新电改五年｜机制完善是可再生能源参与市场交易的保障

市场机制和配套政策相互协调、同步跟进

是解决深层次矛盾的根本途径

2019年，我国新能源发电装机总容量位居世界第一，新能源正由补充型电源逐步向主力型电源发展。同时，连续两年，全国新能源消纳形势明显好转。数据显示，2019年，我国风电、光伏发电总装机攀升至4亿千瓦，全国平均利用率再创新高。在各方的共同努力下，伴随新能源快速发展过程中持续存在的消纳问题也得到了有效改善。

（来源：微信公众号”中国电力企业管理“ ID:zgdlqygl 作者：井然）

然而，我国新能源发展与消纳仍然面临矛盾与挑战，国网能源研究院副院长蒋莉萍认为，目前，制约新能源发展的深层次原因，是随着新能源的发展，电力市场上的各类主体的角色及利益格局发生了变化，但与此相对应的政策和机制未能得以及时的调整和完善。“发展风能、太阳能等新能源是推动国家能源转型的重要路径选择，需要辅之以技术和政策机制两方面的手段与措施。新能源消纳的技术问题，电网公司及发电企业有能力去解决。但是利益格局调整的问题单靠任何一个企业都难以解决。”蒋莉萍进一步补充。

目前，高比例可再生能源并网以后，给电力系统运行带来很多挑战。新能源大规模并网，直流远距离输电规模持续增长，送受端常规机组被大量替代，电网形态及运行特性在发生较大变化，系统电力电子化特征凸显，确保安全稳定水平成为当前电力系统运行面临的现实挑战。“电力系统是一个有着百年发展历史的最大的人造系统，对于技术性的难题，工程师终究是可以找到解决方案的。当然，会存在着时间上和经济性方面的问题。”蒋莉萍强调。

从发展的角度来看，国网能源研究院企业战略研究所所长马莉指出，新能源发展存在以下深层矛盾与挑战：一是新能源间歇性、不确定特点给电力系统运行带来的压力；二是新能源成本相对比较高，对整个电力系统运行的成本，或者说整个用户购电和用电成本带来较大挑战；三是在未来经济下行压力加大的背景下，新能源如何有序和可持续发展。

随着新能源补贴退坡时代的到来，电力体制改革推进给新能源企业带来了怎样的效益挑战？马莉认为，当前，新能源企业面临的最直接的效益挑战来自于新能源政策变化而非正在推进的电力市场机制建设工作。“对于新能源来讲，至少在现阶段，更多的是需要政策的支持，这是目前新能源企业面临的一个最大的问题。”

记者在采访中了解到，随着国家补贴退出，新能源发电陆续迈入平价甚至低价时代，消纳条件更将成为影响地方规划、电网接入、企业投资新能源的关键要素。“对新能源企业而言，眼下的‘平价时代’初期是一个比较艰难的阶段，一方面政策支持力度明显减弱，另一方面市场参与机制及相应的利益格局尚不明朗。下一步需要考虑的是市场机制怎么去设计，以支持包括新能源企业在内的电力企业建立起可持续发展的商业模式，如何作为一个市场参与者去参与竞争。”蒋莉萍表示，“随着电改的推进，电力市场化交易规模不断扩大，可能进一步拉低火电平均上网电价，进而对平价新能源项目带来更大的盈利压力。”

优势与效益挂钩将催生传统能源发展新态势

近年来，我国区域电网峰谷差呈逐步扩大趋势，电力负荷呈现明显的时变特点，系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化，保持动态平衡。

由于风、光的资源特性，新能源出力存在随机性和波动性。新能源高比例接入电力系统后，增加了系统调节的负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动。新能源消纳问题与系统调节能力密切相关。

