建设多层次电力市场机制
促进西北新能源高比例发展
李更丰 黄少中 王万兴 刘明明
李更丰系西安交通大学副教授
黄少中系中国能源研究会碳中和产业合作中心主任
王万兴系自然资源保护协会清洁电力高级顾问
刘明明系自然资源保护协会清洁电力副主任
截至2021年底，西北电网新能源发电出力占比最高值为43.80%，占用电负荷的最高比例为56.60%，处于全国前列。预计2022年西北新能源装机将超火电，西北电网也将成全国首个新能源装机超火电的区域电网。为落实“双碳”目标，西北正迎来又一轮新能源高速发展。在确保电力供应的前提下，探索以最低成本消纳新能源的解决方案，对西北电网具有重要意义。
通过建立电能量市场、辅助服务市场、容量市场相互融合，市场主体之间、“全国—区域—省级”市场之间有序衔接的市场架构，形成竞争充分、开放有序、高效运行、健康发展的市场体系，促进资源优化配置，最大程度支撑西北新能源高比例发展。
一、西北新能源发展概况
近年来，西北风、光等新能源实现了跨越式发展，连续五年“双升双降”：装机容量和发电量提升，弃风和弃光率下降。
西北新能源装机规模
近年来，西北新能源装机快速增长。2019年以来，当地新能源装机占比保持约4%的年均增速;2021年达到 1.43亿千瓦，占比42%，其中风电7634万千瓦、光伏6640万千瓦，成第二三大电源类型;预计2022年新能源装机将达1.8亿千瓦，超过火电成，第一大电源。见图1。
图1 西北近五年新能源装机占比变化趋势
2021年，除装机规模外，西北新能源发电量与峰值出力也同步提升。如图2、图3所示，发电量方面，全年达2276.2亿千瓦时，同比增长34.5%;占总发电量的21.18%，已超过欧盟同期水平。峰值出力方面，截至2022年3月，单日发电量最大值突破10亿千瓦时，达10.7亿千瓦时，最大占比35.1%;最大出力6370万千瓦，占比48.0%。
图2 2021年西北新能源装机及发电量占比
图3 西北新能源最大出力及最大日发电量情况(截至2022年3月)
2、西北新能源高质量发展成果
自2016年以来，西北电网多措并举清洁转型，助推新能源高质量发展，取得阶段性成绩。具体概括为三点：
(1)系统新能源承载能力不断提升。通过网架补强、合理调度直流及其配套电源等方式，改善系统交直流耦合特性;通过优化调度手段提升电网平衡安全保障能力，提升同等条件下系统对新能源接入的安全支撑能力。
(2)系统安全性与稳定性不断提升。一方面推进新能源完成耐压改造，推动新能源从并网向组网发展;另一方面通过加装储能、调相机等设备保障系统稳定安全运行。
(3)系统新能源消纳水平不断提升。2021年新能源利用率94.6%，与上年基本持平。其中，弃风率5.5%、弃光率5.1%，自2016年起，实现弃风弃光率“五连降”、利用率“五连升”。
图4 西北电网弃风弃光率变化情况(2016~2022)
二、西北新能源发展面临问题和挑战
1、“双碳”目标下西北新能源的发展前景
西北风能可开发量占全国陆上的1/3，太阳能可开发量占全国的59%，新能源可开发量高达19亿千瓦。
图5 西北新能源装机及占比变化趋势
预计至2025年，西北新能源装机将超2亿千瓦，占比将超50%，电力系统将先于社会面实现碳达峰;2030年新能源装机将超3.5亿千瓦。根据现有增速推测，预计到2025年新能源发电量占比超过1/4，到2030年超过1/3，并于2045年达到1/2，实现占比“三步走”。
2、“双碳”目标下西北新能源发展的新挑战
随着新能源占比不断提高，西北电力系统面临一系列新挑战，主要包括五点：
(1)系统同时面临上平衡与下调峰问题。从中长期角度看，冬夏新能源出力小、负荷大，春秋新能源出力大、负荷小。从日内角度看，腰荷时分光伏出力大，超过负荷与直流调峰之和，系统向下备用不足，弃电问题严重;早晚高峰光伏出力不足，向上备用不足问题凸显。
