高比例新能源入市的必然性
新能源逐步成为新型电力系统主体电源
在碳达峰、碳中和的目标驱动下，新能源快速发展，截至2023年底，国网经营区新能源装机规模达到8.7亿千瓦，容量占比达37%。其中，风电装机规模达到3.5亿千瓦，光伏发电装机规模达到5.1亿千瓦。“十四五”以来，新能源装机年均增长25%，2023年新增装机容量2.3亿千瓦，是2022年新增装机容量的2.2倍，大约相当于美国全国新能源装机容量。2023年新能源发电量达到1.4万亿千瓦时，大约相当于欧盟27国新能源发电量的2倍，占总发电量的18.8%，利用率达到97.4%。2025年预计累计装机将达到14亿千瓦，新能源将逐步成为新型电力系统的主体电源。
电力系统面临保供应、促消纳双重挑战
在高比例新能源场景下，保障电力系统平衡面临巨大挑战，主要体现在随着传统火电装机规模的逐步降低，保障电力供应充裕性和灵活性的能力越来越稀缺，维持电网电力平衡的挑战越来越大。在供应充裕性方面，极热无风、极寒无光、长时间无风无光等极端天气时有发生，新能源出力的保障供应能力极低，部分省份已经出现连续7天低于15%装机容量的风电低出力场景，部分场景下保障供应的电力容量不足。供应灵活性方面，由于风光等新能源出力峰谷变化幅度大且可控性弱，部分高比例新能源省的净负荷最大峰谷差率已经超过90%，仅依靠规模受限的传统火电机组为主进行峰谷调节，调节能力不足，部分省份已经常态性出现调节容量短缺。此外，由于新能源功率波动性较大，维持电网功率平衡保障所需的调频、备用需求大幅度增加。在保障电网安全、经济运行所需的供电充裕性和灵活性能力双重缺乏的情况下，部分高比例新能源省份消纳率已经降至90%，在保障电网运行安全的前提下，继续恪守新能源全量消纳目标，需要付出巨大的经济代价。
新能源入市有助于提升电网运行安全性和经济性
在高比例新能源省份，在调节能力稀缺的现实下，由于受最小技术出力制约，传统火电机组开机安排也面临较大挑战，例如，在净负荷低谷时刻，也是系统负备用紧张的时段，若保新能源消纳，非风、光机组就需要减少出力或停机，受制于后续高负荷时段需求，部分机组不能停机。因此，在实际运行中往往需要通过火电机组深度调峰等措施来保障负荷低谷时段的电力平衡，很多场景下，系统付出的调节成本往往高于部分时段降低新能源出力损失，如果新能源报量报价参与市场竞争，参与市场集中优化，即使风电机组报价低于其他机组报价，从全系统整体社会福利的优化目标来看，弃掉该时段的新能源出力，对于整体更优，其实现的效果是系统发电成本更低，或社会福利更大，并且随着新能源占比的增加，其提升效应更为明显。在高比例新能源的省份，新能源与传统发电资源、负荷侧资源，以及新型主体平等参与市场竞争，以经济性为目标、以安全性为约束，通过现货市场优化各类型资源的运行安排，某种意义上可能是实现我国能源转型可持续发展的必由之路。
现阶段新能源与新型主体全面入市面临的问题与挑战
新能源入市面临较大收益风险
考虑到风光等新能源具有高固定成本、低变动成本的特点，从市场长期运行达到的均衡效果来看，在边际定价的电力现货市场中，随着新能源渗透率不断提高，电能市场平均价格总体呈下降趋势，包括风光等新能源在内的市场主体从电能市场获得的收益水平总体也将呈下降趋势。
电力现货市场的分时价格主要受不同时段的供需关系影响，由于部分运行日场景下风电、光伏等新能源反调峰特性(其中光伏出力峰谷逆负荷特性更为常态)，新能源入市后，电力现货市场会进一步呈现出“价格自我蚕食”效应，对于新能源主体在电能市场的收益水平是个巨大的考验。
