我國的新能源政策對電力交易風險的影響分析

鄧 健，王承民，衣 濤，謝 寧

(1.吉林財經大學 亞泰工商管理學院，吉林 長春 130117; 2.上海交通大學 電氣工程系，上海 200240)

● 電力經濟研究

我國的新能源政策對電力交易風險的影響分析

鄧 健1，王承民2，衣 濤2，謝 寧2

(1.吉林財經大學 亞泰工商管理學院，吉林 長春 130117; 2.上海交通大學 電氣工程系，上海 200240)

能源是經濟和社會發(fā)展的重要物質基礎。我國個地區(qū)電源結構布局存在比較大的差異，特別是傳統(tǒng)的火電和可再生能源的分布不均衡，給我國的資源優(yōu)化配置帶來了很大的障礙。由于可再生能源發(fā)電項目少、規(guī)模小，都是按照項目逐一審批，采用的是項目定價的方式。新能源發(fā)電作為應對未來能源危機的主要途徑，關系到未來社會的持續(xù)發(fā)展，它可能在目前來看對一些市場主體是不公平的，但是不論是任何一個市場主體愿意還是不愿意接受，都不能阻止它的到來，因為這是未來電力工業(yè)發(fā)展的趨勢。本文對新能源政策及其對跨區(qū)跨省電力市場交易所帶來的風險進行分析，并提出風險規(guī)避措施。

新能源政策；電力交易；市場；風險

一、 發(fā)展新能源的意義

工業(yè)革命以來，世界能源消費劇增，煤炭、石油、天然氣等化石能源資源消耗迅速，生態(tài)環(huán)境不斷惡化，特別是溫室氣體排放導致日益嚴峻的全球氣候變化，人類社會的可持續(xù)發(fā)展受到嚴重威脅。上世紀70年代以來，可持續(xù)發(fā)展思想逐步成為國際社會共識，可再生能源開發(fā)利用受到世界各國高度重視，許多國家將開發(fā)利用可再生能源作為能源戰(zhàn)略的重要組成部分，提出了明確的可再生能源發(fā)展目標，制定了鼓勵可再生能源發(fā)展的法律和政策，可再生能源得到迅速發(fā)展。

據預測2020年我國能源需求將達到25～33億噸標煤，能源資源供應面臨較大的壓力，石油的進口依存度將超過60%；而且以煤為主的能源結構造成嚴重的環(huán)境污染，據估算大氣污染造成的經濟損失相當于我國GDP總量的3%～7%，酸雨區(qū)面積已占全國面積30%左右，而排放的90%來自于燃煤。要解決這些問題，一方面要節(jié)約能源，減少能源需求總量；另一方面要改善能源結構，降低燃煤比例，提高清潔能源和新能源的比例。開發(fā)利用新能源除了技術進步之外，政府政策措施的激勵作用也是不容忽視的。

在西方發(fā)達國家，可再生能源的地位越來越受重視，據歐洲風能協(xié)會預測，到2020年世界風電機裝機可達12億kW，是2002年的37倍，平均年增長率高達20%，屆時風電將占世界電力供應的12%。德國2003年10月裝機容量已達1350萬kW，僅在2002年就新增324.7萬kW。歐盟國家風電成本在此期間也降低了20%，投資已降為832歐元/kW，發(fā)電成本降到3.88歐分/(kW·h)，已經可以與常規(guī)電站相競爭，開始進入大規(guī)模商業(yè)化階段。2020年風電成本有望再降低40%，投資可降至497歐元/kW，發(fā)電成本降到2.34歐分/(kW·h)，低于常規(guī)電站，而這些成績的取得與歐盟國家采取的可再生能源激勵機制是分不開的，尤其是德國實行的購電法。

在我國，大力發(fā)展可再生能源，增加能源供應，保障能源安全，保護生態(tài)環(huán)境，促進經濟和社會的可持續(xù)發(fā)展，是我國經濟和社會發(fā)展的一項重大戰(zhàn)略任務，其原因在于：非可再生能源不斷減少；我國能源對外依存度不斷增加；經濟持續(xù)發(fā)展對能源需求不斷增加；調整能源結構的迫切要求；綠色能源逐漸成為未來能源消費的主流。

