高比例新能源下我們需要怎樣的電力市場？

近年來，中國不斷加大對新能源的發展力度，積極響應全球可持續發展目標與碳達峰碳中和的雙碳目標。截至2022年底，我國可再生能源裝機達到12.1億千瓦，占全國發電總裝機的47.3%。據預測，在2060年實現碳中和的前提下，中國電氣化率將達到約70%，其中絕大部分需求由可再生能源供能。從政策角度，中國制定并實施了包括《可再生能源發展“十四五”規劃》在內的一系列新能源發展政策，奠定了新能源在電力系統中逐漸提高的地位，并引得新型電力系統在高比例新能源的接入下經歷量變到質變的轉型。

雖然新能源的環保、可再生、低碳等特性為電力系統帶來一系列積極影響，但其固有的發電間歇性與不確定性給電力系統和電力市場的運行帶來巨大挑戰，主要體現在由氣象條件帶來的空間出力分布不均特性與源荷波動帶來的時間不平衡特性的“時空雙維度不平衡”。如果不能解決高比例新能源接入電力系統所帶來的體制機制挑戰，將大大削弱技術創新所帶來的社會福利提升。因此，新型電力系統的建設不僅僅是物理形態和技術的變革，更需要包括電力技術、市場機制與商業模式有機統一的體制機制全維度創新。

為此，本文首先探討了高比例新能源接入后產生的市場現象，并解讀其背后的深層次問題；介紹了國際上相關的針對性政策手段，分析是否有可以攻玉的他山之石；分析適應我國電力系統與電力市場情況的具體啟示，探索高比例新能源對電力市場機制產生的顛覆性影響。

一、 高比例新能源下電力市場存在的問題

盡管在低碳環保清潔等方面具有絕對的優勢，新能源由于其空間出力分布不均與源荷波動的時間不平衡的特性，將導致現有電力市場機制產生價格消失、價格侵蝕、配儲利用效率低、需求側資源互動差等一系列問題。

1. 新能源低運行成本拉低系統出清電價，造成現貨市場價格消失現象

目前電力市場采用邊際電價出清，即電力需求達到供需平衡后最后一單位電力的價格作為統一出清價格。這在以化石能源為主的電力市場中，是達到市場各主體激勵相容的最優選擇，因為邊際機組即為中標發電的機組中報價最高的機組，所有發電機組都以此價格獲得發電收益。然而，高比例新能源的引入打破這種邊際價格出清機制的平衡。傳統發電機組在參與市場交易投標的過程中申報的價格為其變動成本，而新能源的主要成本為建設期的固定成本，運行成本幾乎可以忽略不計。當新能源在未來成為發電主力，可想而知新能源機組將成為主要的出清邊際機組，頻繁產生極低價或零價的價格消失現象。當市場的價格消失了，如何有效引導各類資源的優化配置，源網荷儲又將如何互動？

由于新能源占比的提升帶來的價格信號消失現象，在國內外市場運行中均已初現端倪。2023年5月，山東市場1日2日共累積出現32小時負電價，最大持續負電價時間22小時，5月1日的現貨平均交易電價僅為-0.013元/kWh。這樣的負電價情形同樣出現在澳大利亞的SA與VIC電力市場，2022年12月兩地光伏平均電價均為負值，削弱整個地區光伏發電價值。

事實上，這種情況會隨著可再生能源的比例增加而更加嚴重。英國商業、能源與工業戰略部對于英國未來不同階段的批發市場價格的進行分析預測，2025/2035/2050年的出清價格累積分布如下圖所示。可以看出在現行英國電力市場機制下，其批發市場價格在未來2035與2050年份均預計有超越半數比例的零電價與負電價。這些短期的負電價固然在一定程度上可以引導市場主體的投資，但是長期負電價帶來的包括影響中長期價格、削弱新能源投資的問題均是弊大于利的。

2. 新能源搭傳統能源收益便車，導致現貨市場價格侵蝕現象

新能源并未成為發電主力機組的場景下，市場按邊際電價出清的價格為邊際化石能源機組的報價，新能源與傳統化石能源發電的同臺競爭會帶來價格侵蝕的信號扭曲。新能源機組由于極低的可變成本在報價過程中報零價與負價，在市場中化石能源為邊際機組的定價權仍由化石能源占據，此時的市場價格往往遠高于新能源的成本。特別是化石能源的一次價格發生大幅波動時，電力的二次能源價格受到傳導波動，新能源有大量機會通過搭便車獲得超額收益。

