按照中央關(guān)于碳達峰、碳中和的重要部署，我國將繼續推進(jìn)能源體系清潔低碳發(fā)展，構建以新能源為主體的新型電力系統。
截至“十三五”末，南方區域已形成“八交十一直”輸電大通道，送電容量超5800萬(wàn)千瓦，2020年全年西電東送電量2305億千瓦時(shí)，清潔能源占比超過(guò)80%?？鐓^跨省市場(chǎng)與省內市場(chǎng)協(xié)調運行，貫穿年度、季度、月度、月內及日電量市場(chǎng)化交易機制持續完善。
南方電網(wǎng)公司在《南方電網(wǎng)公司建設新型電力系統行動(dòng)方案（2021-2030年）白皮書(shū)》中指出，到2030年南方五省區風(fēng)電、光伏裝機達到2.5億千瓦，水電裝機1.4億千瓦，核電裝機3700萬(wàn)千瓦，非化石能源裝機占比提升至65%、發(fā)電量占比提升至61%。
“雙碳”目標將推動(dòng)源網(wǎng)荷儲各環(huán)節能源綠色轉型，對南方區域電力市場(chǎng)乃至全國電力市場(chǎng)的長(cháng)遠發(fā)展產(chǎn)生重要影響，宜提前布局謀劃以新能源為主體的新型電力市場(chǎng)體系。
站在能源革命的歷史轉折點(diǎn)，展望未來(lái)以新能源為主體的能源結構，可能出現哪些關(guān)鍵問(wèn)題與挑戰，目前的電力市場(chǎng)體系能否適應又該如何重構，如何依托新型電力系統開(kāi)展電力市場(chǎng)革新發(fā)展？本文做了前瞻性思考。
一、南方區域電力市場(chǎng)發(fā)展趨勢及挑戰分析
展望“十四五”，在“雙碳”目標驅動(dòng)下，南方區域將構建以新能源為主體的新型電力系統，呈現新的發(fā)展態(tài)勢。
一是新能源快速增長(cháng)，需要新型電力市場(chǎng)促進(jìn)新能源發(fā)展、保障常規電源發(fā)電能力。“十四五”期間新能源將保持穩定增速發(fā)展，煤電仍將發(fā)揮其支撐電源作用，并逐步向以提供電力為主、電量為輔的調節性電源轉變。此外，受南方區域能源分布影響，為保障廣東、廣西、海南等省份的電能供應，跨省電力流仍將保持西電東送的總體趨勢不變。
新能源裝機增長(cháng)也加劇了保供電壓力。2030年南方區域風(fēng)光發(fā)電裝機將增長(cháng)2億千瓦，但有效容量?jì)H增長(cháng)3000萬(wàn)千瓦（50%概率），全區域仍處于總體緊平衡。煤電仍需要提供同等容量的應急支援能力，以及足夠的快速爬坡能力，其發(fā)電小時(shí)數大大下降，迫切需要建立煤電成本回收市場(chǎng)化機制，保障容量充裕度。遠期需要關(guān)注高比例新能源競價(jià)導致現貨地板價(jià)、尖峰價(jià)并存問(wèn)題，防范單一現貨價(jià)格導致遠期價(jià)格誤判、扭曲投資成本，需要建立反映綜合成本的全維度定價(jià)機制，合理引導新能源投資、建設、運行、消納。
二是電力需求持續增長(cháng)，電能在終端能源消費占比持續提升,需要服務(wù)新興主體的市場(chǎng)機制創(chuàng )新，為新業(yè)態(tài)發(fā)展賦能?！笆奈濉逼陂g我國經(jīng)濟將實(shí)現高質(zhì)量的穩步增長(cháng)，南方區域電力負荷也將隨之大幅增長(cháng)?！半p碳”目標提出，將推動(dòng)包括分布式電源、儲能、電動(dòng)汽車(chē)等各類(lèi)新興市場(chǎng)主體蓬勃發(fā)展，各類(lèi)新業(yè)態(tài)在支撐電力供應、提升系統靈活性等方面將發(fā)揮重要作用。
需要建立適應新興市場(chǎng)主體參與的市場(chǎng)機制，激勵各類(lèi)新興市場(chǎng)主體投資和發(fā)展，推動(dòng)商業(yè)模式創(chuàng )新和用電增長(cháng)。消納新能源需要負荷側柔性調節能力和主動(dòng)響應能力，也需要建立相適應的市場(chǎng)參與機制服務(wù)于新興市場(chǎng)主體的快速發(fā)展。
