建設多層次電力市場機制促進西北新能源高比例發展

■李更豐 黃少中 王萬興 劉明明

截至2021 年底，西北電網新能源發電出力占比最高值為43.80%，占用電負荷的最高比例為56.60%，處于全國前列。預計2022 年西北新能源裝機將超火電，西北電網也將成全國首個新能源裝機超火電的區域電網。為落實“雙碳”目標，西北迎來又一輪新能源高速發展。在確保電力供應的前提下，探索以最低成本消納新能源的解決方案，對西北電網具有重要意義。

通過建立電能量市場、輔助服務市場、容量市場相互融合，市場主體之間、“全國—區域—省級”市場之間有序銜接的市場架構，形成競爭充分、開放有序、高效運行、健康發展的市場體系，促進資源優化配置，最大程度支撐西北新能源高比例發展。

一、西北新能源發展概況

近年來，西北風、光等新能源實現了跨越式發展，連續5 年“雙升雙降”：裝機容量和發電量提升，棄風和棄光率下降。

1.西北新能源裝機規模

近年來，西北新能源裝機快速增長。2019 年以來，當地新能源裝機占比保持約4%的年均增速；2021 年達到1.43 億千瓦，占比42%，其中風電7634萬千瓦、光伏6640 萬千瓦，成第二、三大電源類型；預計2022 年新能源裝機將達1.8 億千瓦，超過火電，成第一大電源。

2021年，除裝機規模外，西北新能源發電量與峰值出力也同步提升。發電量方面，全年達2276.2 億千瓦時，同比增長34.5%；占總發電量的21.18%，已超過歐盟同期水平。峰值出力方面，截至2022年3 月，單日發電量最大值突破10 億千瓦時，達10.7 億千瓦時，最大占比35.1%；最大出力6370萬千瓦，占比48.0%。

2.西北新能源高質量發展成果

自2016年以來，西北電網多措并舉助推新能源高質量發展，取得階段性成績。具體概括為三點：

（1）系統新能源承載能力不斷提升。通過網架補強、合理調度直流及其配套電源等方式，改善系統交直流耦合特性；通過優化調度手段提升電網平衡安全保障能力，提升同等條件下系統對新能源接入的安全支撐能力。

（2）系統安全性與穩定性不斷提升。一方面推進新能源完成耐壓改造，推動新能源從并網向組網發展；另一方面通過加裝儲能、調相機等設備保障系統穩定安全運行。

（3）系統新能源消納水平不斷提升。2021 年新能源利用率94.6%，與上年基本持平。其中，棄風率5.5%、棄光率5.1%，自2016年起，實現棄風棄光率“五連降”、利用率“五連升”。

二、西北新能源發展面臨的問題挑戰

1.“雙碳”目標下西北新能源的發展前景

西北風能可開發量占全國陸上的1/3，太陽能可開發量占全國的59%，新能源可開發量高達19億千瓦。

預計至2025 年，西北新能源裝機將超2 億千瓦，占比將超50%，電力系統將先于社會面實現碳達峰；2030年新能源裝機將超3.5億千瓦。根據現有增速推測，預計到2025 年新能源發電量占比超過1/4，到2030年超過1/3，并于2045年達到1/2，實現占比“三步走”。

2.“雙碳”目標下西北新能源發展的新挑戰

隨著新能源占比不斷提高，西北電力系統面臨一系列新挑戰，主要包括五點：

（1）系統同時面臨上平衡與下調峰問題。從中長期角度看，冬夏新能源出力小、負荷大，春秋新能源出力大、負荷小。從日內角度看，腰荷時分光伏出力大，超過負荷與直流調峰之和，系統向下備用不足，棄電問題嚴重；早晚高峰光伏出力不足，向上備用不足問題凸顯。

（2）新能源發電不確定性增加。當新能源規模達到千萬千瓦級乃至億千瓦級時，其出力波動就會達到百萬千瓦至千萬千瓦，且波動速率快，往往在數分鐘乃至分鐘級內出現10%左右的出力波動，給系統安全穩定運行帶來巨大挑戰。

