“雙碳”目標下的形勢與任務

可以說，人類已經進入“碳”主導的時代。氣候變化是國際政治的核心議題。中國政府鄭重承諾，2030年前二氧化碳排放達到峰值、2060年前實現碳中和；并明確提出，到2030年，非化石能源消費比重達到25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上的新目標。到2060年，非化石能源消費比重達到80%以上，碳中和目標順利實現。改變以煤炭為主的高碳能源、電力結構，轉向清潔能源為主的低碳能源結構，是大勢所趨和必由之路。“碳”時代，建設綠色低碳循環發展的經濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系已經成為基本國策。

中國同時迎來了能源結構轉型、電力體制改革、電力供需變化。2021年3月15日，習近平主持召開中央財經委員會第九次會議。會議指出，“十四五”是“2030年碳達峰、2060年碳中和”的關鍵期、窗口期。要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。至此，能源戰略在既有的“四個革命、一個合作”基礎上再增新方向，新發展階段、新發展理念、新發展格局下的能源發展新態勢呼之欲出，能源電力領域發展方向、發展目標和發展路徑進一步明確。

“十四五”的核心任務之一是解決機制問題。2021年，多個省份重新出現限電，不只是因為煤炭供應的問題，如何應對高比例新能源帶來的容量充裕性等新問題，兼顧能源轉型和能源安全，矛盾已經無法回避。新的挑戰并不在于新能源的發展規模，而是在于現有的能源電力體制需要作出重大改變，方能順應新能源的大發展，確保實現碳達峰、碳中和的目標。毫無疑問，未來風光等新能源將從配角上升為主角，這給傳統電力系統帶來了從技術、成本、市場、安全等多方面的挑戰。

高占比新能源給電力系統與電力市場帶來的影響

新能源發電裝機與發電量占比的不斷攀升給電力系統運行和電力市場運營帶來了深刻影響。

影響一：加劇了現貨價格波動。新能源發電的隨機性、波動性、間歇性導致電力系統平衡中由用戶側的“單隨機”變為發用兩側“雙隨機”。對電力系統提出了非常高的靈活性調節要求，也加劇了現貨價格波動。此外，現貨價格曲線與負荷曲線的一致性現象被改變；峰谷平電價政策的作用將受到嚴重影響和扭曲。

影響二：抬升了輔助服務價格。新能源集中大規模投產后，大量的系統備用需求，即向上調峰與深度調峰需求成為新常態。由于系統靈活性不夠或調節能力不足，使得其利用率降低、棄電率增加，同時抬升輔助服務價格。

影響三：影響了系統可靠供應。零邊際成本的新能源高占比下，現貨出現低電價或負電價頻率升高，對煤電機組產生擠出效應，較低的利用小時是煤電機組的新常態，進而導致系統資源充裕度下降，影響系統的可靠供應。

影響四：市場需要重新設計。高占比新能源使得傳統能源為主的電力市場模式面臨適應性調整，以更好地引導網源儲荷良好互動，進而促進系統的可靠性與靈活性。新能源參與市場機制的研究與設計已經迫在眉睫。

靈活性與可靠性是以新能源為主體的新型電力系統的“一體兩面”。鑒于新能源具有間歇性和隨機性的特點，隨著新能源滲透率的提升，給電力供應安全性和可靠性造成了相當大的問題。隨著可再生能源的迅猛發展，提高電力系統可再生能源的消納能力、保障電網的可靠運行，成為世界性的重大課題。同時，各國的經驗表明，電力系統的可再生能源消納是一個系統工程，是規劃協同、引導輸電網建設、改進市場規則、提升運營水平和技術進步共同作用的結果，單純強調其中某一方面是片面的，也很難達到預期效果。

同時，以新能源為主體的新型電力系統一定是源網荷儲高度互動的系統。系統具有很強的靈活性，沒有這種靈活性，就沒有系統可靠性。源網荷儲一體化和多能互補也是新能源與電力發展的方向。新型電力系統的靈活性與可靠性是有成本的，也就是說，在技術（如儲能）沒有取得突破前，以新能源為主體的新型電力系統會提高電力成本，系統成本增加最終傳導至用戶。

另外，甘肅電力現貨市場試點實踐證明：新能源高占比市場中，由于新能源的發電特性，“供端”特性也被徹底改變，變化無常的供應特性，決定了變化無常的價格特性，“地板價”與“天花板價”頻繁出現的“兩極化現象”，使得新能源高占比電力市場具有不同于其他任何市場的獨特性；這種供應特性與價格特性所帶來的變化、影響及風險，是新能源高占比電力市場必須創新設計的因由。“雙碳”目標下，電力市場需要重新設計。

