中國儲能網(wǎng)訊：
高比例新能源入市的必然性
新能源逐步成為新型電力系統(tǒng)主體電源
在碳達峰、碳中和的目標驅動下，新能源快速發(fā)展，截至2023年底，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)新能源裝機規(guī)模達到8.7億千瓦，容量占比達37%。其中，風電裝機規(guī)模達到3.5億千瓦，光伏發(fā)電裝機規(guī)模達到5.1億千瓦?！笆奈濉币詠?，新能源裝機年均增長25%，2023年新增裝機容量2.3億千瓦，是2022年新增裝機容量的2.2倍，大約相當于美國全國新能源裝機容量。2023年新能源發(fā)電量達到1.4萬億千瓦時，大約相當于歐盟27國新能源發(fā)電量的2倍，占總發(fā)電量的18.8%，利用率達到97.4%。2025年預計累計裝機將達到14億千瓦，新能源將逐步成為新型電力系統(tǒng)的主體電源。
電力系統(tǒng)面臨保供應、促消納雙重挑戰(zhàn)
在高比例新能源場景下，保障電力系統(tǒng)平衡面臨巨大挑戰(zhàn)，主要體現(xiàn)在隨著傳統(tǒng)火電裝機規(guī)模的逐步降低，保障電力供應充裕性和靈活性的能力越來越稀缺，維持電網(wǎng)電力平衡的挑戰(zhàn)越來越大。在供應充裕性方面，極熱無風、極寒無光、長時間無風無光等極端天氣時有發(fā)生，新能源出力的保障供應能力極低，部分省份已經(jīng)出現(xiàn)連續(xù)7天低于15%裝機容量的風電低出力場景，部分場景下保障供應的電力容量不足。供應靈活性方面，由于風光等新能源出力峰谷變化幅度大且可控性弱，部分高比例新能源省的凈負荷最大峰谷差率已經(jīng)超過90%，僅依靠規(guī)模受限的傳統(tǒng)火電機組為主進行峰谷調節(jié)，調節(jié)能力不足，部分省份已經(jīng)常態(tài)性出現(xiàn)調節(jié)容量短缺。此外，由于新能源功率波動性較大，維持電網(wǎng)功率平衡保障所需的調頻、備用需求大幅度增加。在保障電網(wǎng)安全、經(jīng)濟運行所需的供電充裕性和靈活性能力雙重缺乏的情況下，部分高比例新能源省份消納率已經(jīng)降至90%，在保障電網(wǎng)運行安全的前提下，繼續(xù)恪守新能源全量消納目標，需要付出巨大的經(jīng)濟代價。
新能源入市有助于提升電網(wǎng)運行安全性和經(jīng)濟性
在高比例新能源省份，在調節(jié)能力稀缺的現(xiàn)實下，由于受最小技術出力制約，傳統(tǒng)火電機組開機安排也面臨較大挑戰(zhàn)，例如，在凈負荷低谷時刻，也是系統(tǒng)負備用緊張的時段，若保新能源消納，非風、光機組就需要減少出力或停機，受制于后續(xù)高負荷時段需求，部分機組不能停機。因此，在實際運行中往往需要通過火電機組深度調峰等措施來保障負荷低谷時段的電力平衡，很多場景下，系統(tǒng)付出的調節(jié)成本往往高于部分時段降低新能源出力損失，如果新能源報量報價參與市場競爭，參與市場集中優(yōu)化，即使風電機組報價低于其他機組報價，從全系統(tǒng)整體社會福利的優(yōu)化目標來看，棄掉該時段的新能源出力，對于整體更優(yōu)，其實現(xiàn)的效果是系統(tǒng)發(fā)電成本更低，或社會福利更大，并且隨著新能源占比的增加，其提升效應更為明顯。在高比例新能源的省份，新能源與傳統(tǒng)發(fā)電資源、負荷側資源，以及新型主體平等參與市場競爭，以經(jīng)濟性為目標、以安全性為約束，通過現(xiàn)貨市場優(yōu)化各類型資源的運行安排，某種意義上可能是實現(xiàn)我國能源轉型可持續(xù)發(fā)展的必由之路。
現(xiàn)階段新能源與新型主體全面入市面臨的問題與挑戰(zhàn)
新能源入市面臨較大收益風險
考慮到風光等新能源具有高固定成本、低變動成本的特點，從市場長期運行達到的均衡效果來看，在邊際定價的電力現(xiàn)貨市場中，隨著新能源滲透率不斷提高，電能市場平均價格總體呈下降趨勢，包括風光等新能源在內的市場主體從電能市場獲得的收益水平總體也將呈下降趨勢。