此外，受制于气象预测能力，目前新能源功率预测精度水平还较低。目前电力现货市场普遍采用日前市场、实时市场双结算机制，此外，未来可能按新能源实时出力偏差分摊部分市场外费用，在目前的新能源预测水平下，考虑到新能源可调节能力较低，可能还会面临较高的电能市场结算风险以及部分市场外费用分摊成本。
基于新能源消纳优先的机组启停策略对现货价格的影响
考虑到我国集中调度体系，我国绝大部分地区均选择了集中优化出清的现货市场模式，也就是市场优化出清安排中体现了分时发、用电功率平衡。但是考虑到我国能源格局，解决高比例集中式新能源基地的新能源消纳问题，往往还需要在具有一定互补特性的区域电网统筹考虑，以实现其最大化消纳，这一优化安排往往涉及省内机组的启停安排，省内机组的启停往往又会对省级现货市场竞争结果产生较大影响。
举例来看，在区域电网中，在邻省新能源大发，但本省新能源预测出力不高的场景下，按照省级现货市场竞争与优化出清的结果，应该是常规火电机组多开机，现货市场呈现出典型的新能源小发时段市场价格高、新能源大发时段市场价格较低的分时价格信号，新能源报价策略也会是较为正常的按供需报价。但如果从提升区域电网内新能源整体消纳量的角度来考虑，在本省的省级电网配置了独立储能等调节资源具有一定调节能力的前提下，区域电网的机组启停调度策略则会安排该省火电机组采用较少开机方式，通过省间输送功率调整、储能的实时调用以及机组开停安排的整体优化，以实现在区域电网范围内更多地消纳新能源。从新能源消纳和电网运行的视角来看，这是一套成熟有效的运行策略，但对于集中出清的省级现货市场价格信号可能会形成较大影响，主要体现在会造成市场成员策略性博弈。在确定性的火电小开机方式下，净负荷低谷时段，绝大部分的风光出力依然能确保消纳，报量报价参与现货市场竞争的风光新能源主体会普遍采用报高价的博弈策略行为，导致净负荷低谷时段出现偏离实际供需的高价，而净负荷高峰时段，由于储能等调度资源的投入，市场价格反而不高。一方面造成社会福利的不必要损失，另一方面，造成分时价格信号扭曲，不利于高比例新能源的电力现货市场长期健康运营。
引导分布式新能源参与市场迫在眉睫
对于分布式新能源消纳的激励引导，国内大多采用调整用户峰谷时段以及峰谷价差方式来解决，多地将中午时段设为低谷电价时段，大部分省份的峰谷价格较平段上下浮动约50%。执行效果体现为中午时段的用电需求增长明显，高峰负荷平移效应明显，与之对应的是对新建分布式光伏项目的抑制作用显著。由于缺少有效的参与机制，分布式新能源缺乏对于主网电力平衡需求的及时感知以及批发侧电力现货市场价格的主动响应，难以及时响应电网运行的调节需求。此外，不同于集中式新能源，分布式光伏多、小、散，其作为个体独立参与电力现货市场竞争，在电网模型、市场出清、表计计量、结算考核等方面所对应的技术经济性较差，因此难以让其直接参与批发侧电力现货市场，能有效激励分布式新能源主动响应的电力现货市场机制亟待建立。
支撑新型电力系统的电力市场机制探讨
建立分阶段逐步放开的市场外政策配套体系
针对新能源入市的收益风险，建立政府授权差价合约与市场化双边PPA，以及绿色属性收益回报机制相结合的现货市场外配套体系。以政府授权差价合约作为新能源入市的保障性配套政策基础，随着市场的建设推进，应逐步降低政府授权差价合约比例，并考虑引入竞争机制，即政府确定补贴费用总量，新能源发电企业申报合约电量、合约电价的分段报价曲线，按照报价由低到高依次出清，采用统一边际定价方式，作为各新能源发电企业的合约电价，直至补贴费用达到政府预设的补贴总量，通过竞争有效控制补贴水平。此外，在政府授权差价合约之外，更多引导市场主体自主签订双边PPA，以规避自身的现货市场价格风险，并支持通过绿色属性收益机制回收部分绿色环境价值。
