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对适应大规模新能源发展的电力市场建设的思考
来源:南方能源观察 发布时间:2023-05-31


 随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的贯彻落实,我国能源转型不断推进,近年来形成了促进可再生能源发展和消纳的政策体系和市场机制,以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著,新能源装机规模迅速增加,利用水平稳步提升,技术装备水平显著进步。


  “双碳”目标背景下,我国明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上,提出2030年新能源全面参与市场交易,对新时代新能源发展提出了新任务、新要求。由于新能源发电具有波动性、随机性和间歇性等特征,参与电力市场还面临着诸多问题和挑战,迫切需要完善相关政策和市场机制。

电力市场建设推动电力价值多元化


  电源结构由煤电装机占主导,向新能源装机高占比转变,是新型电力系统较传统电力系统的深刻变化,可以预期新能源必将迎来持续较长时间的高速发展期,从局部地区开始,逐渐形成新能源电力和电量高占比的电力系统。


  在新型电力系统的构建过程中,新能源占比逐渐提高,伴随着负荷的多元化,电力系统的运行成本将显著增长,与此对应的,电力商品的价值也由以电能量价值为主,逐步向电能量价值、容量价值、调节能力价值以及绿色环境价值等多维价值的集合转变。新型电力系统建设使电力资源呈现多重价值属性,这要求市场科学反映电力资源的价值,实现各项成本的精细、合理、公平负担。


  电量价值通过电能量市场体现,反映电能量的生产成本;容量价值通过容量市场体现,反映系统容量充裕度,引导各类电源协调发展;调节能力价值通过辅助服务市场体现,反映系统灵活调节能力,保障电网安全稳定运行;绿色环境价值通过绿电、绿证市场体现,反映电力的绿色环境属性,推动能源电力低碳转型。


电力市场如何适应新能源发展


  从全世界范围来看,在新能源发展初期,主要通过固定上网电价机制、溢价补贴机制、可再生能源配额制、绿证等政策促进新能源产业发展,逐步提升新能源在电力市场中的竞争力。


  一是发挥政策激励作用,保障新能源发展。随着新能源占比逐步提高,需要政府在立法、规划、市场机制等方面综合施策,建立一揽子配套政策。保障新能源企业健康可持续发展。欧美国家在推进新能源发展过程中,不仅规定了中长期战略目标,还重视能源立法及体制机制设计,美国基于可再生能源配额制建立了配套绿证机制、差价合约、长期购电协议VPPA等多种机制,推动新能源参与电力市场;德国在可再生能源发展的不同阶段,灵活制定了包括固定上网电价、溢价补贴和发电招标制度在内的财政激励政策。为了鼓励新能源的发展,我国出台了《可再生能源法》,通过电价补贴的方式鼓励新能源发展。建立可再生能源电力消纳保障机制和绿证、绿电市场,保障新能源消纳和绿色价值的实现。可见,实现新能源对传统能源的安全可靠替代是一项复杂工程和长期任务,离不开有为政府的积极引导和有力的政策保障。


  二是健全中长期合约调整机制,为新能源提供交易调整机会。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较大。目前我国中长期交易机制持续创新,在连续开市、增加交易频次、缩短交易周期方面开展了大量的工作,在原来开展月度交易的基础上,部分地区已经实现提前五天或更短的中长期交易。下一步将继续推动完善新能源中长期合约电量调节机制和合同转让机制,优化曲线形成方式,适应新能源的特点,降低市场风险。


  三是发挥市场配置资源的作用,提升系统调节能力。电力中长期和现货交易产生的分时价格信号、备用和调频等辅助服务交易等所产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、电力金融市场提供有效的量化参考依据,引导调节资源投资、发电企业主动调峰、优化统筹全网调节资源,有效促进新能源电力消纳。


  四是鼓励新能源打捆联营参与市场,提升新能源主动支撑能力。建立集中式新能源联营参与市场的机制。对于新能源集中外送,建立新能源联营机制,鼓励新能源场站之间联合运行,或者新能源与常规电源打捆运行,如通过水光互补、水风互补、风火打捆、风光打捆等,联合参与市场,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。


  五是发挥区域联网和多能互补的作用,保障系统可靠性。我国风光等新能源资源与负荷中心逆向分布,发电能力与负荷需求不匹配,时空分布不均衡特点突出。这些特点决定了要促进新能源高速发展和高效利用,必须采用能源富集地区集中式开发与负荷集中地区分布式建设同步快速推进的格局,需要通过合理的市场机制设计,依托大电网互济能力实现能源基地新能源大范围优化配置,同时依托微电网灵活调节能力实现分布式新能源就地消纳,源网荷储相互配合,提升整个电网新能源消纳能力。


我国推动新能源参与市场的探索实践


  按照2022年1月28日国家发展改革委、国家能源局发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,到2030年,新能源全面参与市场交易。在此过程中,新能源面临的核心问题是,如何兼顾快速发展、灵活消纳和合理回报。