三是能源市場(chǎng)體系呈多元化發(fā)展，需要加強電力市場(chǎng)與碳市場(chǎng)、綠證市場(chǎng)、消納責任權重市場(chǎng)的同向發(fā)力。隨著(zhù)國家“雙碳”目標提出，可再生能源電力消納保障機制實(shí)施、用戶(hù)綠色電力消費意愿增強等外部環(huán)境發(fā)生變化。未來(lái)，市場(chǎng)主體需參與包括電力市場(chǎng)、碳排放權交易市場(chǎng)、綠證市場(chǎng)、可再生能源消納責任權重市場(chǎng)等在內的多元市場(chǎng)體系，需建立電力市場(chǎng)與綠證市場(chǎng)、碳市場(chǎng)等之間的銜接機制，完善綠色用能認證機制，將綠色電力在生產(chǎn)、消費、排放多個(gè)環(huán)節的環(huán)保價(jià)值最大化，以多市場(chǎng)同頻共振、同向發(fā)力實(shí)現“雙碳”導向的最佳成效。
四是能源發(fā)展新形勢加速電網(wǎng)數字化轉型，優(yōu)化資源配置平臺作用凸顯。在新能源集散并舉的發(fā)展原則下，分布式新能源將不斷增加，智能微電網(wǎng)持續發(fā)展，網(wǎng)架結構更加復雜多樣。為適應新能源的進(jìn)一步增加，需要利用數字化技術(shù)提升電網(wǎng)的調度控制水平，發(fā)揮電網(wǎng)資源優(yōu)化配置平臺作用，為源網(wǎng)荷互動(dòng)提供保障。
數字化轉型也為綠色電力全流程追溯認證提供了技術(shù)支撐，電力市場(chǎng)同樣成為源網(wǎng)荷儲互動(dòng)的大數據中心和生態(tài)圈，建設更靈活、更豐富的市場(chǎng)機制成為可能。
二、電力市場(chǎng)如何應對高速增長(cháng)的新能源
新能源發(fā)電具有間歇性、隨機性、波動(dòng)性的特征，高比例新能源接入，將對電力系統安全穩定運行、電力市場(chǎng)建設帶來(lái)挑戰。國外在推動(dòng)清潔低碳轉型過(guò)程中出現過(guò)若干問(wèn)題，其應對措施對于“雙碳”背景下南方區域電力市場(chǎng)建設具有很好的借鑒意義。
（一）完善區域電力市場(chǎng)體系，防控極端價(jià)格信號
隨著(zhù)西歐國家近年來(lái)新能源高比例接入，在風(fēng)力、光伏電力供應高峰時(shí)期負電價(jià)頻發(fā)。負電價(jià)平均小時(shí)數由2018年的511小時(shí)翻倍至2019年的925小時(shí)，2020年上半年西歐各國也有100至200個(gè)小時(shí)出現電價(jià)為負。負電價(jià)將導致化石能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營(yíng)風(fēng)險加大，短期極端價(jià)格信號誤導電源遠期投資建設，不利于電力市場(chǎng)健康可持續發(fā)展，不利于穩定可靠供電。
歐洲應對負電價(jià)主要有以下三種有效措施：
一是加大西北歐（包括法國、德國、荷比盧三國、英國、北歐和波羅的海國家）的市場(chǎng)耦合，2012年實(shí)現了日前電力市場(chǎng)耦合，2018年實(shí)現了日內電力市場(chǎng)耦合，利用跨境交易能力匯總實(shí)現更大范圍供需，緩沖局部地區局部時(shí)段極端供需情況。
二是完善健全電力金融市場(chǎng)，推進(jìn)電力市場(chǎng)與期貨市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)，一方面將電價(jià)波動(dòng)風(fēng)險轉移給金融市場(chǎng)主體，另一方面通過(guò)遠期合約交易發(fā)現未來(lái)5～10年的電力價(jià)格，引導發(fā)電投資和產(chǎn)業(yè)布局。
三是優(yōu)化市場(chǎng)設計，負電價(jià)持續一定時(shí)間后可再生能源發(fā)電方將不再享受補貼，引導理性報價(jià)。
（二）優(yōu)化源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展，保障退煤退核后的電力可靠供應