二、 我國各類型機組現狀

下表1為我國各地區(qū)的電源結構分布情況。

表1 2009年各區(qū)域各類型發(fā)電設備容量

由上分析可知，各區(qū)域基本仍以火力發(fā)電為主，尤其華北區(qū)域最為突出，93.93%的裝機容量為火力發(fā)電。新能源主要分布在東北地區(qū)，華中地區(qū)較少。除火電外的裝機容量，華中地區(qū)最多，而東北地區(qū)最少。可知，全國的火電機組在東北地區(qū)分布最多。由于我國水火電、以及新能源在全國裝機容量部分不均，因此，新能源政策的施行，從一定程度上需要推進跨區(qū)跨省交易的開展。

三、 我國新能源政策

在2006年之前，我國沒有建立明確的可再生能源電力定價機制，也沒有統(tǒng)一的可再生能源電力上網價格政策。但是，由于可再生能源電力技術不夠成熟，成本確實難度大，項目定價的成本依據嚴重不足，各項目之間的定價方式也不統(tǒng)一。因此，可以說，2006年之前，我國可再生能源電力定價機制基本上是空白。

2006年1月1日《可再生能源法》開始實施，其中明確提出，“可再生能源發(fā)電項目的上網電價由國務院價格主管部門根據不同類型可再生能源發(fā)電的特點和不同地區(qū)的情況，按照和利于促進可再生能源開發(fā)利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發(fā)利用技術的發(fā)展適時調整，上網電價應當公布。之后，國家有關部門出臺了《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》等一系列與可再生能源電價有關的政策文件。政策實施兩年多以來，促進了我國可再生能源電力的發(fā)展。下面是我國可再生能源電力價格機制和政策：

(一)風電

2006年1月，國家發(fā)展和改革委員會公布了《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》(以下簡稱《試行辦法》)，其中規(guī)定風電電價確定的原則是：風電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定。

出臺以招標形式來確定風電價格的政策，當時主要是苦于這樣的考慮：到2005年底我國已經開展了3輪特許權招標項目，掌握了通過招標形式確定風電價格方面的一些經驗，使風電成本得到了很大的降低，應用規(guī)模不斷擴大，招標政策的效果比較明顯。當初采用招標形式確定風電價格的本意是通過招標的形式為風電電價制定一個標準，并不是每一個項目都得通過招標的形式來定價。因此，在政策出臺后風電業(yè)界估計采取的操作方式可能是：前期先通過招標方式核準每一個風電項目的上網電價，在達到一定的數量積累且上網電價水平基本能反映當地風電成本和合理利潤的時候，再逐步過渡到以招標方式確定當地的風電電價標準，而不再每個項目都實行招標定價。這需要一個慢慢積累的過程，等實施完一定數量的項目后，當招標電價的水平能夠反映風電項目的合理成本和盈利狀況時，以招標方式確定風電上網電價標準就會水到渠成，屆時確定的電價標準也會更加的合理。

此外，在《試行辦法》中，還明確了：在2006年后由政府能源主管部門批準或核準建設的可再生能源的發(fā)電項目，電價高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，由可再生能源電價附加支付。可再生能源電價附加也自2006年6月30日按照1厘錢/(KW·h)的標準在銷售電價中征收(農用電和西藏用電免收，2008年7月開始，除化肥產用電和居民有電外，調整為2厘錢/(KW·h))。因此，對于風電等可再生能源電力，電價高出的部分己經有了費用的出口。

(二) 太陽能發(fā)電

并網的太陽能發(fā)電有兩種，一種是光伏發(fā)電，另外一種光熱發(fā)電。我國并網太陽能發(fā)電從2005年開始起步，建立了40多座容量在幾十千瓦到IMW不等的光伏站，因此還處于中小系統(tǒng)的示范階段，大型并網光伏電和太陽能熱發(fā)電尚屬于空白。因此，太陽能發(fā)電價格政策也基本是空白，雖然在2006年初制定了一個政策，但到目前政策還沒有被應用到實際項目中。

太陽能光伏發(fā)電技術成熟，我國的光伏制造業(yè)也有很好的基礎，位居世界第三，如果有合適的價格政策支持，市場能夠實現超速發(fā)展。但太陽能發(fā)電價格昂貴，光伏發(fā)電和熱發(fā)電的投資成本是一定的差異，但是發(fā)電成本都遠高于常規(guī)能源意力。據初步測算，我國太陽能發(fā)電上網的激勵電價應6元/(kW·h)以上，既遠遠高于國際太陽能發(fā)電上網的電價水平，又脫離我國國民經濟發(fā)展的實際承受能力(我國每1 kW· h的電量，還不能產生6元錢的效益)，也不符合經濟合理的要求。因此，在現有的政策中，對于太陽能發(fā)電，采用的是按照合理成本加合理利潤的原則，政府按照項目定價，通過這樣的政策希望保持太陽能發(fā)電適度的發(fā)展速度，既為太陽能發(fā)電技術進步和產業(yè)發(fā)展提供空間，又在國家經濟可以承受的范圍之內。