電力現(xiàn)貨市場的分時價格主要受不同時段的供需關系影響，由于部分運行日場景下風電、光伏等新能源反調峰特性（其中光伏出力峰谷逆負荷特性更為常態(tài)），新能源入市后，電力現(xiàn)貨市場會進一步呈現(xiàn)出“價格自我蠶食”效應，對于新能源主體在電能市場的收益水平是個巨大的考驗。
此外，受制于氣象預測能力，目前新能源功率預測精度水平還較低。目前電力現(xiàn)貨市場普遍采用日前市場、實時市場雙結算機制，此外，未來可能按新能源實時出力偏差分攤部分市場外費用，在目前的新能源預測水平下，考慮到新能源可調節(jié)能力較低，可能還會面臨較高的電能市場結算風險以及部分市場外費用分攤成本。
基于新能源消納優(yōu)先的機組啟停策略對現(xiàn)貨價格的影響
考慮到我國集中調度體系，我國絕大部分地區(qū)均選擇了集中優(yōu)化出清的現(xiàn)貨市場模式，也就是市場優(yōu)化出清安排中體現(xiàn)了分時發(fā)、用電功率平衡。但是考慮到我國能源格局，解決高比例集中式新能源基地的新能源消納問題，往往還需要在具有一定互補特性的區(qū)域電網(wǎng)統(tǒng)籌考慮，以實現(xiàn)其最大化消納，這一優(yōu)化安排往往涉及省內機組的啟停安排，省內機組的啟停往往又會對省級現(xiàn)貨市場競爭結果產生較大影響。
舉例來看，在區(qū)域電網(wǎng)中，在鄰省新能源大發(fā)，但本省新能源預測出力不高的場景下，按照省級現(xiàn)貨市場競爭與優(yōu)化出清的結果，應該是常規(guī)火電機組多開機，現(xiàn)貨市場呈現(xiàn)出典型的新能源小發(fā)時段市場價格高、新能源大發(fā)時段市場價格較低的分時價格信號，新能源報價策略也會是較為正常的按供需報價。但如果從提升區(qū)域電網(wǎng)內新能源整體消納量的角度來考慮，在本省的省級電網(wǎng)配置了獨立儲能等調節(jié)資源具有一定調節(jié)能力的前提下，區(qū)域電網(wǎng)的機組啟停調度策略則會安排該省火電機組采用較少開機方式，通過省間輸送功率調整、儲能的實時調用以及機組開停安排的整體優(yōu)化，以實現(xiàn)在區(qū)域電網(wǎng)范圍內更多地消納新能源。從新能源消納和電網(wǎng)運行的視角來看，這是一套成熟有效的運行策略，但對于集中出清的省級現(xiàn)貨市場價格信號可能會形成較大影響，主要體現(xiàn)在會造成市場成員策略性博弈。在確定性的火電小開機方式下，凈負荷低谷時段，絕大部分的風光出力依然能確保消納，報量報價參與現(xiàn)貨市場競爭的風光新能源主體會普遍采用報高價的博弈策略行為，導致凈負荷低谷時段出現(xiàn)偏離實際供需的高價，而凈負荷高峰時段，由于儲能等調度資源的投入，市場價格反而不高。一方面造成社會福利的不必要損失，另一方面，造成分時價格信號扭曲，不利于高比例新能源的電力現(xiàn)貨市場長期健康運營。
引導分布式新能源參與市場迫在眉睫
對于分布式新能源消納的激勵引導，國內大多采用調整用戶峰谷時段以及峰谷價差方式來解決，多地將中午時段設為低谷電價時段，大部分省份的峰谷價格較平段上下浮動約50%。執(zhí)行效果體現(xiàn)為中午時段的用電需求增長明顯，高峰負荷平移效應明顯，與之對應的是對新建分布式光伏項目的抑制作用顯著。由于缺少有效的參與機制，分布式新能源缺乏對于主網(wǎng)電力平衡需求的及時感知以及批發(fā)側電力現(xiàn)貨市場價格的主動響應，難以及時響應電網(wǎng)運行的調節(jié)需求。此外，不同于集中式新能源，分布式光伏多、小、散，其作為個體獨立參與電力現(xiàn)貨市場競爭，在電網(wǎng)模型、市場出清、表計計量、結算考核等方面所對應的技術經(jīng)濟性較差，因此難以讓其直接參與批發(fā)側電力現(xiàn)貨市場，能有效激勵分布式新能源主動響應的電力現(xiàn)貨市場機制亟待建立。
支撐新型電力系統(tǒng)的電力市場機制探討
建立分階段逐步放開的市場外政策配套體系