重构各类型资源的分品种价值体系
在高比例新能源的新型电力系统运行场景下，需要针对容量支撑能力、电能供应能力、备用能力、爬坡能力、调频能力等电力系统的运行需求进一步细化，针对上述各项能力需求，梳理并重构各类型资源特别是新能源应承担的义务及其实现的对应价值贡献。基于各项能力需求中应承担的义务设计对应的费用分摊机制，针对价值贡献，设计相对应的市场品种，并建立基于价值导向的市场定价与结算机制，从有助于激励存量资源优化运行的收益覆盖成本设计思想，发展为有助于激励增量资源建设运行的收益体现价值设计思想。
重构的价值体系与现有价值体系相比，有几点较大区别：
容量支撑能力价值。从满足全年高峰负荷供应的容量支撑能力来看，新能源相比于火电，其支撑能力虽然较弱(例如按全省为整体来评估，大约只有装机容量的10%左右)，但其依然是容量支撑能力的供应主体，因此如果建立与容量支撑能力价值相对应的市场品种，新能源也可以是参与主体，按照其能力价值(例如基于其可信容量评估值)获得相应回报。
备用、调频等辅助服务能力价值。辅助服务的需求是系统为了应对不确定性而预留的发电能力，相比于传统电力系统的不确定性主要来自于负荷预测以及概率较低的机组故障、输电通道故障等因素，新型电力系统的不确定性越来越多的来自于新能源的随机性和波动性。因此，传统电力系统中，备用、调频等费用体现在用户侧目录电价中，并通过支付火电标杆电价(含辅助服务费用)来体现火电机组的辅助服务价值贡献，与之相对应的是火电机组需要提供辅助服务义务。随着发电侧主体以及用户侧主体价格市场化程度的不断放开，政府授权合约比例不断降低，市场化的电能价格中已不含辅助服务费用，有必要通过备用、调频等辅助服务市场品种实现辅助服务费用的精准支付，予以贡献备用、调频能力的各类型主体与之价值供需相匹配的收益回报，并实现辅助服务费用向市场化用户的有效传导。
电能供应价值。新能源获得容量价值回报，并按照偏差承担部分市场外费用分摊的情况下，理论上来说，新能源真正实现了与其他发电资源站在同一起跑线竞争。在此基础上，新能源通过报量报价参与现货市场竞争，接受现货市场的集中优化安排，某种意义上，其提供的电能商品才真正具有和其他发电资源主体相同的电能品质。
建立体现容量支撑能力价值的电力容量市场机制
受控于“双碳”目标，具有高可信容量水平的火电从长期来看装机规模占比逐步降低，到2035年，火电装机占最大用电负荷比例将从2022年的1.07下降到0.77左右，仅靠火电将无法满足负荷高峰供应需求，需要有效的市场机制激励更多主体提升能可靠供应的电力容量水平。
考虑到新能源能够可靠供应的有效容量水平较低，通过新能源配储或者配置独立储能可以提升可信容量水平。但是，不同质量以及放电时长储能对于可信容量水平提升差异较大，通常也对应不同的成本投入。
由于缺乏有效的收益激励机制，通过新能源强制性配储实现的可信容量水平提升效果较为有限，中电联发布《2023年度电化学储能电站行业统计数据》显示，新能源配储利用率指数只有17%。