在一定规模的电力系统中，系统调节能力主要由电源调节性能决定，与电源结构相关。不同类型电源的调峰深度有很大差异。以煤电机组为代表的传统电源能够满足大电网运行离不开的电压支撑、负荷跟随、系统稳定等角色需要。我国电源结构以火电为主，电源总体调节性能主要取决于火电调峰深度和灵活调节电源比例。

蒋莉萍认为，将传统能源参与调峰的优势及系统价值与其应获得的效益挂钩，按照市场机制形成价格，为参与灵活性调度的传统能源定价，就能增加传统能源参与系统调节的积极性，从而更好地促进新能源消纳。

对于电力辅助服务市场来说，从2015年开始，各地方逐步调整辅助服务机制，西北地区提高服务补偿标准；东北地区建立市场化报价机制，使得火电、水电等传统能源参与调峰调频的意愿强化；福建、安徽、山东、新疆等多个区域启动调峰辅助服务的市场化运作；山西、广东等多个区域启动调频市场化改革。但是整体来说机制还是不够完善。

“当前正处于电力市场机制建设的关键时期，我们在市场建设理念上必须要有所转变。比如，未来的辅助服务市场机制等非能量市场的设计不应该是基于目前业内比较广泛使用的‘补偿’的概念，而应该是为系统运行所需要的灵活性单独定价的概念，亦即，把电力产品依据其对于安全稳定供电要求的贡献进行细分，对市场主体（包括电源及负荷）为系统安全稳定运行提供的服务（电力调度所需要的灵活性）进行定价，为这样的一些产品去定价的机制。未来的电力市场在做设计的时候，一定不是去做补偿，而是去定价。”马莉进一步强调。

如何破解可再生能源与煤电发展规划“纠缠”难题

2020年是“十四五”规划的谋篇布局之年，记者发现，在各个领域关于“十四五”的讨论中，都没有电力“十四五”中可再生能源和传统能源的讨论激烈。“十四五”可再生能源大发展是行业的首要共识，但是要不要继续上煤电、上多少煤电，成为了“十四五”可再生能源规划相关讨论甚至争论的主题之一。为什么可再生能源的规划会与煤电的发展规划“纠缠”如此之深？

马莉告诉记者，以往的电力规划，大概念上讲，传统电源规划总量制定的类似于上限，而可再生能源规划制定的是发展的下限，但在区域布局和发展速度上，可再生能源规划和传统电源规划之间的统筹考虑比较欠缺。“可再生能源与煤电发展肯定是需要协调规划的，并且在电力规划编制过程中，需要充分考虑电力市场化的因素。”马莉表示。

记者了解到，电力市场化可以最有效率地为可再生能源寻找到性价比最高的调节服务，也可以为用户寻求到性价比最好的电能。其实按照市场化配置资源的要求进行规划，才是真正发挥市场配置资源为主作用的重要途径。

“在电力规划过程中，要考虑市场化因素，尤其是市场化电价因素对行业发展、电能价格、系统运行等一系列影响，在电力市场化的背景下制定规划，同时需要考虑用户侧电价的承受能力。”马莉说，“我国清洁能源资源与负荷的分布特点决定了需要在全国范围内配置资源，统筹消纳空间，发挥不同地区间资源互补和跨时空调剂的作用。”

在谈及“十四五”规划政府和企业需要扮演的角色时，蒋莉萍表示，政府需要做的是从国家层面出发统筹做一些安排，协调支持有关项目的建设，至于该建什么项目、怎么建以及什么时候上马等商务方面的安排，应该由企业自己去决策。“每个企业或者说投资者在做投资决策的时候，必须对未来的电力需求情况、市场格局、政策诉求等做出自己的判断，需要真正地向市场化的方向发展。”蒋莉萍表示。

经济性是“十四五”能源电力规划的重要考虑

传统的规划制度是与价格制度和运行制度紧密捆绑的，规划制度以项目核准为依托手段，根据经济发展的预测，计算各地区电力电量的平衡情况。电价管理部门直接使用规划管理部门项目核准时使用的利用小时数，作为核定发电机组回收投资、获得投资收益所需电价水平的依据。由于电价管理部门会依靠行业通行的成本考虑最终电价，所以传统规划并不考虑，至少没有精确考虑电价水平的问题。