相對于風電和生物質發(fā)電而言，太陽能發(fā)電價格政策目前還是一種“一事一議”的政府定價政策，目前還沒有一個并網太陽能熱和光伏發(fā)電項目獲得明確的價格核準，它的執(zhí)行效果還不明顯，主要困難是太陽能發(fā)電的成本太高以及保持怎樣的發(fā)展規(guī)模不好把握。西藏羊八井并網光伏電站在第一期《可各再生能源電價補貼和配額交易方案》中獲得了0.35元/(kW·h)的價格補貼，這主要得益于該項目是中國科技部和韓國貿工部的合作項目，它的大部分初始投資都是由兩國政府提供的。這個項目給了業(yè)界一個明顯的信號，國家對并網光伏發(fā)電項目是相當支持的，支持方式可以是示范項目投資補貼，也可以是上網電價等多種形式。北京、上海等地也在討論開展屋頂計劃，支持建立一定規(guī)模的并網光伏市場，但價格政策尚未明確。

(三) 生物質發(fā)電

生物質發(fā)電的資源狀況存在很大的不確定性，其原料來源比較復雜，技術本身也不穩(wěn)定。生物質發(fā)電的價格在《試行辦法》中己做出了規(guī)定，實行政府定價，具體是：“生物質發(fā)電項目上網電價實行政府定價，由國務院價格主管部門分地區(qū)制定標桿電價，電價標準由各省(自治區(qū)、直轄市)2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成。補貼電價標準為0.25元/( kW·h)。發(fā)電項目自投產之日起，15年內享受補貼電價；運行滿15年后，取消補貼電價。”《試行辦法》還明確規(guī)定：“自2010年起，每年新批準和核準建設的發(fā)電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2%”，以推動技術的不斷進步。

我國目前實行的生物質發(fā)電價格政策，完全是采用固定補貼的價格政策，生物質發(fā)電項目的電價在一定的時期內是可以預見的，不會隨著燃煤火電標桿電價的變動而變動，這為開發(fā)商測算項目投資的效益提供了保障。這一政策的實施效果非常明顯，尤其是在農林廢棄物直燃發(fā)電方面。

到2005年底，我國生物質發(fā)電裝機容量為240萬千瓦，其中蔗渣發(fā)電的裝機容量最大，為170×104kW，此外還有30多萬千瓦的城市垃圾焚燒發(fā)電、5萬千瓦的碾米廠稻殼發(fā)電和一些規(guī)模不大的生物質氣化發(fā)電的示范項目。2006年，隨著國家對解決三農問題政策和生物質發(fā)電價格政策的出臺，國內開始掀起秸稈、林木廢棄物發(fā)電的熱潮。中央和地方政府核準的農林剩余物生物質發(fā)電項目達50處，總裝機容量超過150萬千瓦，其中中央政府核準生物質發(fā)電項目39個，總裝機容量為128.8萬千瓦，總投資100.79億元。到2006年底，全國在建利用農林剩余物生物質發(fā)電項目34年，分布在山東、吉林、江蘇、河南、黑龍江、遼寧和新疆等省，總裝機容量120萬千瓦，山東單縣和河北威縣兩座發(fā)電站相繼投產發(fā)電。到2007年底，全國核準的農林廢棄物直燃發(fā)電項目己達82處，已經投產的項目達到13個，在建項目超過40個，投產項目總裝機容量為29.5萬千瓦。截至2008年底，我國的生物質發(fā)電裝機容量約為300萬千瓦。根據規(guī)劃，我國2010年生物質發(fā)電裝機容量將達到550萬千瓦。

(四) 地熱能、海洋能發(fā)電

在現有的政策中，對于地熱能發(fā)電和海洋能發(fā)電，采用的是和太陽能發(fā)電一樣的按照合理成本加合理利潤的原則，由政府按照項目定價。

雖然對太陽能發(fā)電、地熱能發(fā)電、海洋能發(fā)電的定價方式一樣，但采取項目定價的原因是不一樣的。太陽能發(fā)電主要是由于高成本，地熱能發(fā)電主要是由于資源的不確定性帶來的成本的不確定性，海洋能發(fā)電主要是由于技術的不確定性帶來的成本不確定性。

