隨著碳達峰、碳中和目標以及構建以新能源為主體的新型電力系統的任務提出，我國能源清潔低碳轉型將進一步加快，新能源將迎來高速發展階段，逐步替代煤電成為主體電源。習近平總書記指出，實現碳達峰、碳中和是一場廣泛而深刻的經濟社會系統性變革。構建以新能源為主體的新型電力系統，將深刻改變現有電力系統的基本形態和運行特征，也對電力市場機制提出了更高要求。持續完善新能源參與電力市場政策和機制，發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府宏觀調控作用，引導新能源產業健康發展，提高新能源利用率，推動能源供給向清潔低碳轉型，將有利于加快實現“雙碳”目標。

新能源參與市場化交易現狀

目前，我國新能源以“保量保價”的保障性收購為主，大部分省份以“全額收購”的方式消納新能源電量，新能源上網電量執行批復電價，不參與市場化交易。西北、東北等多數省份以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，“保量競價”電量參與電力市場，由新能源企業自主參與各類市場化交易，由市場形成價格。其中，新能源發電量仍以優先發電的形式保留在電量計劃中，保障小時數內對應的電量執行資源區的標桿上網電價（以火電基準電價與電網企業結算），保障小時數外的部分由市場化方式形成價格。

2016年以來，為緩解局部地區新能源消納矛盾，西北地區結合新能源運行特征，持續深化新能源參與省間電力交易機制建設。從市場范圍來看，跨區跨省和省內等市場都進行了一系列新能源市場化交易探索，取得積極成效。從市場形態來看包括中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等，從交易品種來看包括電力直接交易、自備電廠替代交易、發電權交易、合同轉讓交易、綠電交易、“源網荷儲”互動交易等。

跨區跨省市場方面，新能源主要參與了新能源與火電打捆交易等中長期交易，跨省區可再生能源現貨交易，以及西北區域跨省調峰輔助服務市場；省內市場方面，新能源主要通過中長期交易參與市場，主要形式包括與大用戶直接交易、發電權交易，五省（區）都運營了省內調峰輔助服務市場。甘肅開展了新能源與常規電源打捆外送和新能源參與省內現貨市場的探索，青海開展了新能源與電力用戶直接交易，寧夏探索了“源網荷儲”互動交易等交易模式，新疆大規模開展了新能源與自備電廠清潔替代交易，陜西于2021年開始新能源逐步參與市場化交易，并開展了新能源與電動汽車智慧車聯網、“十四運”場館的綠電直接交易。

當前新能源市場化交易存在的問題

政策與市場的責權邊界不清晰問題。在新能源目前的并網運行技術條件下，新能源企業還不是真正意義上的市場主體，還不是電力平衡主體、電量平衡主體，由此帶來了保障性消納政策與市場機制之間的有效銜接問題。保障性收購電量與市場交易電量邊界不清晰，新能源在市場中的責任和權利沒有清楚界定，公平參與市場具有一定難度。比如，新能源保障性電量以全年利用小時數測算確定，到月、到日的保障性電量計劃安排規則如何確定等是新能源參與市場化的重要邊界，對新能源企業有一定影響。

新能源與常規電源價值與價格問題。新能源與常規煤電、燃氣電廠之間在發電成本、出力特性上有很大差異。部分地區省內直接交易新能源向重點用戶傾斜讓利，個別跨區跨省外送中購電方片面強調新能源高比例、交易價格低水平、電力曲線高質量，既與市場公平性原則相違背，也不能充分體現新能源的綠色價值、環境價值。新型電力系統中，新能源占比大幅提高，電力市場低邊際成本和高系統成本的現象并存，靈活性調節資源變得稀缺，而且價值凸顯。市場機制的核心是市場主體之間進行利益協調的制度安排，新能源與常規電源價值發生變化后，不同價值、不同價格的電源類型同時參與電力市場，增加了市場設計的難度。