由圖1的分析可見，隨系統接近高比例新能源的未來場景，極端高企價格也將不斷涌現。極低價格大量出現的原因如前所述，隨著可再生能源規模增大，未來電力市場場景中會有更多低報價能源成為邊際機組，這將使得出清價格極低。然而，這種對于出清價格的低預判，反而會激發化石能源機組的報復性價格抬升行為。具體來說，傳統能源處于對中標的不確定性與極低出清價格的不滿，傾向于在能夠影響市場價格時抬高報價，造成市場極高出清價格，從而基于較少出清量獲得大量收益以覆蓋成本。事實上，這種價格的極端波動無法為全社會提供穩定的價格預期，會從底層帶來電力市場運行的系統性風險。從需求側視角，電力市場現貨價格不穩定，也帶來了生產組織的困難。

3. 高比例中長期電量鎖定難以反映供需時變性，現貨市場價格對用戶引導作用失靈

在現貨市場進行交易之前，大多數市場主體會通過事先持有一定中長期合約的形式，實現一部分自身發用的電量及電價的鎖定。我國當前電力市場模式大多脫胎于傳統的計劃制模式，政策制定也存在一定的路徑依賴性，因此仍要求市場主體保持高比例的中長期電量合同，例如90%。這在火電為發電主力的情況下是合理的，但是隨著可再生能源比例的不斷提升，系統不確定性也大幅增加。此時再一味要求中長期合約以極高比例簽約，將出現市場價格與市場供需的不匹配現象，即中長期合同與現貨市場共同形成的結算價格將難以反映新能源波動導致供求關系的時變性。

事實上，中長期市場與現貨市場的供需一致性亦難以在簽約中體現。尤其是在具有不確定性的新能源大量引入的情況下。中長期合約的簽約電量是根據預測未來交付時段的需求，在負荷預測的偏差難以避免的情況下，新能源的強波動性與高不確定性決定了中遠期發電預測的準確性難以保障，現貨市場面臨的實際凈負荷曲線很難與中長期預測的保持一致性。結算電價與供求關系的不同步增加了供求雙方精準互動的難度，這樣的中長期合約極大地制約了現貨市場的價格與電量調整空間，難以有效發揮現貨市場應具有的合理價格發現與平衡電力供需功能。

此外，極高比例的中長期合約也削減了現貨市場價格的引導作用。現貨市場與中長期市場，由于定價邏輯的不同，在目前體系下存在嚴重的限價機制不對稱性。目前大多數市場中，中長期市場在電力合約的簽訂初期就已經鎖定了90%的電量，并以基準價格浮動20%的范圍內鎖定交易電價。在這種情況下，市場主體僅有10%的電量能夠真正在現貨市場交易結算。因此，現貨市場的價格對于市場主體的引導作用大幅降低。此外，中長期合約的限價范圍遠小于現貨市場，難以形成中長期交易與現貨市場的有效聯動。正如葉澤教授所述：“在中長期市場簽約電量比例按國家規定要求很大如90%的情況下，現貨市場發現價格和引導資源優化配置的功能就會壓減到很小，如10%。”

4. 新能源參與現貨市場結算機制激勵不相容，造成價格扭曲與資源浪費

新能源報價與結算方式的弱相關使得現貨價格不影響其實質收益。基于現行市場政策，許多新能源參與現貨市場的出清電量中90%可以選擇以標桿電價結算，只有剩余10%需要按照現貨市場電價進行結算。鼓勵新能源發展的初期采用這種結算機制能夠給予新能源一定的收入保障，相對于波動的現貨電價，穩定的上網電價給了新能源收入預期。為此，新能源在現貨市場中更加愿意報零價與負價以確保中標，獲得高電量中標、高收益的效果。這種報價與結算幾乎不相關的市場組織方式必然驅使大量新能源主體以非激勵相容的方式參與市場，必然加劇現貨市場價格消失與價格信號的失靈的現象。