四、 新能源對跨省跨區(qū)電力交易的影響

(一)新能源對跨省跨區(qū)電力交易的促進作用

新能源是我國能源戰(zhàn)略發(fā)展的一個必然趨勢，基于一下幾點原因，國家的新能源發(fā)展戰(zhàn)略會促進新能源的發(fā)展，而新能源的出現會促進跨省跨區(qū)電力交易的發(fā)生：

1.國家“不棄水、不棄風”政策促進新能源發(fā)電

國家2005年頒布的《可再生能源法》中第十四條規(guī)定電網企業(yè)全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量。雖然這項規(guī)定有些忽略了電網技術和運行方面的約束，難以百分之百按照該規(guī)定執(zhí)行，但是從中我們可以看出國家對可再生能源發(fā)電的重視。隨著國家對可再生能源的日益重視，國家和各地相關部門相繼就可再生能源發(fā)電對電網公司和發(fā)電企業(yè)提出了水電、風電、燃氣機組按不棄水、不棄風、不棄氣的原則安排發(fā)電量指標的規(guī)定。在國家對可再生能源發(fā)電大力支持和價格補貼的情況下，可再生能源項目紛紛上馬，從20世紀90年代以來，我國可再生能源發(fā)展態(tài)勢良好。

“九五”期間的發(fā)展速度達到60%以上。截至2007年底：全國可再生能源發(fā)電裝機容量約為15494萬千瓦，占當年全國總裝機容量的21.6%。其中水電、風電、生物質能發(fā)電裝機容量分別為14823、561、108萬千瓦，分別占總裝機容量的20.64%、0.78%、0.15%。全國可再生能源發(fā)電量為4825億千瓦時，占當年全國總發(fā)電量的14.8%。其中水電、風電、生物質發(fā)電量分別為4714、53.6、42.5億千瓦時，分別占總發(fā)電量的14.4%、0.16%、0.13%。

“十五”期間，風電發(fā)展提速，總裝機容量從2005年的126萬千瓦增長到2008年的1200萬千瓦，年增長率超過100%，根據國家可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃中提出的目標，到2010年和2020年，國家風電總裝機容量達到1000萬千瓦和3000萬千瓦，但是根據2007年和2008年的發(fā)展形式判斷，2010年可望達到3000萬千瓦，2020年實現裝機容量1億千瓦時的目標前景良好。截至2008年底，我國水電裝機容量達到1.72億千瓦，年發(fā)電量達到5633億千瓦時，而我國技術可開發(fā)水電裝機容量為5.42億千瓦，經濟可開發(fā)裝機容量4.02億千瓦，水電的發(fā)展?jié)摿薮蟆８鶕覈目稍偕茉粗虚L期發(fā)展規(guī)劃，明確水電發(fā)展目標為：全國水電裝機容量2010年達到1.9億千瓦，2020年達到3億千瓦。

2.智能電網的建設為新能源發(fā)展創(chuàng)造條件

2009年5月，國家電網公司提出了名為“堅強智能電網”的發(fā)展規(guī)劃，提出要建設以特高壓電網為骨干網架、各級電網協(xié)調發(fā)展的堅強電網為基礎，以通信信息平臺為支撐，具有信息化、自動化、互動化特征的現代電網。國家電網公司提出的建設計劃分為三個階段：2009年～2010年將重點開展智能電網發(fā)展規(guī)劃工作；2011～2015年為全面建設階段；2016～2020年為引領提升階段。同時還預計到2020年智能電網總投資規(guī)模接近4萬億元，智能電網的建設是我國電網未來發(fā)展的主要戰(zhàn)略方向。

3.我國的新能源分布不均衡，區(qū)域經濟發(fā)展不平衡，新能源需要跨區(qū)輸送。

我國新能源(水電、風電、太陽能等)分布是非常不均勻的，如風能，除了東南沿海地區(qū)(山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西和海南等地)有較為豐富的海上風能之外，更豐富的風能分布在東北、華北、西北這三個地區(qū)。而太陽能的分布，則主要分布在寧夏北部、甘肅北部、新疆東部、青海西部和西藏西部等地，其次河北西北部、山西北部、內蒙古南部、寧夏南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部和新疆南部等地也有較為豐富的太陽能資源。新能源儲量豐富的地區(qū)多為人口稀少、經濟欠發(fā)達、用電需求較小、電網結構較為薄弱的地區(qū)，其能源儲量和其電力需求量出入很大。同時大城市的負荷需求大，負荷峰谷差別大，為了實現更經濟的調度，需要采用水電或風電等新能源與常規(guī)火電電源進行電源結構優(yōu)化，從而實現經濟調度，如廣東、上海等發(fā)達地區(qū)就充分利用三峽水電改善電源結構，如內蒙古風電資源豐富，而用電負荷較低，難以很好地利用風電，其出路必然是將風電輸送至用電負荷大的其他地區(qū)，所以大規(guī)模的新能源發(fā)電必然伴隨著新能源電力的跨區(qū)輸送。

