我國新能源市場化交易采用什么機制

　　我國開展的新能源市場化交易探索包括開展新能源發電企業與大用戶直接交易、新能源發電與火電發電權交易、新能源跨省跨區中長期交易、新能源跨區現貨交易，以及建立調峰輔助服務市場等。據統計，2020年，國家電網經營區新能源市場化交易電量1577億千瓦時，占新能源發電量的21.7%。其中，新能源與大用戶直接交易、發電權交易等省內新能源交易電量657億千瓦時，新能源跨省跨區交易電量920億千瓦時。此外，“三北”地區通過調峰輔助服務市場增加新能源消納電量448億千瓦時。

　　● 新能源發電企業與大用戶直接交易

　　新能源發電企業與大用戶直接交易(大用戶直購電)是指新能源發電企業與鋼鐵、冶金行業等大型用電企業通過電力交易平臺交易，以優惠的電價吸引用電量大的工業企業使用新能源。

　　2002年電力體制改革以來，我國就開展了發電企業與大用戶直接交易的探索。起初，大部分省份要求參與交易的電源為火電機組，也有內蒙古等地允許集中式光伏、風力發電企業參與直接交易。2015年新一輪電力體制改革以后，青海、新疆、內蒙古、寧夏、山西、遼寧等新能源富集省份均積極開展了新能源與大用戶直接交易。

　　● 新能源發電與火電發電權交易

　　新能源發電與火電發電權交易主要是新能源企業與燃煤自備電廠之間的發電權置換。當電網由于調峰或網架約束等原因面臨被迫棄風棄光狀況時，參與交易的燃煤自備電廠減少發電為新能源讓路，由新能源發電企業替代自備電廠發電，同時給予自備電廠一定的經濟補償。2015年以來，甘肅、新疆等自備電廠裝機較大的地區通過新能源與自備電廠發電權交易，促進了新能源發電消納。

　　● 調峰輔助服務市場交易

　　隨著新能源發電的大規模并網，電力系統調節手段不足的問題逐漸凸顯，原有的輔助服務計劃補償模式已不能滿足電網運行需求。2014年10月，東北電力調峰輔助服務市場啟動運行，在全國范圍內首次開展調峰輔助服務市場化嘗試。隨后，我國多個省份及地區開始了電力調峰輔助服務的市場化探索。

　　截至2020年年底，國家電網經營區5個區域電網、13個省級電網出臺調峰輔助服務市場規則，其中4個區域電網、12個省級電網調峰輔助服務市場正式運行。

　　● 新能源跨省跨區中長期交易

　　2016年12月，國家發展改革委、國家能源局印發《電力中長期交易基本規則(暫行)》，規定了電力中長期交易的主要品種、交易周期和方式、價格機制、交易組織及執行、偏差電量處理等。2020年7月，國家發展改革委、國家能源局發布《電力中長期交易基本規則》。

　　近年來，新能源跨省跨區中長期交易電量穩步提升。以國家電網經營區為例，2010年新能源跨省跨區中長期交易電量1.5億千瓦時，2013年突破100億千瓦時，2020年達到884億千瓦時。

　　● 跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易

　　新能源跨區現貨交易定位為在中長期外送計劃、交易之外開展的富余新能源發電外送交易。現貨交易可以更好地匹配新能源實際發電能力，是中長期交易的重要補充。

　　2017年8月，《跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易試點規則(試行)》發布，國家電力調度控制中心會同北京電力交易中心通過跨區域輸電通道，組織電網企業與水電、風電、光伏發電等可再生能源發電企業開展電力現貨交易。2020年，國家電網經營區新能源跨區現貨交易電量達36億千瓦時。

　　市場化交易促進新能源消納成效如何

　　我國實行的電力市場化交易對新能源消納起到了什么作用?以典型新能源富集省份為例進行評估分析，可以看出幾種典型的交易機制促進新能源消納的成效。

　　大用戶直接交易機制：某大用戶用電不可調節情景下，新能源參與大用戶交易后約40%的負荷電量用于新能源消納;大用戶交易負荷電量可調節模式下，隨著負荷調節周期的增加，大用戶交易對提升新能源利用率的效果隨之增加，最高可達60%。

　　發電權交易機制：基于實時有功調峰和停機備用兩種自備電廠發電權交易模式，采用新能源與自備電廠發電權交易機制，分別測算提高新能源消納電量和新能源利用率。可看出隨著自備電廠停機數量的增加，可交易的新能源電量也越多，提高新能源利用率的效果越明顯。

　　調峰輔助服務機制：按照火電機組靈活性改造后最小技術出力分別達到額定容量的30%和40%計算，通過提高火電機組調節能力、在新能源大發時期開展調峰輔助服務市場交易可增加新能源發電量。

　　新能源跨省跨區交易機制：根據新能源發電優化跨省跨區外送功率曲線，可提高外送電量中新能源發電占比。由于新能源出力存在波動性，直流發電計劃優化的周期越短，外送新能源電量占比越高。

　　評估結果表明，各類新能源市場化交易機制對提升新能源消納水平均有積極作用，但不同機制對于促進新能源消納的效果存在一定差異。在評估案例中，大用戶直接交易可提高新能源利用率2～3個百分點，發電權交易可提高利用率2～6個百分點，調峰輔助服務市場化交易可提高利用率2～13個百分點，而新能源跨省跨區交易可提高利用率10～12個百分點。綜合來看，調峰輔助服務市場、新能源跨省跨區交易兩種機制促進新能源消納的效果更為顯著。

　　進一步發揮市場機制優勢

　　通過市場化交易促進新能源消納是必然趨勢。結合我國電力市場建設進程，應充分發揮市場優化資源配置的作用，加快建設適應新能源消納的電力市場化交易機制，進一步發揮市場機制對于促進新能源消納的作用。

　　一是構建包括中長期市場、現貨市場等在內的電力市場體系，通過多時間尺度銜接，最大程度促進新能源消納。可通過約定中長期合同簽訂時的電力曲線或曲線分解原則，建立新能源之間及新能源與常規能源之間的中長期打捆交易機制。通過現貨市場調整日前、日內平衡偏差，盡早在電力市場中設計靈活性資源的調節機制，應對新能源出力的波動性和間歇性。完善電力輔助服務市場機制，對各類市場主體按照權責對等原則疏導系統平衡成本和收益，擴大輔助服務提供主體的范圍，促進具有更強調節能力、更大成本優勢的市場主體參與輔助服務。

　　二是完善省間市場與省內市場，建立統一的電力市場交易機制。建議有序推進跨省跨區交易，完善省內市場與省間市場的銜接機制，明確銜接時序及交互信息，逐步實現各省區電力交易的開放與融合，在交易品種、交易時序、電網約束、價格出清等方面建立統一規則，逐步統一電力市場交易機制，促進新能源發電在更大范圍內消納。

　　三是適時建立容量市場機制，保障高比例新能源接入的系統運行安全。隨著新能源發電裝機比重持續提升，部分煤電機組將逐步轉為提供調峰、備用服務，我國現行的一部制電價制度的局限性日益凸顯。探索建立多部制電價機制或其他形式的容量機制，可防止電量市場中新能源帶補貼競價時報價過低，保障提供電力保障電源的收益，進而確保電網安全穩定。

　　(作者單位：國網能源研究院有限公司)