记者在采访中获悉，并非传统规划不考虑经济性，而是经济性的因素在“十四五”发生了变化。随着国内电力市场化改革的快速推进，“十四五”的可再生能源规划和消纳必须考虑经济性的测算。首先是因为普遍被关注的可再生能源补贴总额快速上涨带来的用户侧电价上涨压力；其次是以电量生存的可再生能源需要以容量方式生存的煤电作为调节电源，总生产成本将有所上升；再者，可再生能源消耗的辅助服务费用最终会传导到用户，用户电费将在其他边界条件不变的情况下有所增加。

“十三五”期间，国内电力行业并没做好可再生能源穿透率快速提高的准备，业内大部分专家将煤电等可调节电源面临的困难主要归咎于利用小时数下降和市场化交易电价下降。其实，“十四五”煤电等可调节机组的利用小时和国外可再生能源发展较快的国家一样，不但不会回到计划核价的5000小时以上，反而会进一步快速下降，甚至可能达到3000小时左右。但是由于可再生能源与生俱来的运行特性，造成煤电等可调节电源虽然利用小时快速下降，但不意味着煤电等可调节电源的存量（容量）会出现快速下降，反而意味着煤电等可调节电源在利用小时快速下降的同时，要加强改造，提高机组的健康程度，为可再生能源提供快速爬坡和容量备用服务。既然可再生能源不能离开煤电等可调节机组，单独为电力用户供电，自然电力用户要支付的成本就会上升。

同时，煤电等可调节机组未来获取收益的主要渠道包括容量电费和其提供的辅助服务费用，既不应该由煤电等可调节机组无偿提供，也不应该由可再生能源承担，应当由电力用户承担，这才是真正的受益者承担机制。

马莉告诉记者，以往电力规划中对经济性的考量和关注，主要还是基于对电源和电网发展成本及变化的分析。“未来的基于大比例可再生能源的电力系统发展，涉及多种可选择的技术组合，所以用户承受力也将作为经济性分析的一个重要视角。在制定‘十四五’规划的时候，需要对整个能源格局和发展的可能性做充分的考虑，然后对在不同可能性下的经济性问题进行客观的评估，规划其实是应该有目标或者说边界条件的。”马莉表示。

机制完善是可再生能源参与市场交易的保障

作为我国能源转型的重要组成部分和未来电力的主力提供者，新能源在电力改革中扮演了重要角色。新能源如何更好地参与市场交易，实现环保、消纳和经济收益的多方共赢，成为了新的关注焦点。

马莉认为，新能源更好地参与电力市场交易，其实是为了更好地促进新能源的发展，首先政策要到位。

目前，新能源市场化机制不健全，需要进一步研究保障消纳和市场化消纳衔接的问题，省间对新能源消纳的壁垒依然存在，需要进一步的破除。此外，现货市场的建设，有利于发挥区域经济能源互补特点，解决新能源消纳问题。

记者了解到，西北地区作为我国风、光储量富裕地区，在新能源消纳和市场化运作方面，积攒了丰富经验。西北电网的特点是面积大、电压等级高，并且省间联系紧密、区域统一运行、各省特性不同、全网互补性强。其中特高压网络的不断建设，让更多的清洁能源从西部源源不断地输送到东部。相对于省级市场，区域市场有利于削弱打破省间壁垒，发挥资源优化配置潜力，通过市场化手段进一步促进西北地区乃至全国的电力市场改革工作。

据了解，西北跨省辅助服务市场从2018年12月开始试运行，共享储能在试点工作中发挥了重要作用。随着辅助服务市场的推进，储能电站利用率有很大的提高，既带来了储能项目的收益，也有利于更大范围内促进新能源的消纳，特别是有利于形成独立辅助服务提供商的身份，为下一步参与更多辅助服务品种打下基础。