針對新能源入市的收益風險，建立政府授權差價合約與市場化雙邊PPA，以及綠色屬性收益回報機制相結合的現(xiàn)貨市場外配套體系。以政府授權差價合約作為新能源入市的保障性配套政策基礎，隨著市場的建設推進，應逐步降低政府授權差價合約比例，并考慮引入競爭機制，即政府確定補貼費用總量，新能源發(fā)電企業(yè)申報合約電量、合約電價的分段報價曲線，按照報價由低到高依次出清，采用統(tǒng)一邊際定價方式，作為各新能源發(fā)電企業(yè)的合約電價，直至補貼費用達到政府預設的補貼總量，通過競爭有效控制補貼水平。此外，在政府授權差價合約之外，更多引導市場主體自主簽訂雙邊PPA，以規(guī)避自身的現(xiàn)貨市場價格風險，并支持通過綠色屬性收益機制回收部分綠色環(huán)境價值。
重構各類型資源的分品種價值體系
在高比例新能源的新型電力系統(tǒng)運行場景下，需要針對容量支撐能力、電能供應能力、備用能力、爬坡能力、調頻能力等電力系統(tǒng)的運行需求進一步細化，針對上述各項能力需求，梳理并重構各類型資源特別是新能源應承擔的義務及其實現(xiàn)的對應價值貢獻?；诟黜椖芰π枨笾袘袚牧x務設計對應的費用分攤機制，針對價值貢獻，設計相對應的市場品種，并建立基于價值導向的市場定價與結算機制，從有助于激勵存量資源優(yōu)化運行的收益覆蓋成本設計思想，發(fā)展為有助于激勵增量資源建設運行的收益體現(xiàn)價值設計思想。
重構的價值體系與現(xiàn)有價值體系相比，有幾點較大區(qū)別：
容量支撐能力價值。從滿足全年高峰負荷供應的容量支撐能力來看，新能源相比于火電，其支撐能力雖然較弱（例如按全省為整體來評估，大約只有裝機容量的10%左右），但其依然是容量支撐能力的供應主體，因此如果建立與容量支撐能力價值相對應的市場品種，新能源也可以是參與主體，按照其能力價值（例如基于其可信容量評估值）獲得相應回報。
備用、調頻等輔助服務能力價值。輔助服務的需求是系統(tǒng)為了應對不確定性而預留的發(fā)電能力，相比于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的不確定性主要來自于負荷預測以及概率較低的機組故障、輸電通道故障等因素，新型電力系統(tǒng)的不確定性越來越多的來自于新能源的隨機性和波動性。因此，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，備用、調頻等費用體現(xiàn)在用戶側目錄電價中，并通過支付火電標桿電價（含輔助服務費用）來體現(xiàn)火電機組的輔助服務價值貢獻，與之相對應的是火電機組需要提供輔助服務義務。隨著發(fā)電側主體以及用戶側主體價格市場化程度的不斷放開，政府授權合約比例不斷降低，市場化的電能價格中已不含輔助服務費用，有必要通過備用、調頻等輔助服務市場品種實現(xiàn)輔助服務費用的精準支付，予以貢獻備用、調頻能力的各類型主體與之價值供需相匹配的收益回報，并實現(xiàn)輔助服務費用向市場化用戶的有效傳導。
電能供應價值。新能源獲得容量價值回報，并按照偏差承擔部分市場外費用分攤的情況下，理論上來說，新能源真正實現(xiàn)了與其他發(fā)電資源站在同一起跑線競爭。在此基礎上，新能源通過報量報價參與現(xiàn)貨市場競爭，接受現(xiàn)貨市場的集中優(yōu)化安排，某種意義上，其提供的電能商品才真正具有和其他發(fā)電資源主體相同的電能品質。
建立體現(xiàn)容量支撐能力價值的電力容量市場機制
受控于“雙碳”目標，具有高可信容量水平的火電從長期來看裝機規(guī)模占比逐步降低，到2035年，火電裝機占最大用電負荷比例將從2022年的1.07下降到0.77左右，僅靠火電將無法滿足負荷高峰供應需求，需要有效的市場機制激勵更多主體提升能可靠供應的電力容量水平。
考慮到新能源能夠可靠供應的有效容量水平較低，通過新能源配儲或者配置獨立儲能可以提升可信容量水平。但是，不同質量以及放電時長儲能對于可信容量水平提升差異較大，通常也對應不同的成本投入。
由于缺乏有效的收益激勵機制，通過新能源強制性配儲實現(xiàn)的可信容量水平提升效果較為有限，中電聯(lián)發(fā)布《2023年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，新能源配儲利用率指數(shù)只有17%。