（3）市場結構與市場機制不完善。西北基本采用無法精確分割的物理電量交易，針對中長期交易的安全校核機制有待完善與提高，導致合同執行與安全運行矛盾凸顯，急需完善和優化交易機制，充分發揮電力市場的靈活性。

（4）交易主體性質復雜、互有包含。西北擁有較多的市場主體，既有以新能源、火電為代表的傳統市場主體，又有諸如需求側響應、儲能、自備電廠等新型主體，多元復雜，為電力市場建設帶來巨大挑戰。

（5）外送交易進展緩慢。從在運通道運行情況看，跨區通道的運營效率、效益有待提高。2021年，西北直流外送2815 億千瓦時，而外送能力為7071萬千瓦，通道利用小時數僅為3981.05。

三、促進西北新能源發展的市場機制設計

實踐證明，市場機制是有利于新能源大規模發展的有效方案。需要根據西北的特點，構造一套面向新能源高比例發展的市場機制。通過“現貨+輔助服務+容量”的系統性市場結構，形成以現貨市場為基礎、輔助服務市場為支撐、容量市場為保障的市場合力，通過市場解決新能源高比例接入難題。

1.現貨市場機制設計

區域現貨市場有利于促進電量交易充分競爭，實現更大范圍的資源互補與優化配置。西北在跨區、跨省及省內交易等方面積累有一定的經驗。然而，西北市場仍處于初級階段，其中甘肅作為國內首批電力現貨市場建設試點之一，在起步階段建立了考慮新能源參與的發電側單邊現貨市場機制。由于該模式下價格無法傳導至用戶側，在一定程度上制約了新能源消納。本文針對西北現貨市場存在的問題，提出“分段建設、有序發展、促進消納、規范監管”的總體建設思路。

為避免出現價格波動、電網安全運行和用戶安全用電等方面風險，建議在確保供需平衡和電網安全的基礎上，分兩個階段開展現貨市場建設。

第一階段：部分電量競價的分散式市場。在中長期交易市場中，以雙邊協商、掛牌、集中競價的形式開展交易，簽訂物理合約，偏差電量通過現貨市場的日前、日內和實時交易進行調節。初步開展分區電價機制，建立與現貨市場相協調的中長期交易機制、調峰輔助服務市場機制，實現與全國統一電力市場的有效銜接。建立區域調度與交易機構的協調運作機制，完善監管和配套機制。

第二階段：全電量競價的集中式市場。中長期以金融合同（差價合約）為基礎，現貨市場實現全電量競價；健全中長期、輔助服務交易等市場機制，逐步探索金融輸電權、電力期貨和衍生品等交易；完善輔助服務交易品種，開展有償調峰、調頻、黑啟動、無功補償等，適時建設容量市場。進一步完善分區電價機制和阻塞管理機制，推動形成完善市場監管配套機制。

西北發電側產業集中度較高，且市場意識較差。因此還需要建立現貨市場監管機制，對市場主體、電網企業和運營機構進行監管。在組織體系方面，需要建立分級分層監管的組織體系，包括國家、區域、省級、省以下四個監管機構層次，明確各自職能，加強合作，避免職能交叉和缺失。在監管機制方面，建立包括市場力管理機制、信用管理機制以及信息披露機制在內的完整市場化行為監管機制。此外，還要開展常規監管，包括電能質量監管、調度交易監管、安全監管以及針對市場干預和應急處理的監管與協助工作。

2.輔助服務市場機制設計

西北是典型的送端電網，調峰輔助服務是主要輔助服務品種，主要用以平抑新能源的波動性，挖掘傳統機組的下調空間。目前，西北已建成一個區域和五個省級調峰市場，輔助服務市場體系初步形成。但是仍存在市場體系建設不完善、市場活力有待進一步激發等問題。本文針對西北輔助服務市場現存問題，提出“分段建設、合理分攤、協調發展、全面評價”的總體建設思路。