(2)新能源发电不确定性增加。当新能源规模达到千万千瓦级乃至亿千瓦级时，其出力波动就会达到百万千瓦至千万千瓦，且波动速率快，往往在数分钟乃至分钟级内出现10%左右的出力波动，对系统安全稳定运行带来巨大挑战。
(3)市场结构与市场机制不完善。西北基本采用无法精确分割的物理电量交易，针对中长期交易的安全校核机制有待完善与提高，导致合同执行与安全运行矛盾突显，急需完善和优化交易机制，充分发挥电力市场的灵活性。
(4)交易主体性质复杂、互有包含。西北拥有较多的市场主体，既有以新能源、火电为代表的传统市场主体，又有诸如需求侧响应、储能、自备电厂等新型主体，多元复杂，为电力市场建设带来巨大挑战。
(5)外送交易进展缓慢。从在运通道运行情况看，跨区通道的运营效率效益有待提高。2021年，西北直流外送2815亿千瓦时，而外送能力为7071万千瓦，通道利用小时数仅为3981.05。
三、促进西北新能源发展的市场机制设计
实践证明，市场机制是降低新能源大规模开发成本的有效方案。需要根据西北的地域特点，对现有市场机制进行升级与优化，构造一套面向新能源高比例发展的市场机制。通过“现货+辅助服务+容量”的系统性市场结构，形成以现货市场为基础、辅助服务市场为支撑、容量市场为保障的市场合力，通过市场化手段解决新能源高比例接入难题。
1、现货市场机制设计
区域现货市场有利于促进电量交易充分竞争，实现在更大范围的资源互补与优化配置。西北在跨区、跨省及省内交易等方面积累有一定的经验。然而，西北市场仍处于初级阶段，其中甘肃作为国内首批电力现货市场建设试点之一，在起步阶段建立了考虑新能源参与的发电侧单边现货市场机制。由于该模式下价格无法传导至用户侧，一定程度上制约了新能源消纳。本文针对西北现货市场存在的问题，提出“分段建设、有序发展、促进消纳、规范监管”的总体建设思路。
为避免出现价格波动、电网安全运行和用户安全用电风险，建议在确保供需平衡和电网安全的基础上，分两个阶段开展现货市场建设。
图6 西北现货市场组织模式及阶段路线图
第一阶段：部分电量竞价的分散式市场。在中长期交易市场中，以双边协商、挂牌、集中竞价的形式开展交易，签订物理合约，偏差电量通过现货市场的日前、日内和实时交易进行调节。初步开展分区电价机制，建立与现货市场相协调的中长期交易机制、调峰辅助服务市场机制，实现与全国统一电力市场的有效衔接。建立区域调度与交易机构的协调运作机制，完善监管和配套机制。
第二阶段：全电量竞价的集中式市场。中长期以金融合同(差价合约)为基础，现货市场实现全电量竞价;健全中长期交易、辅助服务交易等市场机制，逐步探索开展金融输电权、电力期货和衍生品等交易;完善辅助服务交易品种，开展有偿调峰、有偿调频、黑启动、有偿无功补偿等，适时开展容量市场建设。进一步完善分区电价机制和阻塞管理机制，推动形成完善市场监管配套机制。
考虑西北地区发电侧产业集中度较高，并且市场意识较差，因此还需要配套建立西北区域电力现货市场监管机制，对市场主体、电网企业和运营机构进行监督管理。在组织体系方面，需要建立分级分层监管的组织体系，包括国家、区域、省级、省以下四个监管机构层次，明确各自职能，加强合作，避免职能交叉和缺失。在监管机制方面，需要建立包括市场力管理机制、信用管理机制以及信息披露机制在内的完整市场化行为监管机制。此外，还需要开展常规监管，包括电能质量监管、调度交易监管、安全监管以及针对市场干预和应急处理的监管与协助工作。
2、辅助服务市场机制设计