雖然不建設電力容量市場，采用單一電能現(xiàn)貨市場稀缺定價機制，一定程度上也能起到激勵效果，但存在兩方面問題，一是我國用戶側主體尚未完全參與現(xiàn)貨市場，稀缺定價對用戶側主體激勵效果有限，對發(fā)電側主體而言，能起到有效激勵效果的稀缺定價機制通常對應極高的現(xiàn)貨市場限價，在高集中度的省級市場中可能帶來市場力操縱的巨大價格風險。二是稀缺定價是短時間尺度的激勵機制，保障部分供應緊缺運行日場景下的容量供應所需要付出的建設與改造成本高于有限的稀缺定價運行日能獲得的收益。在此背景下，采用稀缺定價的單一電能市場，在現(xiàn)貨市場時間尺度上，對于發(fā)電側資源運行效率以及負荷側資源響應具有一定激勵作用，但由于稀缺定價的單一電能市場缺乏有效的容量義務約束，對于存量資源的長期可信容量水平保障與提升，以及增量資源可信容量能力建設激勵效果不足（例如超過40%的ERCOT發(fā)電企業(yè)承認沒有實際采納關于對機組進行防凍改造或加裝防凍設備的相關建議）。從市場運營效果來看，美國得州、加州和澳大利亞等采用單一電能市場稀缺定價機制，先后發(fā)生過因發(fā)電容量短缺造成的供電短缺場景，當然具體原因各異。
因此，在高比例新能源為特征之一的電力系統(tǒng)視角下，更加需要建立電力容量市場機制。應從僅僅解決高成本火電成本回收的容量補償機制逐步過渡到以建立健全各類型資源成本回收，激勵存量/增量資源可信容量水平提升，建立長期容量充裕性水平價格信號為目標的電力容量市場機制。
建立適應高比例新能源的中長期連續(xù)滾動交易機制
高比例新能源主體入市后，面臨較大的現(xiàn)貨價格風險，也會對目前的中長期交易提出新的要求，需要更高效公平、更高頻度、更豐富報價形式的中長期交易機制來為新能源等預測能力較弱且隨著時間尺度的推進預測精度不斷提升的市場主體提供更為有效的交易機會。
交易頻度方面，針對新能源預測精度特點，開放年度、月度、月內、周、周內等多個交易時間窗口，并持續(xù)開展高頻次滾動交易，支持市場主體根據(jù)預測靈活調整倉位。
交易方式與交易標的方面，建議加大集中交易的占比，推動交易品種融合，將原有的電能量交易、合同交易、發(fā)電權交易等，逐步融合為相對標準的電能交易，推動更為靈活的交易方式，逐步取消交易角色的限制，以適應增減調整需求。
報價形式方面，現(xiàn)有曲線化交易場景下，中長期交易組織中，最細24個時段，每個時段6-10個價格段，有助于主體體現(xiàn)差異化的報價需求，但某種意義上也增加了市場主體的報價難度。站在規(guī)避現(xiàn)貨市場價格風險的視角，中長期交易中，市場主體往往更多關注的是均價。隨著電力市場技術支撐能力的建設與提升，有必要考慮研究基于平均報價的新報價模式，市場主體申報交易曲線，以及該曲線期望的平均價格。
此外，針對虛擬電廠、儲能、靈活性資源的技術特性，考慮進一步設計耦合性報價的形式，提供多種耦合關系，解決耦合報價的出清技術。
推動各類型新型主體全面參與現(xiàn)貨市場
新能源主體的全面入市，意味著供給側價格的全面市場化，同時，維持高比例新能源為特征的新型電力系統(tǒng)安全運行，還有賴于用戶側主體以及獨立儲能等新型主體，在此背景下高比例新能源省份獨立儲能投建規(guī)?？焖僭鲩L。新能源入市后，這些新型主體如果不能納入電力現(xiàn)貨市場的統(tǒng)一優(yōu)化，其運行方式安排會對電力現(xiàn)貨市場的分時價格產生較大影響，一定程度上會影響到價格信號的表征意義。
但是這些新型主體的運行與成本模式均迥異于現(xiàn)有的以火電為代表的市場主體，按照類似于傳統(tǒng)火電的市場競爭方式，可能難以滿足新型主體的成本回收需求，同時也難以體現(xiàn)其實際價值貢獻。有必要針對儲能等新型主體，建立體現(xiàn)相應價值貢獻的收益回報機制。包括通過建立適應于儲能等新型主體運行與成本特性的電能現(xiàn)貨市場競爭方式，實現(xiàn)其調節(jié)幅度價值的收益回報；研究充放電價差報價或使用費報價等市場競爭方式，并將其融入市場集中優(yōu)化出清的基本架構中，支撐儲能參與電力現(xiàn)貨市場競爭；通過建立靈活爬坡市場、差異化調頻信號調頻市場，實現(xiàn)其調節(jié)速度價值的收益回報。