新能源參與市場化交易程度不同問題。從新能源市場化交易電量比例來看，西北地區各省進度差異較大。部分省份下達的保障性利用小時數較高，新能源僅有少部分電量參與市場；而有的省份新能源已全部參與市場，新能源參與市場化交易的省份新能源市場化交易電量占上網電量比例在15%~65%不等。陜西2021年放開新能源15%的電量進入市場，新疆、甘肅、蒙東、寧夏新能源市場化電量占比約2/3，新能源市場化程度較高。青海新能源裝機占比60%，水電裝機占比30%，新能源已成為主力電源，新能源不再安排優先發電計劃電量，全部電量合同通過參與市場獲得。

新能源參與市場的售電側差別對待問題。西北地區新能源讓利幅度通常大于火電企業，因而新能源成為省（區）釋放改革紅利的重要抓手，在不同省份，新能源企業參與市場化交易在售電側存在較大差異。有的地區僅允許政府重點扶持的產業和電力用戶與新能源開展交易；有的地區開展“綠電”交易，僅允許新能源與名單內電力用戶開展交易；有的地區對電力用戶所屬行業和類別加以區分，設置不同階梯比例規定不同用戶與新能源開展交易的比例，不同電力用戶比例內電量僅能與新能源開展交易。

關于新能源參與電力曲線交易問題。2020年國家發改委對中長期交易合同提出“六簽”工作要求，開展“帶曲線簽”，推動中長期交易逐步向電力交易轉變。但從西北各省新能源帶曲線交易情況來看，存在較多難度。首先是電力用戶對帶曲線交易的接受程度尚不成熟，用能管理多數還停留在峰谷分時電價、電能量交易的層面。對于西北、東北等地區來說，新能源與用戶電力直接交易還存在曲線確定和物理執行問題。具體體現在：一是新能源由于其出力波動性、準確預測難度大，多數用戶負荷不具備可調節性，單一新能源企業與單一的電力用戶達成帶曲線交易存在難度。二是中長期市場以年度、月度為主，新能源的電量轉讓、電力轉讓交易頻次不夠，新能源企業即使與用戶簽訂帶曲線交易，電力合同調整也仍然缺乏充足的市場手段。

“雙碳”目標下完善市場機制的重要性

碳達峰、碳中和目標下，在構建以新能源為主體的新型電力系統進程中，電力系統運行特性顯著變化、電力電量平衡更加復雜，電力系統運行和能源電力供應保障都面臨較大挑戰。當前，西北地區長時間周期的冬、夏“雙峰”、短時間周期的早、晚“雙峰”的特征十分明顯，電力保障供應的難度逐年加大。構建以新能源為主體電力系統的電力市場，將有利于促進電力供需平衡、引導發電企業合理投資、保障系統長期容量充裕度，充分發揮大范圍電力市場余缺互濟和優勢互補作用，確保電力系統安全穩定運行和可靠供應。

碳達峰、碳中和目標下，新能源裝機比例、發電占比等提高，豐枯季節、不同時段、不同時刻的電量、電力的波動將日益離散，對系統調頻、調峰資源、靈活調節資源、轉動慣量的需求將大大增加。煤電將由過去的“主體電源、基礎地位”，轉向“基荷電源與調節電源并重”，并最終成為“調節電源”，為全額消納清潔能源提供容量保障和系統調峰。新型電力系統對靈活調節資源有著巨大需求，需要構建合理的電力市場機制，引導發用雙側靈活互動。

碳達峰、碳中和目標下，光伏和風電等間歇性新能源比例升高并逐步成為主體電源、各種類型儲能的成本逐漸降低，需求側響應將更全面地參與系統調節，需要推進中長期交易向更短周期延伸、向更細時段轉變。進一步優化完善交易組織，豐富交易品種，加大交易頻次，縮短交易周期，健全合同靈活調整機制，完善偏差結算機制。

碳達峰、碳中和目標下，推動能源生產與消費各環節變革創新，促進電源、電網、負荷及儲能等各環節的協調優化具有重大價值。不斷創新市場模式和交易品種，以市場機制引導集中式電源、分布式電源、柔性負荷、儲能、虛擬電廠、新能源汽車等各類主體廣泛參與和友好互動，有利于更好滿足市場主體交易需求，實現能源互聯網價值創造。