4.新能源需要更加堅強的大電網消納，促進網間互聯和跨區(qū)電力交易

一方面由于新能源發(fā)電系統(tǒng)不具備調峰和調頻能力，因而不利于降低早峰負荷和晚峰負荷對電網造成的沖擊。例如，光伏并網發(fā)電系統(tǒng)雖然增加了電力系統(tǒng)的發(fā)電能力，但是并不能減少相應發(fā)電機組的擁有量或冗余程度，所以電網必須為光伏發(fā)電系統(tǒng)準備相應的旋轉備用機組以解決早峰負荷和晚峰負荷的調峰問題。光伏并網發(fā)電系統(tǒng)向電網供電是以降低機組利用小時數為代價的。

另一方面晝夜及氣象條件變化對新能源的影響。還以光伏發(fā)電為例，當一個城市的光伏屋頂并網發(fā)電達到一定規(guī)模時，如果地理氣象出現大幅度變化，電網將需要為光伏并網發(fā)電系統(tǒng)提供足夠的區(qū)域性旋轉備用機組和無功補償容量，用來控制和調整系統(tǒng)的頻率和電壓。在這種情況下，電網將以犧牲經濟運行方式為代價保證其安全穩(wěn)定運行。

所以新能源的接入比例是受到一定限制的，這跟電網的堅強程度和電網技術有關，當電網越大，網架結構越堅強，則其消納的新能源電力就越多。同時，如果電網的控制技術越先進、越智能化，則其新能源接入比例就可以越高。所以要進一步發(fā)展新能源，就必須加快全國聯網步伐，建設堅強的統(tǒng)一電網，實現電力的跨區(qū)輸送，實現資源互補和優(yōu)化調度。

(二)新能源對跨省跨區(qū)電力交易的挑戰(zhàn)

1.合理確定新能源所占比例

電能的實時平衡的自然特性是必須遵循和不可改變的，滿足用電需求是電力發(fā)展的目的，一般不控制用電負荷，只能控制發(fā)電功率和發(fā)電量。除了大規(guī)模的水電可控性和可調節(jié)性相對較強、隨機性稍微較小之外，風電、太陽能發(fā)電、潮汐能發(fā)電等都屬于隨機性電源，顯然僅僅利用隨機能源發(fā)電滿足用電需求是不可能的，也是不經濟的。利用可控能源和隨機能源組成總體可控發(fā)電功率和發(fā)電量，滿足電能的實時平衡的自然特性。新能源電源的接入比例應該為多大？使得電力系統(tǒng)的建設保證經濟，使得輸送電能的電網建設或改造才能承載隨機變化的潮流，使得在隨機發(fā)電能力變化和用電負荷變化時，控制可控電能保證電力系統(tǒng)可靠運行。如何評價一個電網的堅強程度，如何據此確定該電網能夠接入的新能源所占比例，都是新能源對電網建設提出的挑戰(zhàn)，比如內蒙古風電資源豐富，風電發(fā)展迅速，但其電網卻很薄弱，它到底能消納多少的風電？沒有一個定論。到目前為止，國家尚未有相關的政策進行規(guī)定，電網企業(yè)需要保證其電網的安全性，發(fā)電企業(yè)希望盡可能多的發(fā)電，這就會導致兩者之間的矛盾，使得可再生能源發(fā)電企業(yè)和電網公司在發(fā)展新能源項目的時候缺少法規(guī)上的依據。