新能源參與市場的方式也導致了新能源配置的儲能利用率低下的問題。以風電與光伏項目為例，目前有28個省份推出了為新能源項目配置固定比例儲能的要求，對于風電項目的配儲比例要求為8%-27%，平均為15%；對于光伏項目的配儲比例要求為8%-30%，平均為14%。正常情況下，儲能可以通過削峰填谷為新能源增加收益。但是，在現行結算方式下，新能源90%的電量基于不分時的標桿電價結算、現貨價格只對10%的電量結算，必然降低了儲能的價值，“建而不用”的問題突出。具體來說，新能源配置電化學儲能的等效利用系數僅為6.1%，這不僅是儲能資源的嚴重浪費，更是加劇了電網調節新能源的壓力。只有差異性顯著的分時電價，才能激活發電與需求側分式儲能參與市場，實現新能源就地消納，減輕完全依靠大電網消納新能源的壓力。

5. 需求側參與市場方式缺乏價格彈性

目前，電力市場機制設計與討論仍大多圍繞著供給側的競爭展開，需求側采用報量不報價的模式。當傳統無源負荷變為有源的需求側后，此時需求側僅報量不報價的方式難以調動用戶響應的積極性，也不能充分表達市場主體的發用能預期。報量不報價的方式不能讓需求側在市場出清過程中表達自己對價格接受程度，也就無從實現源荷儲的互動。

以用戶側獨立儲能為例，其傾向于在電價高峰作為發電設備放電、在電價低谷作為負荷充電，并對自己能夠接受的峰谷價差有一定的預期，以收回成本并達到滿意獲利。但是，如果不能報價，用戶側獨立儲能在現貨市場的運行中可能會面臨這樣的問題：電力需求緊張時刻受到調度指令放電，但此時的電價并不符合其價格峰值的預期，而賠本充放電。綜上所述，需求側彈性的激發需要“量價齊動”的市場機制，這樣才能推動市場達到均衡狀態，最大化激發各類市場主體的靈活性價值。

二、國際電力市場改革動向

為應對新能源高不確定性、高波動性、難預測性等特征帶來的電力市場運行問題，各國電力市場監管部門提出或探討多種相應的機制與應對措施。本文整理了相關的改革動向，其中既包括已經實施并初現成效的方案，也不乏正在提案期的討論。

1. 通過縮小現貨市場的出清間隔以提升市場靈活性

世界各地的電力現貨市場都不約而同地采用提升市場出清間隔細粒度的方式以應對新能源的高波動性，其中，美國CAISO與MISO日前市場均考慮將出清間隔由原有的一小時降至15分鐘，澳大利亞于2021年開始將現貨市場的出清時段由30分鐘縮短至5分鐘。電力系統調度要求每個市場出清時刻對于系統的負荷預測精度都盡量準確，使得出清的發電與負荷容量達到系統的供需平衡。在此基礎上，實際負荷與市場出清時刻預測值之間的偏差由動態調頻等輔助服務進行支撐。整體來說，以1小時或30分鐘為一個出清間隔的市場機制在以傳統能源為主體的系統格局下可以穩定運行，但新能源的高波動特性使得市場出清對于時間細粒度有不一樣的要求。考慮到新能源在1小時或30分鐘內的出力波動可能有很大變化，更短時間間隔的市場出清將減少動態調頻等輔助服務壓力，也能更好地疏導由于新能源不確定性帶來的系統運行壓力。

2. 發展新型儲能，開展更細時間尺度與空間的電力平衡

可再生能源的間歇性與不確定性要求電網提供更多的靈活性。儲能在確保電網穩定運行的同時提供更多裕量。儲能在能源充足時儲存多余的能量，在需求高峰時釋放這些能量，儲能在系統中提供裕量的方式與優勢包括平滑能源波動、應對瞬時功率需求、應對突發需求與突發斷電、優化可再生能源利用、提高電力系統效率等。與傳統儲能相比，新型儲能更是具備更快的響應時間。毫秒級別的響應速度使得新型儲能夠應對不同時間尺度上的波動調節，既包括調節峰谷差波動，也包括調頻一類的秒級波動。更重要的是新型儲能與新能源分散性緊密的結合將大量分散的新能源波動就地平衡，而非聚集成大擾動讓電網調節，實現小規模的隨機波動就地就近平衡，顯著降低消納新能源波動性的成本。