辅助服务包括调峰、备用、黑启动等多种服务品种。西北地区是典型的送端电网，调峰辅助服务是主要辅助服务品种，主要用以平抑新能源的波动性，挖掘传统机组的下调空间。目前，西北已建成一个区域和五个省级调峰市场，辅助服务市场体系初步形成。但是仍存在市场体系建设不完善、市场活力有待进一步激发等诸多问题。本文针对西北辅助服务市场现存问题，提出“分段建设、合理分摊、协调发展、全面评价”的总体建设思路。
考虑到辅助服务市场与现货市场极强的相关性;西北电力辅助服务市场在充分考虑现有市场体系的情况下，采取与现货市场建设相适应的建设模式，分两阶段开展辅助服务市场建设。
图7 西北电力辅助服务市场建设阶段图
(1)初级阶段：以调峰辅助服务为核心，释放新能源消纳空间
考虑到目前西北市场仍不成熟，只有部分电量参与现货市场，在市场初期优先推进调峰辅助服务市场建设，激活火电灵活性改造的动力，促进区域内调峰资源的优化配置，实现新能源的“减弃增发”。调峰辅助服务市场与现货市场同步开展，并与电能量联合出清，调频辅助服务根据后期需要可在日前机组组合确定后开展，备用、无功调节、黑启动等辅助服务优先在中长期市场开展。
(2)成熟阶段：促进调峰与现货市场融合，优化交易品种
随着现货市场逐步成熟(现货市场建设进入第二阶段)，火电机组灵活性改造全面完成时，推动区域调峰辅助服务市场与区域现货市场融合，调峰辅助服务逐渐退出，利用实时电能量价格引导机组参与深度调峰。并将需求侧资源逐步纳入辅助服务市场，激励用户侧优化负荷曲线。同时，随着辅助服务市场的逐步成熟，对各类辅助服务资源性能差异实施分等级管理，凸显优质资源的稀缺性。
电力市场及辅助服务市场的运行效果及市场规则制定的有效性，需要一套科学、合理的定量和定性相结合的市场评价体系来分析。
首先，需要根据现阶段市场建设情况和进一步建设目标，确立评价主题。依据西北辅助服务市场的现阶段建设情况，确立评价主题为：西北辅助服务市场显著提升新能源利用水平;可以在更大范围内实现资源优化配置，有利于降低调峰成本。
其次，需要依据科学原则建立评价指标体系。选一级指标设置为市场结构、市场供需、市场表现、市场行为、市场发展和市场风险六个方面;再依据西北辅助服务市场的发展情况，设置特色指标以体现跨省资源配置、细化供需关系等评价主题。现阶段指标体系如下图。
图8 西北调峰市场评价指标体系
最后，依据指标体系特点和评价对象特点确立综合评价方法。将层次分析法与模糊综合评价相结合，构建多层次模糊综合评价模型对市场进行综合评价。通过层次分析法确定顶层市场对象评分。其中，部分具有模糊性或定性的指标通过模糊综合评价方法进行综合评价。
3、容量市场机制设计
容量市场包括可靠性容量市场与灵活性容量市场。其中，可靠性容量市场可以在中长期时段内保障电力市场资源充裕度;而灵活性容量市场则可以激励传统机组的灵活性改造以及灵活性资源的投资建设。目前西北市场体系尚未完全建立，暂未开启容量市场的相关建设。本文针对西北容量市场，提出“分段建设、双轨发展、合理规划、拓展主体”的总体建设思路。
考虑到西北市场的现有建设基础，应当分阶段完善具有西北特色的“可靠性+灵活性”双轨运行制容量市场。
在容量市场建设的初级阶段，应当对高可靠性机组和高灵活性机组提供固定容量补贴，初步建立容量市场制度，激励高可靠性机组和高灵活性机组的投资。
在容量市场建设的成熟阶段，针对电力系统的不同需求，同时设立可靠性容量市场与灵活性容量市场，具体市场机制如下：
(1)可靠性容量市场：市场组织者根据未来西北区域可靠性要求构建可靠性需求曲线，曲线形状如图9中红线所示;根据各机组上报容量与价格，形成可靠性容量报价曲线，如图中蓝线所示。市场组织者组织容量市场统一拍卖，集中出清，以报价曲线与可靠性容量需求曲线的交点为可靠性容量市场均衡点，并以此为边际价格进行结算。
图9 可靠性需求曲线与可靠性容量报价曲线