2.對調度方式提出了新的要求

在傳統(tǒng)的調度模式下，電源多為可控、可調節(jié)的，根據負荷預測結果就能通過經濟調度模型或者節(jié)能調度模型安排各機組的發(fā)電量，以及安排電網所需的AGC機組、備用容量和機組檢修計劃。對于負荷預測的誤差以及個別機組故障等引起的電網不平衡，可以通過調頻機組輕易進行調節(jié)。在電網接入越來越多的可再生能源后，系統(tǒng)的電源結構發(fā)生了很大的改變，如何對系統(tǒng)進行調度，能夠實現最大限度地利用可再生能源，實現電源互補，達到系統(tǒng)經濟可靠運行？是我們需要考慮的新問題。大型水電可以通過水庫的庫容進行蓄水，使得水電的發(fā)電計劃在大多數情況下可以自由控制，但是水電發(fā)電量也跟天氣有很大關系，比如豐水季節(jié)，水庫蓄水容量達到極限后，發(fā)電機組都要求進行滿發(fā)，所以這在短期調度可以預測，但豐水期具體何時到來，無法進行準確預測，同樣，枯水期也是無法準確預測的，這對月度或者年度調度計劃是有影響的。而對于風能和太陽而言，它們的發(fā)電量完全取決于氣候的變化，它們的隨機性使得調度時不能以常規(guī)電源進行對待，安排它們的發(fā)電量，而是要根據它們的發(fā)電量來調整系統(tǒng)其他電源的發(fā)電量。盡管現在氣候預測技術越來越好，我們可以根據對天氣的預測，從而對風電和太陽能發(fā)電的發(fā)電量進行預測，但是也難免會出現預測誤差很大的情況，而且目前氣候長期預測技術還不成熟，月度和年度調度計劃所受的影響比較大。所以在新形勢下的調度模式中，準確描述可再生能源調度的模型，正確安排可再生能源發(fā)電計劃，是可再生能源發(fā)展對傳統(tǒng)調度模式的一個挑戰(zhàn)。

3.要求靈活快速的交易體系

目前的電力市場中，分為年度合約交易市場、月度合約交易市場、日前市場和實時市場。合約市場是電力市場的重要組成部分，它通過中長期合約交易降低發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)的市場風險，保證電力系統(tǒng)長期安全平穩(wěn)運營。日前市場由交易中心每天組織，為了滿足短期負荷不平衡而組織的，它的電量是日負荷預測結果與合約出力的差額，它的競爭力度大，市場風險也相對較大，反映短期的供需平衡關系和生產成本。由于可再生能源，特別是風電和太陽能，它們受天氣因素的影響，無法對其發(fā)電穩(wěn)定性和發(fā)電量進行控制，雖然能夠進行一定程度上的預測，但是還是無法按照長期合約市場一樣進行發(fā)電安排。在目前國家政策下，電網全額收購可再生能源，且價格按照國家規(guī)定的價格進行交易，不需要考慮電力市場中的合約安排和競價問題，而是電網根據可再生能源發(fā)電量來安排合約計劃和實時交易。在逐步實行市場化進程中，可再生能源電力跨省跨區(qū)交易最終會在交易中心進行交易，到時如何安排其市場分類？如何確定其定價機制？如何建立快速靈活的交易體系來滿足其特性？都是對電力市場化后交易體系建設提出的新要求。

五、新能源政策風險規(guī)避措施

未來大規(guī)模的新能源發(fā)電輸電是不可避免的，既然無可避免，那就積極面對。而新能源發(fā)電輸電政策的頒布，正是為了在這一發(fā)展過程中，更好地保障各市場主體的合理利益，保證市場公平。我國新能源(水電、風電、太陽能等)分布也是非常不均勻，同時大城市的負荷需求大，負荷峰谷差別大，為了實現更經濟的調度，需要采用水電或風電等新能源與常規(guī)火電電源進行電源結構優(yōu)化，從而實現經濟調度，如廣東、上海等發(fā)達地區(qū)就充分利用三峽水電改善電源結構，如內蒙古風電資源豐富，而用電負荷較低，難以很好地利用風電，其出路必然是將風電輸送至用電負荷大的其他地區(qū)，所以大規(guī)模的新能源發(fā)電必然伴隨著新能源電力的跨區(qū)輸送。而新能源發(fā)電輸電政策的實施，是為了更好地保證跨省跨區(qū)電力交易的實施。在這個發(fā)展過程中，我們應采取相應的措施來應對隨之而來的風險。

