完善市场化交易机制 促进新能源消纳

　　我国新能源市场化交易采用什么机制

　　我国开展的新能源市场化交易探索包括开展新能源发电企业与大用户直接交易、新能源发电与火电发电权交易、新能源跨省跨区中长期交易、新能源跨区现货交易，以及建立调峰辅助服务市场等。据统计，2020年，国家电网经营区新能源市场化交易电量1577亿千瓦时，占新能源发电量的21.7%。其中，新能源与大用户直接交易、发电权交易等省内新能源交易电量657亿千瓦时，新能源跨省跨区交易电量920亿千瓦时。此外，“三北”地区通过调峰辅助服务市场增加新能源消纳电量448亿千瓦时。

　　● 新能源发电企业与大用户直接交易

　　新能源发电企业与大用户直接交易(大用户直购电)是指新能源发电企业与钢铁、冶金行业等大型用电企业通过电力交易平台交易，以优惠的电价吸引用电量大的工业企业使用新能源。

　　2002年电力体制改革以来，我国就开展了发电企业与大用户直接交易的探索。起初，大部分省份要求参与交易的电源为火电机组，也有内蒙古等地允许集中式光伏、风力发电企业参与直接交易。2015年新一轮电力体制改革以后，青海、新疆、内蒙古、宁夏、山西、辽宁等新能源富集省份均积极开展了新能源与大用户直接交易。

　　● 新能源发电与火电发电权交易

　　新能源发电与火电发电权交易主要是新能源企业与燃煤自备电厂之间的发电权置换。当电网由于调峰或网架约束等原因面临被迫弃风弃光状况时，参与交易的燃煤自备电厂减少发电为新能源让路，由新能源发电企业替代自备电厂发电，同时给予自备电厂一定的经济补偿。2015年以来，甘肃、新疆等自备电厂装机较大的地区通过新能源与自备电厂发电权交易，促进了新能源发电消纳。

　　● 调峰辅助服务市场交易

　　随着新能源发电的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题逐渐凸显，原有的辅助服务计划补偿模式已不能满足电网运行需求。2014年10月，东北电力调峰辅助服务市场启动运行，在全国范围内首次开展调峰辅助服务市场化尝试。随后，我国多个省份及地区开始了电力调峰辅助服务的市场化探索。

　　截至2020年年底，国家电网经营区5个区域电网、13个省级电网出台调峰辅助服务市场规则，其中4个区域电网、12个省级电网调峰辅助服务市场正式运行。

　　● 新能源跨省跨区中长期交易

　　2016年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》，规定了电力中长期交易的主要品种、交易周期和方式、价格机制、交易组织及执行、偏差电量处理等。2020年7月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期交易基本规则》。

　　近年来，新能源跨省跨区中长期交易电量稳步提升。以国家电网经营区为例，2010年新能源跨省跨区中长期交易电量1.5亿千瓦时，2013年突破100亿千瓦时，2020年达到884亿千瓦时。

　　● 跨区域省间富余可再生能源电力现货交易

　　新能源跨区现货交易定位为在中长期外送计划、交易之外开展的富余新能源发电外送交易。现货交易可以更好地匹配新能源实际发电能力，是中长期交易的重要补充。

　　2017年8月，《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》发布，国家电力调度控制中心会同北京电力交易中心通过跨区域输电通道，组织电网企业与水电、风电、光伏发电等可再生能源发电企业开展电力现货交易。2020年，国家电网经营区新能源跨区现货交易电量达36亿千瓦时。

　　市场化交易促进新能源消纳成效如何

　　我国实行的电力市场化交易对新能源消纳起到了什么作用?以典型新能源富集省份为例进行评估分析，可以看出几种典型的交易机制促进新能源消纳的成效。

　　大用户直接交易机制：某大用户用电不可调节情景下，新能源参与大用户交易后约40%的负荷电量用于新能源消纳;大用户交易负荷电量可调节模式下，随着负荷调节周期的增加，大用户交易对提升新能源利用率的效果随之增加，最高可达60%。

　　发电权交易机制：基于实时有功调峰和停机备用两种自备电厂发电权交易模式，采用新能源与自备电厂发电权交易机制，分别测算提高新能源消纳电量和新能源利用率。可看出随着自备电厂停机数量的增加，可交易的新能源电量也越多，提高新能源利用率的效果越明显。

　　调峰辅助服务机制：按照火电机组灵活性改造后最小技术出力分别达到额定容量的30%和40%计算，通过提高火电机组调节能力、在新能源大发时期开展调峰辅助服务市场交易可增加新能源发电量。

　　新能源跨省跨区交易机制：根据新能源发电优化跨省跨区外送功率曲线，可提高外送电量中新能源发电占比。由于新能源出力存在波动性，直流发电计划优化的周期越短，外送新能源电量占比越高。

　　评估结果表明，各类新能源市场化交易机制对提升新能源消纳水平均有积极作用，但不同机制对于促进新能源消纳的效果存在一定差异。在评估案例中，大用户直接交易可提高新能源利用率2～3个百分点，发电权交易可提高利用率2～6个百分点，调峰辅助服务市场化交易可提高利用率2～13个百分点，而新能源跨省跨区交易可提高利用率10～12个百分点。综合来看，调峰辅助服务市场、新能源跨省跨区交易两种机制促进新能源消纳的效果更为显著。

　　进一步发挥市场机制优势

　　通过市场化交易促进新能源消纳是必然趋势。结合我国电力市场建设进程，应充分发挥市场优化资源配置的作用，加快建设适应新能源消纳的电力市场化交易机制，进一步发挥市场机制对于促进新能源消纳的作用。

　　一是构建包括中长期市场、现货市场等在内的电力市场体系，通过多时间尺度衔接，最大程度促进新能源消纳。可通过约定中长期合同签订时的电力曲线或曲线分解原则，建立新能源之间及新能源与常规能源之间的中长期打捆交易机制。通过现货市场调整日前、日内平衡偏差，尽早在电力市场中设计灵活性资源的调节机制，应对新能源出力的波动性和间歇性。完善电力辅助服务市场机制，对各类市场主体按照权责对等原则疏导系统平衡成本和收益，扩大辅助服务提供主体的范围，促进具有更强调节能力、更大成本优势的市场主体参与辅助服务。

　　二是完善省间市场与省内市场，建立统一的电力市场交易机制。建议有序推进跨省跨区交易，完善省内市场与省间市场的衔接机制，明确衔接时序及交互信息，逐步实现各省区电力交易的开放与融合，在交易品种、交易时序、电网约束、价格出清等方面建立统一规则，逐步统一电力市场交易机制，促进新能源发电在更大范围内消纳。

　　三是适时建立容量市场机制，保障高比例新能源接入的系统运行安全。随着新能源发电装机比重持续提升，部分煤电机组将逐步转为提供调峰、备用服务，我国现行的一部制电价制度的局限性日益凸显。探索建立多部制电价机制或其他形式的容量机制，可防止电量市场中新能源带补贴竞价时报价过低，保障提供电力保障电源的收益，进而确保电网安全稳定。

　　(作者单位：国网能源研究院有限公司)