(2)灵活性容量市场：灵活性容量市场中的“容量”指的是发电资源的调节能力。针对相应机组从上爬坡能力、下爬坡能力、调节速率等多个维度核定灵活性调节能力占比，确定报价主体的灵活性容量。由于系统的灵活性容量需求变化较快，灵活性容量市场以1年的短周期开展，以统一出清的方式进行市场出清与结算。
图10 灵活性调节资源接受市场组织者调度时潜在的机会成本损失
四、建设多层次电力市场，促进新能源发展
为实现新能源高质量发展，需注重各市场之间的联系，充分把握政策合力，建设“纵向贯通，横向融合”的全方位、多层次电力市场。其中，“纵向贯通”指全国、区域与省级市场应相互配合，做好衔接，既发挥上层市场的统一调控作用，又发挥下层市场因地制宜的特点。“横向融合”既指同级市场之间要相互融合，挖掘电能不同价值，又指由源侧市场主体向“源荷储充”等多种市场主体的融合。
1、加快完善“全国-区域-省级”电力市场衔接方式
随着市场结构的变化，扩大电力资源配置将成为西北电网发展的关键。要实现全国—区域—省级市场的衔接，不仅需要完善的基础市场设计，还要兼顾不同行政区域之间的体制机制，做好政策衔接，进而推进全国统一电力市场的设计。
在区域与省内电力市场的衔接方面，要坚持区域市场和省级市场并重;区域市场与各省级市场进行协调，重点开展跨省份市场化交易，促进省间壁垒的打破。在区域间市场的衔接方面，要加强西北市场与其他区域市场的相互耦合和有序衔接，研究探索适应跨省跨区大范围市场运作的输电价格机制，以市场价格为导向逐步扩大统一市场交易范围。推动探索组建电力交易中心联营体。在区域与全国电力市场的衔接方面，西北地区富余的电能资源通过全国统一市场进行跨区交易或区对省的交易。要规范统一市场基本交易规则和技术标准，建立依法规范、权责分明的管理体系和运营机制，加强信息共享，确保电力运行过程安全可控。
2、推动现货电能量市场与辅助服务市场联合出清
考虑到电能量和调峰、调频等辅助服务存在耦合关系，为了充分还原辅助服务的价值属性，应加快发展电能量与辅助服务市场联合出清。
目前，制约西北新能源大规模消纳的重要因素之一为系统灵活性不足，煤电并未全面完成灵活性改造，压出力能力有限。在现有独立运行的调峰辅助服务市场下，煤电成本得不到相应补偿，灵活性改造动力不足。考虑到煤电仍需承担“压舱石”作用，火电机组的灵活性改造仍将作为现期提升新能源消纳水平的主要方式。应以现阶段较为紧缺的调峰资源入手，开展电能量与调峰辅助服务联合出清，最大化挖掘系统的灵活调节能力。后续随着传统火电机组灵活性改造基本完成及新型市场主体大规模参与后，调峰辅助服务与现货电能量市场融合，调频、备用辅助服务在现货市场中与电能量联合出清。
3、丰富市场主体的多样性
随着“双碳”目标下新能源装机的快速增长，电力系统将逐步过渡为以新能源为核心，多种新型主体并存的新型结构。为适应高比例清洁能源并网运行的需求，需要丰富电力市场主体的多样性，充分挖掘不同市场主体参与市场的方式机制，发挥市场在挖掘各类调节资源中的重要作用。
在源侧，要鼓励以聚合商代理形式参与市场。通过推动设立分布式能源代理商的新型市场角色，代理多个分布式发电资源参与市场交易，通过有效的市场手段提升消纳水平。在网侧，要探索组建电力交易中心联营体，努力建立并完善送受端协同运行机制。通过构建适应外送的市场规则，合理限制外送过程中的市场力，形成送受端“共赢”的市场格局。在荷侧，要给予自备电厂需求响应主体地位，鼓励自备电厂积极参与主网调峰，达成主体收益与系统新能源消纳的双赢局面。针对系统中的其他需求响应资源，要以独立市场主体地位参与市场，纳入到交易主体范围和交易规则中。在储侧，要大力发展储能设施，促进储能大规模接入电网。明确储能电站参与电力市场的独立主体地位，提升储能在电能量、辅助服务与容量市场中的参与能力。促进储能电站的多场景应用，有序促进储能与新能源协同发展。
