电价过山车！高比例可再生能源时代 市场机制如何稳盘？

加强市场机制建设

应对高比例可再生能源带来的电价波动

来源：中能传媒研究院 作者：朱磊

（北京航空航天大学经济管理学院）

随着可再生能源接入电网的比例逐渐增加，2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，强调完善电力价格形成机制，鼓励新能源报量报价参与现货市场，提升电力市场对高比例新能源的适应性，提出到2030年新能源全面参与市场交易。2023年9月，《电力现货市场基本规则（试行）》印发。随着风光等可再生能源逐步参与市场交易，其显著的间歇性将对市场，尤其是现货市场价格产生重要影响。在国内外电力市场上，既出现了因可再生能源发电量大涨而催生的负电价现象，又存在可再生能源发电量不足导致的电价急剧飙升情况，甚至在市场运营层面，部分可再生能源发电商还可能通过策略性报价对电价波动推波助澜。本报告在总结国内外高比例可再生能源电力市场运行情况基础上，提出通过机制建设应对可再生能源比例不断提高带来的电价波动的四点政策建议。

一、背景

我国电力现货市场建设发展迅速，可再生能源参与市场交易的比例不断提高。2017年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货市场建设试点工作正式启动。2023年10月，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》印发，提出有序扩大现货市场建设范围，加快放开各类电源参与电力现货市场。同年12月底，山西、广东电力现货市场先后转入正式运行，标志新一轮电力体制改革取得重大进展。与此同时，新能源电力参与市场交易的比例不断提高。据国家能源局统计，2023年新能源电力的市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，较2022年提高8.9个百分点。在现货交易方面，在广东、山东、山西、甘肃、蒙西等地的电力现货市场，可再生能源已经可以通过“报量报价”方式参与省内现货交易。

可再生能源装机快速增长导致的供需错配问题被市场交易进一步放大。截至2024年9月底，全国可再生能源装机达到17.3亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的54.7%。2024年前三季度，全国可再生能源发电量达2.51万亿千瓦时，同比增加20.9%，约占全部发电量的35.5%；其中，风电太阳能发电量合计达13490亿千瓦时，同比增长26.3%。风电太阳能发电量受天气条件影响极大，其波动进一步传导到市场。2024年“五一”劳动节中午时段，光伏发电的集中出力叠加假期工业负荷降低，电力市场出现了供大于求的现象，山西、广东、山东等地电力现货市场多次出现了零电价甚至是负电价。而在可再生能源渗透比例快速增长的欧洲地区，2024年欧洲大陆电力市场中负电价次数达到1480次，创下新的历史纪录。与之相对，当可再生能源发电量无法满足市场需求，而传统能源发电因考虑运营成本或容量不足，无法及时响应时，电价将出现剧烈上涨。例如，2024年12月中旬，由于德国风电与光伏发电出力明显不足，其电力现货市场的平均价格最高飙升至平时的十倍。

高比例可再生能源接入的电力市场监管是全世界电力市场运行面临的新难题。尽管欧洲和美国等地区的电力市场经历了较长的运行时间，并且历经诸多突发状况，但面对高比例可再生能源接入，均无法有效规避电价大幅波动的情况。尤其是2022年俄乌冲突爆发以来，欧洲各电力交易所的平均电价水平与电价波动均出现了大幅上升，平均电价达到235欧元/兆瓦时。尽管多数分析人士均将原因归结为天然气供给受限导致的价格上涨，但实际上可再生能源在整个过程中对价格波动起到了一定的推波助澜作用。面对电力价格波动，欧盟推动了新一轮电力市场改革，如减税降费、对消费者实行临时免税、设定价格上限、向最终消费者发放代金券等多种措施，应对电价的短期飙升。相较于2021年下半年，欧盟国家电费中的税收份额从36%下降到16%，这些事后补救的间接措施虽然降低了终端消费者的能源费用，但也给财政带来了巨大负担。我国电力市场的建设和发展期相对较短，缺乏应对突发情况的经验，在面对高比例可再生能源接入时，同样需要在体制机制建设方面提前做好准备。

二、可再生能源比例提高对电力市场的影响——以俄乌冲突期间的欧洲为例

欧洲的可再生能源比例相对较高，并且电力市场化运行时间也比较长，俄乌冲突爆发后，我们发现了以下新的特点：

第一，比例不断提高的可再生能源对电价产生重要影响。从2021年开始，风电和太阳能发电在整个欧洲地区的发电量份额和系统电价都呈现出显著增长的趋势，这一趋势在2022年变得更为明显。基于NORDIC数据，自2022年俄乌冲突爆发以来，风电和太阳能发电对德国、意大利、瑞典、挪威、丹麦、芬兰等国家多个电力竞标区域价格的重要性提升。同时，在德国、意大利、瑞典、丹麦和芬兰的所有竞标区域以及挪威南部部分地区，风电与区域电价之间的相关性显著增强。可再生能源已经逐步取代气电，发展成为区域电价的决定力量。对于可再生能源，其发电边际成本相对稳定，高企的电价带动售电收入的提升。北欧两大电力企业Vattenfall和Statkraft的运营数据显示，其单位收入出现了大幅增加。随着可再生能源补贴政策的退出，电力企业通过市场调节，提高可再生能源报价，以弥补其资本支出。