碳達峰、碳中和目標下，充分利用地區差異，加強區域統籌、全網統籌，實現分季節、區域間余缺調劑、優勢互補，平抑新能源的隨機性、波動性，形成更大范圍的電力市場并進行資源優化配置更加重要。需要做好省間與省內市場銜接，逐步擴大市場范圍，形成統一電力市場。

新型電力系統中市場設計的建議

完善合同轉讓調整機制。構建以新能源為主體的新型電力系統進程中，系統平衡的經濟特性，主要體現在常規電源與新能源之間高頻次的合同調整（電量合同調整，及電力合同調整）。中長期市場建立高頻次的合同調整與轉讓機制，建立完善的偏差調整機制，通過高頻次的合同轉讓、置換、回購交易，為市場主體提供靈活的市場化調節手段，能夠實現與現貨市場（日前日內和實時平衡）基本一致的功能。

推進輔助服務向用戶側的成本分攤機制。《關于推進電力市場建設的實施意見》（發改經體[2015]2752號）明確提出，按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）再次明確“市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成”。在構建新型電力系統的進程中，應按照“誰受益、誰承擔”的市場化基本原則，合理評估輔助服務貢獻和責任主體，推進輔助服務成本由目前單一的“電源側”向“電源+用戶”雙側共同承擔轉變。西北地區尤其要完善快速爬坡調頻輔助服務、一次調頻輔助服務市場交易機制，并做好輔助服務市場與現貨市場的銜接準備。

研究提升靈活調節資源供給的容量市場（或補償機制）。國家電網西北分部從西北地區實際出發，創新性開展了靈活調節容量市場機制設計。在靈活調節容量缺乏的地區，通過定期招標方式采購靈活調節資源容量，相關成本在包括新能源在內的相關市場主體之間分攤；在新增新能源投標環節可以規定其配建充足的靈活調節資源容量；進一步研究新能源超出消納能力部分支付超額靈活調節成本的具體機制；探索儲能成本疏導機制。

研究新能源承擔系統平衡責任相關問題。新能源企業參與日前和日內現貨市場時，由新能源發電企業為主體開展短期和超短期功率預測，并按時向電力調度機構提交功率預測曲線，因新能源發電企業自身預測能力不足等原因導致的偏差，應研究和推動由其分擔系統調節成本。完善新能源與常規電源打捆交易機制，對于由新能源與火電打捆的直接交易、省間外送交易等市場化交易，特別是新能源與常規電源交易價格以上網價格二次拆分進行價格打捆的新能源企業是否承擔、如何承擔系統平衡責任需要研究探討。通過完善新能源市場機制，推動新能源企業進一步完善技術支撐水平，提高功率預測準確性，促進新能源企業配置儲能等平抑波動、增強保障能力的技術措施。

推動儲能作為獨立市場主體或作為虛擬電廠聚合資源參與電力中長期、現貨市場交易，通過價格信號引導儲能、各類電源、電力用戶和虛擬電廠靈活調節，多向互動。

探索電力市場與碳市場融合建設。40%碳排放在發電行業，且碳排放量大的電力用戶已基本全部參與電力市場交易，因此電力市場建設與碳排放市場密不可分。應探索電力市場與碳排放權交易市場在交易產品、管理機構、參與主體、市場機制等要素深度融合，做好相關數據和信息的及時準確發布、共享，加強電力市場與碳排放市場在能源生產、消費環節的融合銜接。

研究探索跨區跨省輸電價格配套機制。當前，跨區直流主要采取一線一價的輸電價格核定方式，跨區交易采用送出省公司+送端區域電網+跨區直流+受端區域電網的輸電價格機制。區域電網采取以區域整體聯絡線核定輸電價格的模式，采用送出省公司+區域電網的輸電價格機制。在新型電力系統中，為了降低新能源參與市場的交易壁壘和貿易壁壘，應研究探索適應跨省跨區大范圍市場運作的輸電價格機制，以市場價格為導向逐步擴大統一市場交易范圍。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年06期，作者劉瑞豐、賀元康供職于國家電網有限公司西北分部，作者李強供職于寧夏電力交易中心有限公司，作者王峰供職于甘肅電力交易中心有限公司，作者何方波供職于陜西電力交易中心有限公司。