可再生能源進入電力市場所面臨的問題

如何建設適應新能源高占比的新型電力市場，是當今世界和我國電力市場演進中面臨的新趨勢和新挑戰。全球電力結構正加速向低碳轉型邁進。可再生能源表現搶眼，以風、光為代表的可再生能源電力生產和需求在能源結構中的比重強勢增長。雖然，發展可再生能源是各國能源轉型的基本共識，但在可再生能源高滲透率的情景下，對電力靈活性和調節能力以及電力市場交易等要求都更高。各國和地區的實踐都體現出了可再生能源高滲透率情景下的市場可行性和技術可行性。構建清潔低碳安全高效的能源體系及以新能源為主體的新型電力系統，不僅依賴于技術進步與技術保障，還需要通過電力市場機制激勵調節資源充分發揮作用，提高電力系統靈活性；必須加快構建適應新能源大規模開發利用的電力市場體系與機制建設，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。然而，在供給側結構調整、能源轉型及“30·60”的大背景下，探索和構建適應高比例新能源參與的新型電力市場面臨來自理論和實踐兩個方面的嚴峻挑戰。

當前可再生能源進入市場還存在不少問題：

一是清潔能源政策體系與電力市場體系存在相互矛盾，面臨場內規則、場外政策重新銜接設計等問題。

二是電力中長期交易機制亟需完善。中長期帶曲線合同的簽訂與執行是對電力市場的真正大考。現貨試點經驗告訴我們，與現貨市場相銜接的中長期市場才是主戰場與攔路虎。國內是先有中長期電量市場、后有現貨市場；現貨市場試運行后，暴露中長期電量市場的不適宜性。

三是現貨市場試點中遇到現實的困難，推進緩慢，畏難情緒與冒進情況同時存在。電力現貨市場需完善運營機制，鼓勵清潔能源發電參與現貨市場，發揮清潔能源具有的邊際成本低的優點并容納其出力波動等不足。

四是新能源參與電力市場機制未健全完善。一些地方（如甘肅）要求新能源與電力用戶簽訂中長期帶曲線合同,使得新能源中長期曲線合同在交付或結算時面臨巨大的偏差風險，大量正現貨電量低電價與負現貨電量高電價將不可避免。新能源中長期帶曲線合同起不到保收益避風險的作用，相關市場主體面臨較大的不確定、不可控的市場風險。

五是可再生能源消納責任權重沒有向市場主體進一步分配壓實，造成現有的可再生能源電力消納保障機制沒有落到實處或發揮應有的作用。

六是用戶參與平價上網項目自愿進行綠電交易、自愿購買綠證，都不能從根本上解決新能源參與市場機制，也沒有充分全面的體現新能源的綠色環保價值。可再生能源電力消納保障機制與綠電交易市場、綠證市場似乎多頭發力，但又都陷入力不從心、作用有限的境地。

七是部分地區，沒有按照國家電力現貨市場綜合試點方案的明確規定，在電力市場規則發生重大修訂或變化時，進行專家論證、仿真評估或財務信用風險分析。

八是電網匯集和外送清潔能源能力亟需提升。加快推進有關流域水電和可再生能源富集地區外送通道建設。打破省間電力交易壁壘，進一步擴大清潔能源跨省區市場交易規模和消納范圍，鼓勵送受兩端市場主體直接開展交易，省間電力中長期交易機制亟需完善。

抓緊構建適應新能源高占比的新型電力市場

盡快完善新型電力市場體系的頂層設計。“雙碳”目標下，隨著新能源的大量接入，電力市場面臨著更新換代。適應新能源高占比的新型電力市場體系設計是一項系統工程，需要加強頂層設計；統籌考慮電能量市場、容量市場、輔助服務市場、綠證市場，以及電-碳市場的關系等。通過這些既相互獨立又相互聯系、有機統一的市場，更加全面地體現各類電源與市場主體所具有的能量價值、容量價值、調節價值、綠色價值，較好地解決好各類市場主體的問題，促進網源荷儲等各類市場主體的協調可持續發展，并通過建立適應新能源高占比的新型電力市場來幫助構建以新能源為主體的新型電力系統，助推“雙碳”目標如期實現。