(一)加快各地電網等配套設施建設，加強新能源電源規(guī)劃與電網規(guī)劃的統(tǒng)一與協(xié)調

新能源的快速發(fā)展是必然的發(fā)展趨勢，對于國家電網公司，為了更好地應對這一挑戰(zhàn)和機遇，需要提前做好電網規(guī)劃方面的準備。有重點、分步驟地推進輸電網、智能化配網和儲能設施建設。一是要加快輸電通道和新能源項目入網線路的建設，特別是要加快已建成新能源項目的接人線路建設，解決設備撂荒的問題。二是在北京、上海等中心城市推進智能化，互動化配電網的建設。配電網的智能化和互動化是智能電網的核心，北京、上海等中心城市發(fā)展新能源的積極性很高，在太陽能屋頂發(fā)電、中小風電等分布式能源以及電動汽車的發(fā)展上居全國前列，對配電網的智能化和互動化提出相應的需求。另一方面，這些中心城市電網骨架堅強，用電負荷大，地方電力公司資金雄厚，具備推進智能配網建設的實力；地方電力公司也正在尋求新的增長點，推動地方配電網智能化、互動化的積極性很高。因此這些中心城市在智能電網的建設上可先行一步，積累技術和運營經驗，以便向全國推廣。三是加快儲能設施的建設，密切關注新型儲能技術的發(fā)展，鼓勵在新能源基地和負荷中心建設儲能設施，平抑電網波動，支撐新能源的發(fā)展。

加強電源規(guī)劃和電網規(guī)劃的統(tǒng)一和協(xié)調。廠網分開以來，廠網不協(xié)調的問題就開始凸現，這一現象在新能源領域十分突出。要解決此問題，首先是明確規(guī)劃主體。國家能源主管部門是新能源發(fā)展規(guī)劃和電網發(fā)展規(guī)劃的主體，電網企業(yè)和地方政府的相關規(guī)劃必須與國家的總體規(guī)劃一致，同時需積極與國家新能源發(fā)展規(guī)劃部門的溝通和反映電網情況，使其根據電網結構情況，合理地規(guī)劃新能源項目，避免出現部分地區(qū)缺乏統(tǒng)一、合理的可再生能源發(fā)電和接入系統(tǒng)項目建設規(guī)劃，工程項目存在布局不合理和無序建設等問題，以便于電網企業(yè)的接網工程的統(tǒng)一規(guī)劃建設，避免重復建設，提高接網工程的利用率。其次是提高規(guī)劃的科學性和嚴肅性。保障科學性的一個重要機制是多方參與，電源企業(yè)、電網企業(yè)、政府規(guī)劃部門共同參與電力規(guī)劃。

(二)加強統(tǒng)一堅強電網和智能電網的建設

新能源多為不穩(wěn)定電源，如風電和太陽能等，其發(fā)電量依賴于氣候和控制技術，所以這些不穩(wěn)定電源的接入必然會造成對電網的沖擊，風電等不穩(wěn)定電源的接入率是有一定限制的，以保證電網的安全運行。當電網較小時，其新能源的接入率就相對較低，而且其抗電源沖擊的能力也小，消納的新能源的能力很有限。而當電網較大時，其抗電源沖擊的能力就相應增大，允許接入更多的新能源電源。當實現各區(qū)域電網互聯時，其允許的新能源接入容量就會超過各區(qū)域電網允許的新能源接入容量之和，就好比五根筷子綁在一起，其承受的力遠超過單根筷子所能承受的力的五倍。同時，新能源儲量豐富的地區(qū)，除了沿海地區(qū)的海上風電資源與其電網堅強程度相符之外，如內蒙古、新疆的風電資源，以及甘肅地區(qū)的太陽能資源，都與當地的電網結構堅強程度不相適應，它們的儲量大，而地區(qū)的經濟發(fā)展相對落后，電網結構相對較為薄弱，其消納這些不穩(wěn)定電源的能力很有限。目前很多風電場未能并入電網發(fā)電很大程度上基于這個原因，因此他們必須加強與全國電網的互聯，以便形成堅強電網，消納更多的新能源發(fā)電，提高抗新能源電源沖擊的能力。同時可以提高發(fā)達地區(qū)的電源多樣性，更好地適應地區(qū)負荷特性，如夏季太陽能和風電資源豐富，發(fā)電量大，而發(fā)達地區(qū)此時的季節(jié)負荷相應會很大，新能源發(fā)電輸電的實現，可以大大緩解季節(jié)負荷供應緊張的情況。

同時，新能源電源的接入，使得電源側的波動更加難以控制和預測，會導致電網控制更加復雜化，除了人為的因素去提高電網的運行控制外，提高電網的可監(jiān)控性和自動化是非常有必要的，因為電網控制講究快速，人工控制顯然難以滿足統(tǒng)一堅強電網的運行調度要求，所以智能電網的建設是與統(tǒng)一堅強電網相協(xié)調一致的，同時可以在大范圍內實現電源和負荷的優(yōu)化控制以及電網的節(jié)能調度，如果單純地建設統(tǒng)一堅強電網，而不相應地實現控制的自動化和智能化，大電網安全運行會面臨著很大的風險。