加快推进市场化改革，是提升新能源消纳能力的长效机制。在持续开展好深挖电源侧调峰潜力、完善电网基础设施、加强需求侧管理、促进源网荷互动等工作的同时，加快推进市场化改革，加快推进电力辅助服务市场、推进现货市场试点建设和市场化交易，完善市场规则设计，使新能源发电边际成本低的经济价值和绿色优势，在电量与容量等市场竞争中逐步显现。

马莉指出，需要逐步建立完善现货市场和辅助服务市场来促进新能源的消纳。据悉，现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易，现货市场产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效的量化参考依据。在现货市场作用下，新能源通过低边际成本自动实现优先调度，同时通过现货市场的价格信号引导发电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源消纳。

“进一步加快现货市场的试运行与建设工作，构建全国性电力市场体系，在具体市场机制设计中，充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点，调动各类型尤其是灵活性较高的电源投资积极性，充分调动灵活性资源的潜力。”马莉表示。

市场化、“去壁垒”已经成为电力交易市场改革的关键词。在电力市场改革渐入佳境之时，也存在着批发市场侧的协同、大范围优化资源配置能力需要提升、新能源消纳以及如何参与市场交易等问题有待解决。“从市场角度来说，首先要逐步建立完善的市场机制，从中长期到现货再到辅助服务，建立一个完整的电力市场体系。此外，对于参与市场交易的新能源来说，如何提高新能源预测精度也是促进其更好参与交易的关键所在。”马莉说。

构建长期有效的可再生能源发展路径

能源的发展史，其实就是人们不断变换、组合和优化资源并寻求最大化使用资源的过程。能源由污染到清洁、由高碳到低碳的变革是一个长期的、融合渐变和突变的过程，涉及多类技术、多种产业和多类不同主体，是一个复杂的系统演化过程。

近年来，我国清洁可再生能源持续增长，清洁低碳、安全高效的能源体系正加快构建，推动能源绿色发展已经成为生态文明建设的重要内容，成为新时代能源发展的主题。

如何构建长期有效的可再生能源发展路径？

第一，要从战略层面上进行统筹规划。必须更加重视对可再生能源发展规律的整体认识和把握，更加重视对市场、技术、消费者等各种驱动因素及驱动机理的深入研究。在此基础上，明确可再生能源发展的国家战略，合理规划可再生能源发展的地区布局和系统结构。

第二，设计更加稳健有效的政策。当前，可再生能源发展呈现出多主体复杂动态博弈的特征，可再生能源的边际社会效益逐渐降低，激励政策实施的成本压力越来越大，政策投资的资源配置效率问题日益突出，政策的杠杆作用也在逐步削弱。亟需有关部门从不同主体的内在需求出发，深入探讨其决策动机、决策行为及其影响，在此基础上，综合各主体的利益诉求，完善利益分配机制，设计更加有效稳健的政策。

第三，要增强政策的普适性与差异性。一些地方由于产业结构、消费结构的差异，在可再生能源发展道路选择上同样也呈现多样化。当前，亟需研究政策的普适性与差异性，确定好长期战略性引导政策，在此基础上，立足国情、省情、区情，从资源禀赋、经济结构、环境状况等方面制定更加有针对性和灵活有效的政策。

近年来，可再生能源跨越式发展已经成为我国能源领域最耀眼的亮点。在这场应对气候变化与加速能源转型的过程中，我国作为“可再生能源第一大国”的绿色新名片也越来越亮。加快全球能源转型，实现绿色低碳发展，已然成为当今国际社会的共同使命。我国长期以来找准战略定位，完善支持政策，提供财政激励，巩固投融资机制，注重研发、资本、市场、产品多要素的整合，为世界可再生能源发展贡献了“中国智慧”。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年3期，作者系本刊记者