抓好中長期市場與現貨市場的銜接。各電力現貨市場試點地區，要借鑒上下游電價聯動機制的經驗，按照供需與成本影響價格形成的機理，健全中長期市場價格發現機制，完善帶電力負荷曲線交易機制，建立中長期合同市場化 調整機制，實現中長期交易市場連續開市，豐富中長期交易品種，健全中長期交易方式，抓好中長期市場與現貨市場的銜接工作；研究解決“計劃+市場”雙軌制，妥善處理不平衡資金的問題。結合各地實踐總結，從國家層面進一步完善適應與電力現貨市場的中長期交易基本思路、原則及相關規范或規定，指導中長期市場與現貨市場進一步有效銜接與協同運作。隨著省間現貨市場的推進，進一步開放和完善跨省區中長期市場，以實現更大范圍的電力資源的市場配置。另外，按國家規定放開用戶準入，進入中長期市場的電力用戶同時全部進入現貨市場，解決發電側全電量參與現貨市場，而用戶側參與現貨市場規模少，造成現貨市場大量不平衡資金及現貨電價不能向用戶傳導的問題。此外，相關政策文件提出，對居民/農業/重要公用事業、公益性服務等低電價用電帶來的交叉補貼由低成本低電價發電企業承擔。筆者建議：一是優先低價購電用戶的電價及交叉補貼不應該指定由這些發電企業承擔；二是這樣做相當于剝奪了這些發電企業的市場交易權利。這些政策都需要改進或修正。

開展新型輔助服務市場設計。新能源高占比抬升了輔助服務價格，增加了系統成本，這些成本不能僅由新能源企業或發電側承擔，必須要向用戶側進行疏導。輔助服務是電力系統的公共物品，其與調峰不同，不存在“誰受益，誰負擔”的問題。所以，輔助服務應由系統運營機構單邊采購，所需費用由所有用戶共同承擔。調頻與旋轉備用競爭性程度高，可以在現貨市場招標采購；而電壓支撐、黑啟動大多具有市場支配力，需要協商定制，一般采取長期合同購買方式。另外，根據以新能源為主體的新型電力系統的實際需求，開發諸如爬坡、轉動慣量等輔助服務市場也顯得非常必要。

探索長期發電容量充裕機制。電力是一種具有公共屬性的特殊商品，為了方便和滿足用戶對電力的即用即取，以需定供地保障電力平衡及電力高可靠性，注定了電力的供給特性與其他商品不同，供大于需是電力市場的一個基本特征，也就是說，電力系統中的總發電容量總是需要超過高峰負荷數量，然而新能源的介入加劇了這種現象。傳統能源系統下，容量稀缺是少見或罕見的；在新能源高占比系統中，容量稀缺已經是常見現象。因此，必然會有一部分機組無法通過電能量市場獲得充足的收入，實現固定成本的回收。如此長期下去，會導致周期性出現發電容量的剩余與短缺現象。現貨中的能量市場和輔助服務市場解決短期發電負荷平衡問題，不能保證長期發電容量的充裕度。僅僅靠電能市場調節發電容量余缺具有極大風險。容量市場意義在于補充機組在能量市場中收入，確保長期投資的成本回收。容量市場需求是為了滿足可靠性管理需要。各地可根據實際需要，分輕重緩急，對稀缺定價機制、戰略備用機制、容量成本補償機制、容量市場機制進行必要的探索。需要提醒的是，在資源更大范圍的市場配置中，要慎重建設以省為界的容量市場。

妥善解決“擱淺成本”等問題。電力市場化改革會帶來擱淺成本。發電企業的擱淺成本可以理解為計劃向市場轉型導致發電資產市場價值與賬面價值的差異。體制轉換是有成本的，轉換中產生的公平問題應該由政府負責處理。由于體制轉換導致的擱淺成本的處理不可回避，合理的補償是必要的。擱淺成本的處理為發電側平等競爭提供了必要的條件，應該也是電力現貨市場的前置條件。擱淺成本的回收方法可以是用戶埋單，也可以是政府埋單，但不能只讓發電企業埋單。建議對水電機組及特殊定價機組的“一廠一價”或“一機一價”問題，以及因體制轉型而產生的擱淺成本久拖不決的問題盡快妥善解決。

加強零售商的信用風險控制。對于電力現貨價格大范圍波動狀況，除了儲能、可中斷（可調節）負荷等以外，大部分用戶都習慣傳統的基本固定不變的用電價格，對現貨價格波動帶來的不確定風險是厭惡的。所以，中間商售電公司不僅對中小用戶是必要的，對大用戶而言也是需要的。電力市場分為批發市場和零售市場，發電企業與大用戶、零售商通過批發市場交易；零售商在批發市場上購買電力，然后轉售給不愿意或不允許參加批發市場的用戶。電力零售市場不是一個可以帶來高回報、穩定收益的投資領域，“閉眼賺錢”更不可能。新能源高占比加劇了現貨價格波動，增加了零售商的市場風險， 而且現在普遍缺少風險管理工具和風險管理意識。在重視并積極培育中間售電商的同時，必須對零售商進入市場后帶來的信用風險進行控制。獨立零售商其實是一個風險控制公司，所以風險控制是獨立零售商的靈魂。在中國，培養和練就這樣的電力零售商不僅需要時日，還需要配套的政策與市場環境。未來，售電市場將進一步大浪淘沙，優勝劣汰不斷洗牌。社會資本參與的獨立背景的零售商、發電背景特別是有可調節性發電資源背景的售電公司，以及電網代理購電是否將三分天下，我們拭目以待。