  2022年以来,随着新能源进入市场比例越来越高,电力市场竞争日益激烈,各个地区在新能源参与市场机制上已经开展了很多探索实践。


  深化开展中长期市场连续运营。通过开展连续运营,中长期交易结果更加贴近系统实际运行情况,充分反映市场实际供需。部分省区月内交易周期不断缩短,通过中长期连续运营灵活响应市场主体需求,形成了分时段的交易机制和价格信号,引导市场主体发现电力的真实价格,最小交易周期由月、旬(周)缩短至日(多日),更好地适应了电力供需时段性频繁变化和新能源发电特点。加快电力现货市场建设,在制度建设、市场机制具备条件的情况下,有序推进新能源参与现货市场。


  积极推进绿证、绿电市场建设。绿色电力购买需求显著增长,2022年,北京电力交易中心累计组织绿电交易约152亿千瓦时,广州电力交易中心累计组织绿电交易约38.3亿千瓦时。北京、广州交易中心在广泛调研的基础上,结合国际经验和我国实际,分别编制并印发了《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则(试行)》,有效支撑了绿色电力交易规范有序开展。


  辅助服务市场逐步完善。全国各电网区域已实现辅助服务市场全覆盖,普遍建设运行了区域内调峰辅助服务市场,部分区域开展了区域备用辅助服务市场,华北、西北开展了调峰容量市场,南方区域开展了调频辅助服务市场。绝大部分省份已开展了辅助服务市场,部分现货省份还建立了现货运行期间融合运行、非现货运行期间常态化启动的市场机制。部分省份在辅助服务提供方引入了用电侧主体,如负荷聚合商、可中断负荷、虚拟电厂、电化学储能等。在辅助服务费用分摊方面,《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》中明确了辅助服务费用作为系统运行费用在工商业用户电价构成中单列,进一步理顺了电价的形成机制和疏导机制。


  充分发挥全国大市场作用。依托大电网、大市场,创新开展了清洁能源省间中长期交易、省间绿电交易、替代交易、发电权交易、省间现货交易等市场化交易,通过优化交易组织方式促进新能源大范围消纳,强化省间市场与省内市场、市场交易与电网运营协同,灵活响应省间电力供需形势变化与可再生能源市场主体交易需求,不断扩大省间可再生能源市场交易规模。


适应大规模新能源参与的市场机制建设建议


  (一)完善体现新能源绿色价值的政策体系


  新能源具有绿色价值,是新能源相对于常规化石能源最大的优势,是新能源独特的价值所在。因此,政策体系的设计应从完善绿证、绿电以及碳市场方面着手。


  建立“强制配额制+绿证交易”制度。政府确定用户用电量中新能源配额比例,建立相应考核机制,用户通过购买新能源绿证完成配额责任;明确绿证是我国绿色电力消费的唯一凭证,统一以绿证数量为绿电消费量的衡量标准,理顺绿证价格形成机制,统筹绿证和绿电交易体系,建立统筹绿证与消纳量的监测核算体系。


  探索“电-证-碳”机制衔接。理顺“电-证-碳”市场的关系,电力市场负责电力商品交易,绿证市场负责可再生能源的绿色电力属性,碳市场负责约束化石能源的温室气体排放。确保绿色环境权益的唯一性,建立全国统一的绿证、碳减排量数据平台,打通绿色电力证书与碳市场之间的流通环节。


  (二)建立适应新能源特性的市场机制


  优化新能源市场交易和合约调整机制。增加新能源调整曲线的机会,缩短交易周期,提高交易频率;在中长期交易合同中设立调整条款,约定调整方式、调整范围和价格机制;允许不同电源品种之间自由转让市场合同,增加市场合同的流通性。


  建立政府授权的中长期差价合约机制。新能源通过与政府授权电网企业或保底购电企业场外签订差价合约的方式,产生的损益由全体工商业用户分摊或分享,制定合理的新能源保障利用小时数,实现与市场交易规则的有效衔接,并合理疏导政府授权合约费用。


  完善新能源参与跨省跨区交易机制。加快全国统一电力市场建设,研究建立统一规范的规则体系和技术标准,提高新能源外送占比,不断优化跨省区交易组织方式,统筹做好省间交易组织,强化省间市场与省内市场、中长期与现货市场协同。


  (三)建立支撑新能源发展的机制和技术


  发挥市场配置资源的作用,激发调节潜力。通过完善辅助服务管理机制和辅助服务市场,合理补偿调节成本,激励市场主体主动提高调节能力;按照“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”原则,疏导辅助服务成本;针对高比例新能源电力系统运行特性,探索快速爬坡、转动惯量等新品种;激励新能源企业不断提高涉网性能,优化参数设计,促进新能源企业在保证电力系统安全管控运行方面发挥更大的作用。


  改进新能源功率预测机制,完善支撑手段。一是加强新能源企业功率预测技术和管理水平,鼓励新能源企业之间进行数据共享,持续推动新能源功率预测精度提升工作。二是整合国家和区域新能源功率预测的资源,共享信息,建议建立国家或区域级新能源出力预测系统,采取新能源购买系统服务的方式,减少单个企业成本,提高功率预测准确率。