考慮到輔助服務市場與現貨市場極強的相關性，西北電力輔助服務市場在充分考慮現有市場體系的情況下，采取與現貨市場相適應的建設模式，分兩個階段進行建設。

（1）初級階段：以調峰輔助服務為核心，釋放新能源消納空間。

考慮到目前西北市場仍不成熟，只有部分電量參與現貨市場，在市場初期優先推進調峰輔助服務市場建設，增加火電靈活性改造的動力，促進區域內調峰資源的優化配置，實現新能源的“減棄增發”。調峰輔助服務市場與現貨市場同步開展，并與電能量聯合出清；調頻輔助服務根據后期需要可在日前機組組合確定后開展；備用、無功調節、黑啟動等優先在中長期市場開展。

（2）成熟階段：促進調峰與現貨市場融合，優化交易品種。

隨著現貨市場逐步成熟（現貨市場建設進入第二階段），火電靈活性改造全面完成時，推動區域調峰輔助服務市場與現貨市場融合，調峰輔助服務逐漸退出，利用實時電能量價格引導機組參與深度調峰。并將需求側資源逐步納入輔助服務市場，激勵用戶側優化負荷曲線。同時，隨著輔助服務市場的逐步成熟，對各類輔助服務資源按性能差異實施分等級管理，凸顯優質資源的稀缺性。

電力市場及輔助服務市場的運行效果及市場規則制定的有效性，需要一套科學、合理的定量和定性相結合的市場評價體系來分析。

首先，需要根據現階段市場建設情況和進一步建設目標，確立評價主題。依據西北輔助服務市場的現階段建設情況，確立評價主題為：輔助服務市場顯著提升新能源利用水平；可以在更大范圍內實現資源優化配置，有利于降低調峰成本。

其次，需要依據科學原則建立評價指標體系。選一級指標設置為市場結構、市場供需、市場表現、市場行為、市場發展和市場風險六個方面；再依據西北輔助服務市場的發展情況，設置特色指標以體現跨省資源配置、細化供需關系等評價主題。

最后，依據指標體系特點和評價對象特點確立綜合評價方法。將層次分析法與模糊綜合評價相結合，構建多層次模糊綜合評價模型對市場進行綜合評價。通過層次分析法確定頂層市場對象評分。其中，部分具有模糊性或定性的指標通過模糊綜合評價法進行綜合評價。

3.容量市場機制設計

容量市場包括可靠性容量市場與靈活性容量市場。其中，可靠性容量市場可以在中長期時段內保障電力市場資源充裕度；而靈活性容量市場則可以激勵傳統機組的靈活性改造以及靈活性資源的投資建設。目前西北市場體系尚未完全建立，暫未建設容量市場。本文提出“分段建設、雙軌發展、合理規劃、拓展主體”的總體建設思路。

考慮到現有基礎，應分階段完善具有西北特色的“可靠性+靈活性”雙軌運行的容量市場。

在容量市場建設初級階段，應當對高可靠性機組和高靈活性機組提供固定容量補貼，并初步建立容量市場制度，激勵高可靠性機組和高靈活性機組的投資。

在容量市場建設成熟階段，同時設立可靠性容量市場與靈活性容量市場。具體市場機制如下：

（1）可靠性容量市場：根據可靠性要求構建可靠性需求曲線；根據各機組上報容量與價格，形成可靠性容量報價曲線。組織容量市場統一拍賣、集中出清，以報價曲線與可靠性容量需求曲線的交點為可靠性容量市場均衡點，以此為邊際價格進行結算。

（2）靈活性容量市場：靈活性容量市場中的“容量”指的是發電資源的調節能力。從上爬坡能力、下爬坡能力、調節速率等多個維度核定靈活性調節能力占比，確定報價主體的靈活性容量。由于系統的靈活性容量需求變化較快，靈活性容量市場以一年的短周期開展，以統一出清的方式進行市場出清與結算。