建立完善新能源參與市場機制。對新能源而言，如何從“能量價值+綠色價值”兩個方面真正全面地體現其價值，努力破解“能源不可能三角”，這對促進新能源的可持續健康發展，進而構建以新能源為主體的新型電力系統至關重要。當前，要按照激勵相容原則，進一步壓實電力用戶、售電公司等市場主體的可再生能源消納責任權重，并通過市場手段鼓勵電力需求側主動消納波動性可再生能源。在消納責任權重指標下，開展綠證交易并與自愿綠證交易配合開展；合理銜接清潔能源價格補貼機制和綠證交易機制，推動清潔能源優先發電，有序有效參與市場。新能源去補貼、綠色消費責任目標、市場化消納新能源，以及考慮新能源發電特性的市場機制設計，是歐洲近年來興起PPA的背景和方向。包括英國的CFD政策、德國的招標補貼制度，都考慮了新能源發電特性。本質都是新能源相對固定電價上網，確保新能源項目的投資預期可控。設計我國新能源參與市場機制，建議分兩步走：第一步，當前及現貨市場試點初期，借鑒德國能源轉型中高比例可再生能源的市場設計經驗，結合我國目前實行的新能源保障性消納機制的現實基礎，全面培育兼具可再生能源和負荷的集成商，由售電公司（可由國家電網公司代理，也可選擇其他售電公司代理）代表政府或電力用戶，以市場化方式確定中長期電量結算價格，與相關新能源企業簽訂一個時期（如年度）的PPA電量購銷協議。與服務中小電力用戶的負荷集成商類似，中間售電商或負荷集成商的引入，也可以為小型可再生能源發電商參與電力交易提供便利，協助其平衡成本風險。第二步，隨著電力市場化的整體推進，以及新能源成本降低與補貼退坡，或可再生能源的補貼期滿后，再參照德國的做法，給投資者兩種選擇，一種選擇是上文介紹的類PPA投資形式，另一種選擇“現貨直銷”模式，直接在現貨市場上銷售可再生能源。

提升煤電機組清潔高效靈活性水平。新能源高占比下，現貨出現低電價或負電價的頻率升高，對煤電機組產生擠出效應，較低的利用小時是煤電機組的新常態。煤電等調節性機組陷入大面積的經營困難，在大規模高比例可再生能源集中并網、穿透率不斷提高的云南、甘肅等省份，已有煤電企業陸續破產，這也直接造成國家對西北區域中央企業煤電資源的整合。繼續采用單一制的電能量價格，既不利于引導投資主體投資建設高調節性能的新機組，也不利于存量機組進行靈活性技術改造，長此以往會造成“十四五”電力系統整體靈活性的下降及消納可再生能源技術能力的下降，最終影響可再生能源的可持續健康發展。煤電在電力系統和電力市場中的角色需要重新定位，可以斷言，保供與調節將是煤電在新型電力系統中的兩個重要職能。“雙碳”目標下，煤電將向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，有利于實現煤電與可再生能源發電的協調發展。加快健全完善輔助服務市場機制，使參與靈活性改造的調峰機組獲得相應收益。“十四五”時期，煤電等調節性機組由電能量生產者向系統調節服務提供者的角色轉換將進一步加快。實施煤電機組升級改造，進一步提升煤電機組清潔高效靈活性水平，促進電力行業清潔低碳轉型，助力全國碳達峰、碳中和目標如期實現。

綜上，在供給側結構調整、能源轉型及“30·60”的大背景下，如何建設適應高比例可再生能源的電力市場是當今世界和我國電力市場演進中面臨的新趨勢和新挑戰。全球電力結構正加速向低碳轉型邁進，大規模發展清潔能源已是大勢所趨。構建清潔低碳安全高效的能源體系及以新能源為主體的新型電力系統，不僅依賴于技術進步與技術保障，還必須加快構建適應新能源大規模開發利用的電力市場體系與機制建設，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。

未來已來。電力系統和電力市場即將發生翻天覆地的變化。雖然，在構建以新能源為主體的新型電力系統，以及探索建設以新能源為主體的新型電力市場的道路可能是曲折的和昂貴的。