虽然不建设电力容量市场，采用单一电能现货市场稀缺定价机制，一定程度上也能起到激励效果，但存在两方面问题，一是我国用户侧主体尚未完全参与现货市场，稀缺定价对用户侧主体激励效果有限，对发电侧主体而言，能起到有效激励效果的稀缺定价机制通常对应极高的现货市场限价，在高集中度的省级市场中可能带来市场力操纵的巨大价格风险。二是稀缺定价是短时间尺度的激励机制，保障部分供应紧缺运行日场景下的容量供应所需要付出的建设与改造成本高于有限的稀缺定价运行日能获得的收益。在此背景下，采用稀缺定价的单一电能市场，在现货市场时间尺度上，对于发电侧资源运行效率以及负荷侧资源响应具有一定激励作用，但由于稀缺定价的单一电能市场缺乏有效的容量义务约束，对于存量资源的长期可信容量水平保障与提升，以及增量资源可信容量能力建设激励效果不足(例如超过40%的ERCOT发电企业承认没有实际采纳关于对机组进行防冻改造或加装防冻设备的相关建议)。从市场运营效果来看，美国得州、加州和澳大利亚等采用单一电能市场稀缺定价机制，先后发生过因发电容量短缺造成的供电短缺场景，当然具体原因各异。
因此，在高比例新能源为特征之一的电力系统视角下，更加需要建立电力容量市场机制。应从仅仅解决高成本火电成本回收的容量补偿机制逐步过渡到以建立健全各类型资源成本回收，激励存量/增量资源可信容量水平提升，建立长期容量充裕性水平价格信号为目标的电力容量市场机制。
建立适应高比例新能源的中长期连续滚动交易机制
高比例新能源主体入市后，面临较大的现货价格风险，也会对目前的中长期交易提出新的要求，需要更高效公平、更高频度、更丰富报价形式的中长期交易机制来为新能源等预测能力较弱且随着时间尺度的推进预测精度不断提升的市场主体提供更为有效的交易机会。
交易频度方面，针对新能源预测精度特点，开放年度、月度、月内、周、周内等多个交易时间窗口，并持续开展高频次滚动交易，支持市场主体根据预测灵活调整仓位。
交易方式与交易标的方面，建议加大集中交易的占比，推动交易品种融合，将原有的电能量交易、合同交易、发电权交易等，逐步融合为相对标准的电能交易，推动更为灵活的交易方式，逐步取消交易角色的限制，以适应增减调整需求。
报价形式方面，现有曲线化交易场景下，中长期交易组织中，最细24个时段，每个时段6-10个价格段，有助于主体体现差异化的报价需求，但某种意义上也增加了市场主体的报价难度。站在规避现货市场价格风险的视角，中长期交易中，市场主体往往更多关注的是均价。随着电力市场技术支撑能力的建设与提升，有必要考虑研究基于平均报价的新报价模式，市场主体申报交易曲线，以及该曲线期望的平均价格。
此外，针对虚拟电厂、储能、灵活性资源的技术特性，考虑进一步设计耦合性报价的形式，提供多种耦合关系，解决耦合报价的出清技术。
推动各类型新型主体全面参与现货市场
新能源主体的全面入市，意味着供给侧价格的全面市场化，同时，维持高比例新能源为特征的新型电力系统安全运行，还有赖于用户侧主体以及独立储能等新型主体，在此背景下高比例新能源省份独立储能投建规模快速增长。新能源入市后，这些新型主体如果不能纳入电力现货市场的统一优化，其运行方式安排会对电力现货市场的分时价格产生较大影响，一定程度上会影响到价格信号的表征意义。
但是这些新型主体的运行与成本模式均迥异于现有的以火电为代表的市场主体，按照类似于传统火电的市场竞争方式，可能难以满足新型主体的成本回收需求，同时也难以体现其实际价值贡献。有必要针对储能等新型主体，建立体现相应价值贡献的收益回报机制。包括通过建立适应于储能等新型主体运行与成本特性的电能现货市场竞争方式，实现其调节幅度价值的收益回报;研究充放电价差报价或使用费报价等市场竞争方式，并将其融入市场集中优化出清的基本架构中，支撑储能参与电力现货市场竞争;通过建立灵活爬坡市场、差异化调频信号调频市场，实现其调节速度价值的收益回报。
