近日，中国电机工程学会电力市场专业委员会与中国能源研究会电力市场与碳市场专业委员会以及全国电力交易机构联盟联合举办的电力市场联合学术年会在广州举行。
与会嘉宾介绍了我国电力市场建设最新进展，分享了电力市场在绿色转型等方面面临的挑战，围绕新能源的物理和经济特性，提出相应解决方案。
部分发电企业新能源入市比例超50%
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放说，2023年，新能源总装机规模突破10亿千瓦；新能源发电量达到1.58万亿千瓦时，占总发电量的15.8%。
支撑我国新能源发电快速发展的是技术装备水平的显著进步，风电技术基本实现与国际同步，光伏全产业链具有全球竞争力。近十年陆上风电和光伏发电项目单位千瓦平均造价分别下降30%和75%左右。
与此同时，新能源的消纳机制也逐步从保障性收购向保障性收购与市场化交易并行的模式转变。
韩放提到，全国已有26个省（区、市）的新能源参与电力市场交易。新能源装机占比低的地区以“保量保价”的保障性收购为主，不参与市场化交易；装机占比较高的地区，以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，保障小时数以外的电量由新能源自主参与省间、省内中长期交易、现货市场和辅助服务市场等各类市场化交易。
2023年，我国新能源交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，部分大型发电企业新能源参与市场的比例已超过50%。
北京电力交易中心总经理谢开介绍，国家电网公司（以下简称“国网”）经营区内2023年省间新能源交易电量1719亿千瓦时，同比增长19.2%。
新能源VS.市场设计
新能源的快速发展，给市场机制设计带来不少挑战。
北京电力交易中心市场部主任李竹说，一方面，新能源优先发电计划与市场交易空间需要进一步协调。从电量规模看，我国优先购电规模基本保持稳定或小幅增长，约占全社会用电量的20%左右，但新能源的持续增长，将带动优先发电规模快速上升。从电力曲线看，发电侧放开的经营性发电调峰能力强、保留的优先发电呈现反调峰特性；而用户侧放开的经营性用户峰谷差小，保留的优购用户峰谷差大且需要发电侧提供调峰能力。
另一方面，新能源的成本特性使得现货边际成本定价机制面临新挑战。当前，中国西部部分省区新能源渗透率已超过50%，新能源大发时，现货市场出现“地板价”、零负电价时间显著增加。由于新能源低边际成本的特性，新能源大发时段系统价格迅速降低。从国外经验看，以德国为例，2023年以零价出清的时长超过300个小时，会影响传统电源发电收益。
谢开认为，新能源高占比电力系统中，仅依靠电能量收益无法合理体现传统电源在保供方面的价值，长此以往将影响系统可靠性充裕度。“需要加快推进容量机制优化，推进与电能量市场的协调衔接，引导火电机组由电量供应主体向支撑调节性电源转变。”
李竹指出，适应高比例新能源接入的调节激励机制有待加强，为应对新能源出力快速变化、负荷支撑能力弱、系统转动惯量减小进而稳定性变弱等问题，需要引入爬坡、备用、转动惯量等新型辅助服务品种，并加快推动新型主体入市增加系统调节能力。
多位与会专家提到，从跨省区交易的角度看，外送电力和价格机制协商难度增加。随着各地新能源装机比例攀升，送受两端净负荷曲线形状逐渐趋同，即供给与需求的时段匹配度下降。具体到西北地区风光大基地项目，由于利益相关方多元复杂，涉及电能量、绿色、可靠性等多元价值，各方在电价上难以形成一致意见。
一位与会嘉宾透露，目前新一批风光大基地项目大多处于规划建设阶段，部分项目涉及多种电源类型，不同类型电源还存在对应不同级別调度机构的问题，大基地内部多种电源的一体化调控模式尚需进一步明确。
市场化交易也给新能源收益带来了挑战。
上述与会嘉宾说，随着新能源装机增加，部分省区把白天光伏大发时段设为谷段或深谷段，并进一步加大峰谷价差。2024年，已有12个省区调整工商业峰谷分时电价，10个省区拉大了峰谷差，减少了新能源机组收益。
新能源的波动性、随机性还容易引起偏差风险。新能源发电同时率高，导致中长期合约在发电侧“零和博弈”，不是缺少卖方就是缺少买方，难以真正实现合同转让或回购。在现货市场面临“高买低卖”风险，在中长期市场面临偏差考核风险，同样降低新能源收益。
此外，新能源超额回收机制仅考虑正收益回收，不考虑亏损补偿。新能源因中长期签约、日前申报电量超出允许范围而获取的价差收益按规则进行回收，但因此产生的亏损还是由新能源企业自行承担。
区域平衡、“打捆”入市、风险共担
李竹指出，当前优先发电计划是保障新能源消纳的主要手段之一，由电网企业收购用于满足优先购电、代理购电用户用电需求。后续需要制定用户侧可再生能源消纳配额制等政策，压实用户侧可再生能源消纳责任，起到激发用户主动消费绿色电力的约束性作用，培育用户侧绿色电力消费习惯，同时做好电网企业收购部分的优发、优购电量匹配，实现优先发电计划与市场的有效衔接。
多位与会专家建议，建立政府授权合约机制，并合理疏导政府授权合约费用，统筹保障性计划与市场交易，有序衔接优先发电计划政策，保障存量新能源获得足额收入。
广州电力交易中心总经理钟声指出，南方区域电力市场在建设与实践中积累了枯汛期、新能源大发、极端天气等各类条件下区域市场运行的宝贵经验，总结形成了“1+N+5X”规则体系、“全域三部制”结算模式等成果，大市场运行优越性初步显现，促进电力保供促消作用明显，区域资源优化配置、余缺互济能力进一步增强。
李竹建议，积极探索省间输电权交易机制，建立省间通道利用的秩序规则，兼顾国家能源规划与输电能力的灵活高效利用，提升新能源的消纳效率。
针对大基地项目，韩放建议，探索新能源与传统电源“打捆”参与市场的机制，通过内部聚合平衡的方式，提高新能源出力预测精度和出力稳定性，自发调整新能源发电曲线，平抑波动性。
李竹也提到，要加快研究大基地长期送电购电协议的签订模式，通过市场化机制充分调动各类资源的调节能力，促进大型风光基地新能源消纳。
韩放指出，要构建适宜新能源全面发展的统一电力市场体系，不断优化市场组织方式，缩短交易周期，提高交易频率，允许转让交易合同，增加市场合同的流动性，并且开展电力期货市场研究。
广州期货交易所副总经理冷冰说，期货市场可以助力全国统一电力市场体系建设，当前电力市场风险仅在发电、用电、售电内部流动，期货市场参与主体更加广泛，部分风险可以由电力行业向外转移。
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