(三)加強與新能源發(fā)電企業(yè)之間的合同約束

目前國家大力支持新能源發(fā)電項目，而對電網企業(yè)提出諸多要求，更多地側重于保證新能源發(fā)電企業(yè)的利益，卻比較少提出對新能源發(fā)電企業(yè)維護電網安全可靠性等方面的責任。但新能源入網關乎到雙方利益，新能源的可靠運行對電網企業(yè)有非常重要的影響，同時發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)是唇齒相依的，一旦新能源發(fā)電的沖擊引起電網發(fā)生安全故障，發(fā)電企業(yè)的利益也會受到損害，所以雙方應共同致力于電網的安全運行。電網企業(yè)在同新能源發(fā)電企業(yè)簽訂購電合同的時候，在滿足國家相關法律的條件下，需加強對發(fā)電企業(yè)的運行可靠性方面的要求，比如發(fā)電量預測的準確度、儲能容量的大小、低電壓穿越能力、無功調節(jié)等，都需要以合同的形式加以要求規(guī)范。對于發(fā)電企業(yè)的違規(guī)行為通過合同的形式加以約束，同時要求發(fā)電企業(yè)對發(fā)電量進行準確預測，然后將相關數據報給電網企業(yè)，以便于電網的調度準確性，對于發(fā)電企業(yè)人為因素導致重大預測失誤的行為，應給予相應的處罰。

(四)開發(fā)新的交易品種

新能源發(fā)電的發(fā)電量具有難以預測、不可控的特點，難以按照中長期合約進行交易，而由于其可調性不強、穩(wěn)定性不夠好，也難以滿足實時交易的要求。常規(guī)電源中接入新能源電力的比例是受到電網結構限制的，就是說一定量的新能源電力需要配備一定量的常規(guī)可控能源進行運行，鑒于中國絕大部分的新能源發(fā)電項目都是由中國五大發(fā)電集團所擁有的事實，可以采取火電和新能源發(fā)電捆綁的方式進行交易，即一定量的可再生能源，要求發(fā)電企業(yè)配備相應額度的常規(guī)火電和調節(jié)備用容量進行交易，一來發(fā)電企業(yè)通過自身的優(yōu)勢實現火電與新能源發(fā)電的互補，其電源運行控制更加方便；二來也可以免去電網企業(yè)到處去購買更多的調節(jié)備用容量的麻煩，可以節(jié)省調節(jié)備用容量開支。同時，針對新能源發(fā)電難以長期預測，但短時預測具有較高的準確性的特點，可以考慮像日前市場一樣，建立更精確的時前市場來滿足新能源發(fā)電的這一特點，實現電網更為精細的調度。

同時，逐步開展發(fā)電權、排放權、排放市場等交易品種，使得新能源可以在這些市場上回收一定的成本，以縮小新能源和傳統(tǒng)能源發(fā)電成本之間的差距，使得新能源具有更大的市場競爭力。

(五)加快輔助服務市場的開展，加強用戶側管理

隨著新能源的引入，系統(tǒng)運行的不確定性增大，導致對調峰調頻的需求不斷增大。因此，在這種情況下，要保證電力系統(tǒng)的安全經濟運行，需要加快輔助服務市場的開展，由發(fā)電機組或可中斷負荷為電網安全穩(wěn)定運行提供保證。

同時，由于新能源來電的不確定性，需要進一步加強用戶側管理，引導用戶在新能源發(fā)電時段內，或系統(tǒng)處于低谷運行狀態(tài)時，加大電能使用；而在新能源低功率或停止發(fā)電的時間內，減少電能使用，從而維持電網功率平衡。例如在智能電網建設中提出的智能電動車充放電裝置，當系統(tǒng)電能不足時，電動車中的蓄電池向電網提供功率，而當系統(tǒng)電能相對過剩時，由電網向電動車充電。通過用戶側響應和輔助服務的開展，來消納新能源帶來的部分波動問題。

[1] 曾鳴，褚景春.我國跨省區(qū)輸電交易價格體系與機制研究[J].華東電力，2009(11).

[2] 黎燦兵，康重慶，等.區(qū)域電力市場交易機制研究[J].電網技術，2004(7).

(責任編輯：王 荻)

2015-05-26

國家自然科學基金資助項目“電力市場管制與解制程度的測度與優(yōu)化策略研究”(項目編號：71403098)。

鄧健，女，吉林財經大學亞泰工商管理學院教授；王承民，男，上海交通大學電氣工程系教授，博士生導師。

F407.61

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：1008-2603(2015)06-0027-07