儲能在國際電力市場中已有一定程度的參與，并預期未來地位會進一步提升。以美國為例，近年來美國儲能容量快速增加，2018年FERC發布841號法案，要求各ISO為儲能參與市場修改市場交易規則，確保儲能擁有和其他主體相同的地位，且市場規則需考慮儲能的特殊物理特性。在美國大多數電力市場中，儲能參與能量市場均需要提交獨立的充電/放電報價，并自行管理荷電狀態；近年來，部分市場逐步創新儲能參與市場的方式，提出包括提交荷電狀態等。以CAISO能量市場為例，2022年4月份，加州每天可用儲能電池轉移6GWh的負荷，相當于總風光棄電量的30%，相當于負荷峰值的12%，這充分說明儲能發揮了解決高比例新能源系統下尖峰負荷的效果。在容量市場方面，目前需要將其容量依據持續放電時間進行一定比例的折算，自2024年5月起NYISO將修改容量核算方法、依據對可靠性的邊際影響核算。在輔助服務市場，CAISO與MISO市場均允許儲能參與爬坡輔助服務，2022年CAISO中儲能提供了2559MW靈活爬坡容量，占當年總靈活爬坡容量的12%。先進的市場機制應激勵新技術的發展，并逐漸替代傳統的技術。

3. 根據資源的稀缺性設計交易品種

創新交易品種也是應對高比例新能源接入電力系統的重要措施，美國市場在這方面的經驗值得借鑒。在輔助服務市場角度，由于可再生能源的波動性與隨機性提升了系統對爬坡資源的需求，CAISO與MISO在2016年分別推出靈活爬坡產品（Flexible Ramping Product與Ramp Capability Product）。爬坡輔助服務無需市場報價，其補償價格將根據市場主體放棄提供能量服務而損失的機會成本測算。目前，CAISO和MISO正推進制定分區的爬坡服務交易方案，以避免區域間因輸電容量限制無法支撐。在容量市場角度，新能源機組低廉的發電邊際成本降低了能量市場電價，擠壓了發電商的盈利空間。為保障發電充裕度，美國除德州ERCOT以外的其他ISO均已建立容量市場。不同于傳統容量市場建設，以火電等傳統能源為主的市場，美國容量市場引入“按可信容量表現付費”機制，設置一定的負荷增量作為選定的基本場景，計算各類電源滿足該負荷增量的裝機增量，按負荷/電源比例確定各類電源可信容量系數，即根據發電資源對發電充裕度的貢獻核定可信容量。這樣的容量市場模式能夠對不同發電資源予以較為準確的度量。

4. 探索分場競價機制，構建先局部再整體的市場平衡架構

國際上在適應高比例新能源的市場機制方面開展了積極探索與大膽改革。英國于2022年7月啟動新一輪電力市場改革方案征詢，英國商業、能源和工業戰略部BEIS發布審查報告，就各種類市場改革提出可行選項的討論。其中最顯著的改革為分場競價機制與先局部再整體的市場平衡架構。

分場競價機制本質是傳統能源與間歇性能源拆分到不同市場出清，新能源發電單獨在一個市場出清，并不會因為邊際成本為零而搭傳統能源的便車，可以正常反饋可再生能源價值并提供有效的價格信號。當然目前分場競價機制還只是一個構想，機制的具體處理細節，如新能源在自己的獨立市場中如何競價等問題，尚未在方案征詢中詳細提出具體的措施。

由于大量的分布式電源與用戶側儲能裝置的出現，市場由集中式向分布式架構變化。為此，英國提出先局部再整體、先地方后全國的市場平衡架構。該架構有兩種具體的實施方案，方案一是由配電系統運營商DSO進行本地交易監管，先地方局部平衡后再整體平衡，不平衡電量向批發市場購電，以完成平衡，即地方優先交易、主網兜底；方案二考慮由聚合商組織本地配電網、消費者、儲能與分布式能源進行電力交易，先將地方資源聚合后參與批發市場。無論是哪種方案的平衡架構，都是激勵就地就近平衡，降低交易成本。激勵發展儲能資源，實現時間換空間電網運行方式，即在供大于求、電價低迷時，電網平衡單元利用儲能接受大電網的輸電；供不應求、電價高起時，平衡單元利用儲存的電能，實現高峰時段的電力平衡。這種時間換空間的方式并非摒棄大電網的平衡，而是激勵大電網與微電網的協同運行、適應分散式新能源發電、激勵需求側響應的新型市場模式。

