能源發(fā)展和消納。
二是擴大綠電交易規(guī)模。進一步擴大省間綠電供給，鼓勵通過綠電交易方式落實跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電規(guī)模計劃，促進綠電在更大范圍優(yōu)化配置。推動綠電交易向長周期、精細化方向發(fā)展，鼓勵電力用戶與發(fā)電企業(yè)簽訂多年綠電協(xié)議。
三是完善綠證核發(fā)、交易、監(jiān)管、消費體系。推進可再生能源綠色電力證書全覆蓋，規(guī)范綠證核發(fā)機制。加強國家級綠色電力消費核算標準，完善綠證相關(guān)配套機制，提升國內(nèi)綠證的國際認可度。
四是探索“電—證—碳”機制銜接。理順“電—證—碳”市場的關(guān)系，研究三個市場協(xié)同機制，避免用戶在不同市場重復支付環(huán)境費用，加強各市場平臺間的數(shù)據(jù)交互。
建立支撐新能源發(fā)展的引導機制和手段
一是合理補償調(diào)節(jié)成本，激勵市場主體主動提高調(diào)節(jié)能力。持續(xù)推進電價改革，完善價格補償機制，充分釋放各類資源調(diào)節(jié)潛力。
二是有效疏導輔助服務成本，推動國家有關(guān)輔助服務的最新政策落實到位。精確劃分各類市場主體的輔助服務需求及成本，明確各方調(diào)節(jié)成本承擔比例及計算方法，探索不同類型用戶參與輔助服務的分擔共享機制，推動輔助服務分攤資金的公平分攤和有效疏導。
三是根據(jù)系統(tǒng)運行需要，完善輔助服務交易品種。加快各地調(diào)頻、備用等輔助服務市場建設，探索適應高比例新能源的快速爬坡、轉(zhuǎn)動慣量等新品種，同時，做好新增市場交易品種與原有機制的銜接，避免出現(xiàn)重復考核或補償。
四是提高新能源主動適應能力，響應系統(tǒng)安全。通過輔助服務市場機制的引導，促進新能源企業(yè)在電力安全保供方面發(fā)揮作用，不斷優(yōu)化新能源場站參數(shù)設計，完善控制系統(tǒng)，提升新能源發(fā)電性能。
五是提升新能源功率預測精度和準度。探索建立國家級新能源出力預測系統(tǒng)，以國家級功率預測為依托，集成建立功率預測廠家及新能源發(fā)電企業(yè)參與的功率預測平臺，促進功率預測核心算法的迭代和升級，提高功率預測準確率。