第二，可再生能源发电商出现联合推高电价的策略性行为。欧洲大部分电力企业同时拥有气电和可再生能源发电资产，拥有多元化能源组合的能源企业可以通过策略行为，如减少传统能源供应，来获取更高的利润，并抵消可再生能源入网带来的电价降低效应。在NORDIC市场中，随着可再生能源发电市场份额的扩大，这些发电企业在天然气价格波动时，会提高可再生能源竞标价格，从而推动电价上涨，这将对电力市场的稳定运行和消费者的用电成本产生重大影响。与此同时，因为企业同时拥有多种发电资产，可以通过减少可再生能源发电的报量，保留部分气电的报量，进而将电价上涨归结为天然气价格上涨，使得这种策略性报价行为具有很大的隐蔽性。

第三，进行电力市场制度创新或监管干预的必要性凸显。俄乌冲突爆发之前，整个欧洲电力市场发展的目标之一是提高电力交易市场的互联互通、扩展输电网络，帮助整合可再生能源，而一直没有很好地正视可再生能源加入电网带来的价格波动。俄乌冲突爆发之后，欧洲国家电价出现了剧烈波动，频繁出现的电价飙升，严重影响社会经济发展。需要看到，随着可再生能源渗透率朝着碳中和的目标增加，其间歇性输出和近零的边际成本给电力系统和市场价格带来了不确定性。从欧洲市场的实践来看，市场互联互通、输电网络扩张，均难以有效抑制或克服电力企业的策略性报价行为。并且随着电力市场的互联互通，可能会进一步引导电价波动在不同区域、不同市场之间进行传导，进而扩大影响范围。研究发现，在特定市场条件下，市场监管者可以通过电力价格管制对市场进行直接干预，更好地保障市场的平稳运行。这需要我们创新电力市场的监管干预机制。

三、政策建议

以电力市场价格干预机制为核心策略，并综合考量提升市场参与主体信息透明度、推动建设与管理储能设施以及鼓励可再生能源资产独立运营等多维度，特提出以下四项政策建议。

第一，适时推出电力市场的价格干预机制。在当前国内部分试点地区，电力现货市场已经设立申报价格的固定上下限，如广东为0～1500元/兆瓦时。然而，随着可再生能源发电比例的不断提高，这种固定的价格限制机制可能无法充分适应市场的动态变化。在可再生能源发电比例较高的地区，可以考虑实施动态电价调整机制，当电价波动超出一定范围时，及时启动价格干预措施，保障电力价格的相对稳定。动态电价调整机制应结合实时市场数据和预测模型，确保干预措施的科学性和有效性。

第二，进一步强化针对市场参与主体的监管与信息披露。监管部门应加大对电力市场的监管力度，密切关注发电企业的市场行为，特别是在燃料价格波动、极端天气等关键时期。同时，要求各类市场参与主体，如发电企业和电力市场运营商等及时、准确地披露电力生产、成本、交易等相关信息，增强市场参与者对电价形成机制的理解和信任。通过建立完善的信息披露平台，方便市场参与者获取和查询相关信息，进一步提升市场的透明度和公信力。

第三，加强对多层级储能系统的市场参与监管。储能技术是解决可再生能源波动性问题的关键手段之一。一方面，需要积极引导储能运营商公平公正参与电力现货市场、辅助服务市场等各类电力市场的交易，通过正常市场行为获取利润。另一方面，对于各级储能设施，需要追踪其充电与放电价格的价差，并针对不同储能设施给出合理价差范围，避免储能设施的过度套利行为，帮助储能设施平抑可再生能源发电量的波动，促进电力系统与电力市场的稳定。

第四，鼓励大型电力集团剥离可再生能源资产独立运营。考虑到多资产的发电集团更加容易在电力报价中实施策略性行为，建议在进一步的电力市场改革中，对同一发电集团的不同电力资产在报价中设立“防火墙”。并通过给予税收优惠和财政补贴等多种方式，鼓励发电集团剥离可再生能源资产，降低企业剥离成本。独立运营的可再生能源项目可直接参与电力市场交易，通过现货市场、辅助服务市场等获取收益，平抑电价波动。同时，完善相关市场机制，鼓励独立运营项目积极接入电网，促进可再生能源的高效利用和电力系统的稳定运行。