三、 適應高比例新能源的電力市場機制的建議

1. 風光儲應與傳統資源市場分拆建設，形成獨立的市場體系與價格機制

隨新能源在系統中占比的提升，風光儲等新能源交易品種應從當前電力市場解耦，建立獨立交易的市場。這種模式將通過風光儲市場發現具有不確定性的新能源能量價值，通過傳統資源現貨市場獲得具有確定性但是更昂貴的能量服務，通過輔助服務市場保障供需平衡，通過綠證市場與碳市場引導綠色資源優化配置。有效的市場需要產生并釋放合理有效價格信號，在精確度量資源價值的同時，起到市場用戶選擇引導的作用。然而，在風光儲的獨立電力市場中，傳統的邊際定價機制適用性降低，因此亟待建設適應風光儲能源特性的價格形成機制，以發現新能源的差異化價值、引導靈活性能源投資、激勵用戶根據自身需求選擇交易品種。

2. 通過市場主體在市場中的自由選擇，實現多交易品種的市場均衡

只有透明的市場，才更加有利于監管，才能保障公平。高效、透明的市場更應該賦予市場主體的選擇權力，讓市場主體通過參與不同交易品種交易，最終實現各交易品種的市場出清和不同交易品種之間的互補替代。市場主體在各個交易品種之間的自發選擇，促進了整個市場的價值流動，實現了多市場間的均衡。市場建設的目標在于將市場主體提供服務的價值通過價格予以回報，即為市場主體賦予與其市場表現相匹配的價值回饋。因此，市場交易體系的設計應激勵各類主體在所有的交易品種中選擇，而產生各交易品種以及不同交易品種之間的均衡。其本質是：發用電雙方在不斷交互的過程中，依據市場情況調整報價與購買策略，通過各個主體的逐利行為，促使不同交易類型的量價趨于均衡，最終達到不同品類、價格信號與交易量協同的多品種均衡。在這種模式下，市場均衡不再是單純的數學游戲，而是依賴于市場成員深層次、全方位參與、數字化平臺高效互動保障、市場機制精準利益分配而建構的體系。

3. 構建以現貨市場交易為主、中長期規避價格風險的電力市場體系

由于新能源出力的高波動與中長期難預測性（同時體現在時間與空間上），中長期市場形成的價格難以真實反映現貨市場的時空供需平衡。隨著新能源比例不斷提升，應逐步增加其在現貨市場上的交易量，降低對中長期合約成交比例的強制約束，根據新能源占比的實際情況，在現貨市場上形成反映供需時變性的現貨價格，激勵源網荷儲的互動、全局與局部平衡，全面降低消納新能源的成本。中長期合約的作用更多是幫助電力用戶管理價格風險，通過金融性靈活化合約規避在現貨市場上的價格風險。讓現貨市場根據新能源波動性形成反映真實供求關系的時空價格，激勵源網荷儲精準互動。在這種情況下，差價合約鎖定供求雙方的收益，現貨價格充分反映電力供求關系，并成為差價合約交易的風向標。

4. 基于長期邊際成本，形成新能源分時電價

當新能源與傳統能源市場分場競爭后，高比例新能源參與市場必須報量報價。考慮到新能源成本大多為固定成本，變動成本接近于零，應引導其基于長期邊際成本及時變的供求關系進行報價。具體的，新能源發電市場主體依據預測的分時發電量及其各時段供求關系，將其固定成本逐日、分時分攤，形成分時電價，表征不同時段電量的稀缺性，同時也形成了對消納新能源的各種靈活性資源的價值度量。新能源分時電價與火電區別在于：前者是基于長期邊際成本，而后者是基于固定成本與變動成本。只有形成新能源分時電價，才能對儲能的價值實現準確度量，激勵儲能與新能源協同發展；才能激勵用戶提升需求側響應的能力，引導靈活性資源的投資。

結 語

當然，以上建議僅僅是一方之言，我們期待百花齊放百家爭鳴的探討。但無論如何，面對高比例可再生新能源引入、電網儲能與主動負荷重構的新型電力系統，迫切需要探索適應新特征、解決新問題、高效優化配置的體制機制，以達到源網荷儲所有環節的協同發展與所有種類的市場主體以激勵相容方式高效參與互動。只有能夠實現精準優化配置的市場機制，才能激勵新型電力系統的高質量發展！

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