德國將在2022年底停止本土核電項目運行，并決定于2038年完全退出煤電。與此同時(shí)，2020年德國可再生能源發(fā)電占比已經(jīng)達到了45%左右，并規劃到2030年可再生能源發(fā)電占比將提升至65%以上。這將給德國電網(wǎng)安全穩定性和供電可靠性帶來(lái)巨大的挑戰。
應對措施包括：一是加大電網(wǎng)互聯(lián)，增強系統靈活互濟能力，包括建設跨國輸電線(xiàn)路和國內南北輸電線(xiàn)；二是加大氫能應用，2020年德國政府正式推出國家氫能戰略；三是增加電儲能以及需求側響應容量；四是發(fā)展燃氣電廠(chǎng)和抽水蓄能電站；五是提升新能源功率預測精度。
（三）挖掘系統調節能力和需求側響應能力，平抑新能源發(fā)電波動(dòng)性與間歇性
由于可再生能源快速增長(cháng)，美國加州一天當中電力凈負荷情況從過(guò)去的“駝峰曲線(xiàn)”變?yōu)椤傍喿忧€(xiàn)”。加州可再生能源發(fā)電比例將在2030年達到50%，屆時(shí)“鴨子曲線(xiàn)”背部會(huì )更低，脖子會(huì )更長(cháng)，對加州電網(wǎng)安全穩定運行提出更大挑戰。
主要應對措施包括：一是鼓勵更多包括氣電、抽水蓄能電站在內的靈活電源建設；二是擴大平衡市場(chǎng)（EIM）的范圍，依靠區域網(wǎng)絡(luò )容量加強調節性資源互濟；三是部署大量太陽(yáng)能+儲能項目，同時(shí)拓展其他儲能方式；四是建設開(kāi)放式自動(dòng)需求響應項目（Open Automated Demand Response, OpenADR）；五是設計更加精密的峰谷電價(jià)結構（如分時(shí)電價(jià)和實(shí)時(shí)電價(jià)），鼓勵移峰填谷。
（四）加速碳、電市場(chǎng)融合，促進(jìn)發(fā)電側低碳減排
歐洲持續推動(dòng)歐洲碳排放權市場(chǎng)與歐洲電力市場(chǎng)雙輪驅動(dòng)，將碳價(jià)納入發(fā)電成本，通過(guò)改變電源優(yōu)先級排序加速高排放煤電轉型和退出。英國政府通過(guò)設置最低碳價(jià)政策作為容量市場(chǎng)的補充，以高于容量補償價(jià)格的碳價(jià)成本擠出低效小煤電機組，并配套火電廠(chǎng)碳稅政策加速退煤，鼓勵清潔能源發(fā)展。
三、服務(wù)綠色電力全生命周期的市場(chǎng)體系設計
從生產(chǎn)特性來(lái)看，新能源發(fā)電具有波動(dòng)性、隨機性、間歇性；從系統平衡視角來(lái)看，根據南網(wǎng)總調的研究，新能源發(fā)電在遠期是概率性有效容量平衡，在中期和近期是電量總體平衡，在實(shí)時(shí)體現為可預測的新能源電力與調節性電力共同平衡；從利用一次能源來(lái)看，新能源發(fā)電與傳統能源發(fā)電最大的不同點(diǎn)在于一次能源難以存儲。
新能源上述特點(diǎn)決定了中長(cháng)期合約不能作為發(fā)電調度安排的依據，而是體現為約定收益、對沖風(fēng)險的工具；為了實(shí)現新能源發(fā)電上網(wǎng)，與新能源出力預測顆粒度一致的電力平衡市場(chǎng)是關(guān)鍵環(huán)節?；茉窗l(fā)電的貢獻則體現為遠期提供充裕發(fā)電容量，中期和近期提供電能量，實(shí)時(shí)執行階段提供調節能力。
因此，考慮到新能源為主體的電源結構，需要建立中遠期權益類(lèi)市場(chǎng)+平衡市場(chǎng)的復合市場(chǎng)體系，以及反映電能量、發(fā)電容量、輔助服務(wù)價(jià)值的全交易品種。
綜合分析，新型電力市場(chǎng)體系需要結合新能源特性，依托新型電力系統，堅持頂層設計、循序漸進(jìn)、安全穩定、公平競爭、綠色發(fā)展的原則，做好“規劃交易執行”全時(shí)序統籌、“上下內外”全方位銜接，實(shí)現“源網(wǎng)荷儲”全生命周期覆蓋。
（一）“規劃交易執行”全時(shí)序統籌
結合新能源電力電量平衡特性，從規劃、交易、執行三個(gè)維度，提出從中長(cháng)期到實(shí)時(shí)階段、省內到省間的市場(chǎng)框架設計。