四、建設多層次市場，促進新能源發展

為實現新能源高質量發展，需注重各市場之間的聯系，充分把握政策合力，建設“縱向貫通，橫向融合”的全方位、多層次電力市場。其中，“縱向貫通”指全國、區域與省級市場應相互配合，做好銜接，既發揮上層市場的統一調控作用，又發揮下層市場因地制宜的特點。“橫向融合”既指同級市場之間要相互融合，挖掘電能不同價值，又指由源側市場主體向“源荷儲充”等多種市場主體的融合。

1.加快完善“全國—區域—省級”電力市場銜接方式

隨著市場結構的變化，擴大電力資源配置范圍將成為西北電網發展的關鍵。要實現全國—區域—省級市場的銜接，不僅需要完善的基礎市場設計，還要兼顧不同行政區域之間的體制機制，做好政策銜接，進而推進全國統一電力市場的建設。

在區域與省內電力市場的銜接方面，要堅持區域市場和省級市場并重；區域市場與各省級市場進行協調，重點開展跨省市場化交易，促進省間壁壘的打破。在區域間市場的銜接方面，要加強西北市場與其他區域市場的相互耦合和有序銜接，研究探索適應跨省跨區大范圍市場運作的輸電價格機制，以市場價格為導向逐步擴大統一市場交易范圍。推動探索組建電力交易中心聯營體。在區域與全國電力市場的銜接方面，西北地區富余的電能資源通過全國統一市場進行跨區交易或區對省的交易。要規范統一市場基本交易規則和技術標準，建立依法規范、權責分明的管理體系和運營機制，加強信息共享，確保電力運行過程安全可控。

2.推動現貨市場與輔助服務市場聯合出清

考慮到電能量和調峰、調頻等輔助服務存在耦合關系，為充分還原輔助服務的價值屬性，應加快推動電能量與輔助服務市場聯合出清。

目前，制約西北新能源大規模消納的重要因素之一為系統靈活性不足。在現有獨立運行的調峰輔助服務市場下，煤電成本得不到相應補償，靈活性改造動力不足。考慮到煤電仍需承擔“壓艙石”作用，火電機組的靈活性改造仍將作為現期提升新能源消納水平的主要方式。應從現階段較為緊缺的調峰資源入手，開展電能量與調峰輔助服務聯合出清，最大化挖掘系統的靈活調節能力。后續隨著火電靈活性改造完成及新型市場主體大規模參與后，調峰輔助服務與現貨電能量市場融合，調頻、備用輔助服務在現貨市場中與電能量聯合出清。

3.增強市場主體的多樣性

隨著“雙碳”目標下新能源裝機的快速增長，電力系統將逐步過渡為以新能源為核心，多種新型主體并存的新型結構。為適應高比例清潔能源并網運行的需求，需要增強市場主體的多樣性，充分探索不同市場主體參與市場的方式機制，發揮市場發掘調節資源的作用。

在源側，要鼓勵以聚合商代理形式參與市場。通過推動設立分布式能源代理商的新型市場主體，代理多個分布式發電資源參與市場，通過高效的市場手段提升消納水平。在網側，要探索組建電力交易中心聯營體，建立并完善送受端協同機制。通過構建適應外送的市場規則，合理限制市場力，形成送受端共贏的市場格局。在荷側，要給予自備電廠需求響應主體地位，鼓勵其積極參與主網調峰，達成主體收益與系統新能源消納的雙贏局面。其他需求響應資源要以獨立市場主體地位參與市場，將之納入交易主體范圍和交易規則中。在儲側，要大力發展儲能設施，促進儲能大規模接入電網。明確儲能的獨立市場主體地位，提升儲能在電能量、輔助服務與容量市場中的參與能力。促進儲能的多場景應用，有序促進儲能與新能源協同發展。■