在規劃維度（5～20年及以上階段），市場(chǎng)設計需要以保障遠期電力供給為前提，為新能源發(fā)電項目提供穩定的預期收益，滿(mǎn)足“雙碳”目標下新能源用能需求。相比化石能源發(fā)電，用電企業(yè)更注重獲得綠色電力的獨有性和全生命周期的環(huán)境價(jià)值。隨著(zhù)補貼退坡，新能源發(fā)電企業(yè)也需要預期穩定的現金流支撐貸款投資、建設運營(yíng)。因此，規劃維度的市場(chǎng)空間需要根據有效容量概率確定新能源裝機規模，框定多電源類(lèi)型發(fā)電互補的總體布局。交易主體主要為新能源發(fā)電企業(yè)、用電企業(yè)以及電網(wǎng)公司。
市場(chǎng)關(guān)鍵機制包括中長(cháng)期購售電合同（PPA）、容量市場(chǎng)/容量補償機制。發(fā)、用電企業(yè)通過(guò)簽訂PPA，滿(mǎn)足發(fā)電企業(yè)的項目融資需要，為用電企業(yè)提供獨有性、全生命周期的綠電所有權。發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)公司簽訂保障性收購合同也可以滿(mǎn)足項目投資需要。電價(jià)機制方面，PPA價(jià)格需要體現電能量?jì)r(jià)值、環(huán)保價(jià)值，可以靈活設計價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制以及期權等工具。
由于新能源發(fā)電特性難以完全匹配用電需求，發(fā)、用電企業(yè)通常選擇簽訂中長(cháng)期差價(jià)合約，合約僅作為結算依據，可以約定分時(shí)結算曲線(xiàn)；發(fā)、用電企業(yè)仍需要參與其他中長(cháng)期交易或現貨市場(chǎng)，或者與電網(wǎng)簽訂購售電合同。當火電利用小時(shí)數預期低于盈虧平衡小時(shí)（通常為4000～5000小時(shí)，與電煤價(jià)格和上網(wǎng)電價(jià)有關(guān)）之后，需要引入年度及以上的容量市場(chǎng)或容量補償機制，合理量化并補償火電減發(fā)電保容量的貢獻。
在交易維度（多日～5年內階段），市場(chǎng)設計需要滿(mǎn)足新能源總體電量平衡需要，結合新能源電量預測技術(shù)開(kāi)展電能量交易，滿(mǎn)足用電側靈活購買(mǎi)綠色電力的需求?，F有中長(cháng)期市場(chǎng)機制下，以年度、月度市場(chǎng)化交易計劃為基礎開(kāi)展新能源優(yōu)先消納、常規電源三公調度。通過(guò)月度長(cháng)周期結算抵消新能源發(fā)電波動(dòng)性、隨機性，控制執行偏差。當新能源發(fā)電占比不斷提高，月度偏差較大且難以實(shí)現公允的偏差結算時(shí)，則需要引入月度以?xún)鹊亩唐谑袌?chǎng)，提供頻次高、流動(dòng)強的調整手段。
市場(chǎng)關(guān)鍵機制主要是面向全體電源的分時(shí)段電能量交易，以及面向調節電源的中長(cháng)期備用容量、黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)交易。分時(shí)段合約設計應注重流動(dòng)性，考慮各方最大公約數，按照“遠粗近細”的原則劃分時(shí)段，例如年基荷合約、月或周峰平谷合約、單日分時(shí)合約等。集中式現貨市場(chǎng)啟動(dòng)后，中長(cháng)期市場(chǎng)可以交易到D-1日，使交易精準貼近實(shí)際生產(chǎn)，減少風(fēng)險敞口。根據市場(chǎng)發(fā)展，積極探索電力期貨、期權、金融輸電權等在內的金融衍生品交易，進(jìn)一步增加市場(chǎng)流動(dòng)性，完善風(fēng)險規避、價(jià)格發(fā)現功能。
在執行維度（日前-實(shí)時(shí)階段），市場(chǎng)設計需要實(shí)現發(fā)電能力平衡和調節能力平衡。關(guān)鍵機制包括現貨電能量市場(chǎng)，調頻、調峰等輔助服務(wù)市場(chǎng)，以及需求響應機制。電能量現貨市場(chǎng)主要包括日前、日內市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)，通過(guò)集中優(yōu)化調用各類(lèi)調節資源，不斷貼近實(shí)時(shí)供需平衡。依托調頻、調峰等市場(chǎng)價(jià)格信號，激勵具有靈活調節能力的機組參與實(shí)時(shí)電力平衡。通過(guò)需求側響應機制，挖掘用電負荷、儲能、電動(dòng)汽車(chē)等用戶(hù)側資源靈活調節能力。依托新型電力系統的控制、計量、通信等技術(shù)，聚合各類(lèi)分布式資源、虛擬電廠(chǎng)協(xié)調優(yōu)化運行。
（二）“上下內外”四維銜接
從南方區域電力市場(chǎng)全局考慮，對上銜接全國統一電力市場(chǎng)，對下推進(jìn)綠色電力向區域市場(chǎng)融合，對內銜接省級電力市場(chǎng)，對外做好與碳市場(chǎng)、用能權市場(chǎng)的耦合聯(lián)動(dòng)。
對上：南方區域作為一個(gè)獨立的市場(chǎng)單元，以“點(diǎn)對網(wǎng)”、“網(wǎng)對網(wǎng)”方式參與全國市場(chǎng)（跨南網(wǎng)、國網(wǎng)及其他地區）交易。首先，通過(guò)區域市場(chǎng)的多能互補蓄水池作用，可以有效平抑汛枯、峰谷的送電波動(dòng)，實(shí)現新能源受入能力最大化。其次是結合資源條件將南方區域內的新能源外送，或新能源與常規能源打捆外送，輻射大湄公河次區域國家。
對下：打造綠色電力交易作為區域市場(chǎng)實(shí)現“雙碳”目標的核心產(chǎn)品，按照綠色用能全過(guò)程溯源、全國認證的要求，南方區域實(shí)行綠證統一核發(fā)認證，綠色電力交易統一組織。
對內：南方區域市場(chǎng)作為最大的資源平臺，有助于五省區履行消納責任權重，利用地域跨度大、用電曲線(xiàn)差異的特點(diǎn)調劑新能源季節波動(dòng)性和日內間歇性。起步階段五省區共享余缺調劑空間，以跨區跨省的多日電能量、現貨交易作為靈活消納渠道。隨著(zhù)新能源跨省區調劑規模和頻率提升，點(diǎn)對網(wǎng)、網(wǎng)對網(wǎng)、點(diǎn)對點(diǎn)多種交易模式不斷完善，區域內多邊交易態(tài)勢形成，區域平衡作用更加凸顯，市場(chǎng)融合更加緊密。
對外：新能源交易與消納保障機制、碳市場(chǎng)、用能權市場(chǎng)耦合銜接。未來(lái)積極探索綠色電力交易與其他市場(chǎng)的合約互認，提高市場(chǎng)之間的聯(lián)動(dòng)性，推動(dòng)多個(gè)節能減排市場(chǎng)維度同向發(fā)力，更精準、更及時(shí)地反映每一度綠電的環(huán)境價(jià)值，引導發(fā)電項目投資，改變電力生產(chǎn)方式，促進(jìn)綠色能源消費。
（三）“源網(wǎng)荷儲”全生命周期價(jià)值覆蓋
考慮電源、電網(wǎng)、負荷側各類(lèi)主體、儲能的可持續發(fā)展，新興市場(chǎng)體系需要支撐項目投資、項目建設、生產(chǎn)運行、監測評估全環(huán)節，反映市場(chǎng)價(jià)值和社會(huì )貢獻并獲得合理收益。
在投資環(huán)節，通過(guò)中長(cháng)期購售電合同、新能源友好型市場(chǎng)服務(wù)、優(yōu)惠支持政策等方式激勵新能源發(fā)電企業(yè)投資，保障新能源發(fā)電項目發(fā)展。在項目建設環(huán)節，結合可再生能源電力消納監測評估，根據新能源發(fā)電交易及結算情況滾動(dòng)發(fā)布消納指標并提出預警，引導風(fēng)電光伏項目?jì)?yōu)化配置、合理安排裝機增速。
在生產(chǎn)運行環(huán)節，建立適應高比例新能源接入的靈活調節機制，合理反映傳統能源發(fā)電的調節能力價(jià)值，實(shí)現新能源優(yōu)先消納。在監測評估環(huán)節，聚焦碳足跡耦合碳排放全過(guò)程檢測?；谄髽I(yè)用能數據開(kāi)展碳排放數據監測，追蹤碳足跡，推演未來(lái)碳趨勢，助力企業(yè)優(yōu)化運營(yíng)策略、科學(xué)實(shí)現用能達峰。
