為什么電力現貨市場，對新能源體系至關重要?

　　在全球能源轉型的背景下，中國的能源體系正在發生深刻變革。 去年，中國政府的二十大報告中提出了“加快規劃建設新型能源體系”。這里的“新型能源體系”是相對于當前以化石能源為基礎的能源系統。“新”不僅意味著新的能源結構——能源結構中非化石能源占比逐漸提升，也意味著構建新的體制機制，來支撐能源供給和儲備調運，從而確保能源安全。

　　新型能源體系的構建是以新型電力系統為依托。今年3月底，中國非化石能源發電裝機容量占比達到50.9%，歷史性超過化石能源發電裝機容量。隨著風電、光伏等新能源電量占比不斷提升，新型電力系統建設日益迫切。而對電力系統而言，區域電力調配和互濟能力尤為關鍵，也是電力市場改革亟需解決的問題。

　　本文分為上下兩篇，上篇為《新型能源體系下，建設全國統一電力市場的多重意義》，旨在探討中國電力交易現狀，并為統一電力市場建立提供建議。此為下篇，討論中國統一電力市場的建立過程中，現貨市場的重要性和實現路徑。

　　價格發現功能

　　中國和國外的電力市場建設路徑有些許不同。國外電力市場，一般先建設現貨(日前和實時)市場、后建設中長期(期貨)市場，中長期市場的定位主要是對沖現貨風險。

　　中國電力市場建設，始于電力中長期交易。中長期市場從理論上具有穩定電價、規避風險的優勢，也占據了目前市場的主導，但由于當下其定價缺少“現貨日前價格”給與參考，用合約框定，缺乏一定的靈活變動空間。

　　一個例子是，2021年下半年以來，煤價暴漲，中長期交易對電價反應嚴重滯后，未能及時反映市場真實的供需情況并疏導激增的煤電發電成本，造成了煤電企業大面積虧損。據中電聯測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右。8-11月部分集團煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。

　　在中長期交易之外，電力現貨交易可幫助發現電力實時價格，更能實時反映市場供需和成本，可以吸收中長期合同外的余量進入實時市場，競爭上網。2022年，煤電企業雖然持續虧損，但負債情況有所緩解，除了國家采取各種調控舉措，如對煤價實行區間調控、對長期協議的上網電價浮動范圍上調等，現貨市場機制向發電側進一步滲透也是重要原因之一。

　　促進新能源消納

　　其實，電力現貨市場促進新能源消納的積極作用，已初步顯現：跨區域省間富余可再生能源現貨交易已運行4年，期間，可再生能源棄電減少了超230億千瓦時。

　　以蒙西電力現貨市場為例(蒙西電網覆蓋內蒙古自治區一半以上發電裝機)。它們從2022年6月正式啟動試運行，是第一批電力現貨的試點地區，也是國內首次探索建立燃煤機組和新能源無差別參與的現貨市場。試運行后，在促進新能源消納上，數據表現搶眼。截至2022年7月20日，與試運行前相比，燃煤機組在蒙西現貨市場中申報最低負荷率降至47%，累計增加新能源消納量約6400萬千瓦時。

　　相比中長期交易而言，電力現貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預測等特點;在平等的市場競爭機制下，新能源發電邊際成本較低。當全球能源危機正在拉高一次能源價格，火電的邊際成本相比較高時，新能源發電更能被優先調度。

　　長期以來，中國用電量和電力增速都很高，大部分地區缺電力而非缺電量。

　　另外，現貨交易形成峰谷價差，為儲能等第三方新型市場主體打開盈利空間，鼓勵靈活調節資源配合新能源消納。

　　然而，在實操層面上，當前新能源入市后，市場電價波動也會影響其入市的積極性。比如，省內新能源同一性導致零電價甚至是負電價，對電網產生逆調峰的影響。在山東，省級電網2022年有 176 天出現了負電價，以天計算，全年負電價出現概率高達48%，這反映出山東省內新能源裝機在高峰出力時段存在一定的產能過剩和浪費現象。

　　未來，如能從市場機制角度擴展新能源省間現貨交易，利用不同地區負荷曲線的差別，包括跨時區特性， 就能從更大時空層面平滑新能源發電曲線，余缺互濟。

　　如下圖所示，單一省份(圖中彩色線條)的風電出力在不同時段波動較大，但當在更大地理范圍做耦合，比如放眼“三北”及華中華東區域，整體風電出力曲線實現平滑，新能源可以得到更好的消納。

　　中國各省區風電某一周出力(實線為“三北”及華中華東地區)

　　圖片來源：水電水利規劃設計總院

　　減少新增煤電裝機

　　全國統一電力市場也可以更好地讓存量的煤電機組調峰，而不是在用電高峰就新增裝機，造成資源浪費或煤電企業進一步虧損。

　　隨著新能源入市，平均電價將會被拉低，對于實施現貨市場的省份，新能源大發時市場電價降低甚至為負。這將會導致本省及外省火電降低出力，擠壓煤電的利潤空間。而在未來，煤電的作用亟待轉向“頂峰出力”， 需要通過參與輔助服務和容量機制或者市場獲得合理的收益。

　　但是，當前煤電參與調峰，或者作為備用容量支撐市場的積極性欠佳，一方面由于煤電頂牛依然存在，長協上網電價浮動范圍雖上調為20%，但煤價高位震蕩時仍然難以覆蓋煤電發電成本。

　　另一方面，缺乏靈活性的改造，煤電難以發揮調峰能力。在2022年，四川缺電期間，當地存量煤電機組并沒有充分發揮頂峰作用，需要通過市場價格信號更好地激發存量煤電機組的積極性和潛力。

　　目前，煤電局部過剩與短缺并存。根據北大能源研究院的統計，2022年1月至11月，國內新核準煤電項目裝機總量已達6524萬千瓦，超過2021年核準總量的3倍。

　　長期以來，中國用電量和電力增速都很高，大部分地區缺電力而非缺電量。全年用電負荷季節性差異巨大，需要頂峰保供的時間僅為5%左右。

　　在夏天和冬天用電高峰，價格對供需的引導機制沒有充分發揮作用，在供給側 “價格帽”限制了頂峰出力機組的高收益，需求側因缺乏包含居民用電在內的需求側響應機制，供需出現較大缺口。而按照全年僅幾十個小時的“硬缺口”建設煤電，未來將拉低煤電的平均利用小時數。

　　為避免這些問題發生，中國亟需建立完善的現貨和容量補償市場機制，謹防因頂峰上馬的煤電新增裝機造成資源浪費或進一步虧損。

　　統一電力市場的實現路徑

　　在今年4月國際能源署(IEA)撰寫、能源基金會支持的一份報告《中國建設全國統一電力市場：電力現貨市場路徑》中，報告分析了全國統一電力市場的建立路徑：2030年前，中國先建成省間和省內兩級市場聯合運營的“兩級市場模式”。

　　“兩級市場模式” 是指地方市場與全國市場并存的兩級市場模式，即“統一市場，兩級運作”，這一模式可以在延續當前政策慣性即保持各省在市場設計和調度決策方面自主權的基礎上，促進各省間交易，兼具可操作性和經濟效益。

　　具體而言，“兩級市場模式”包括類似于當前國網經營區試行的跨省余量交易，即“余量市場模式”，以及類似于當前南方電網經營區試行的區域集中出清模式，即“容量耦合市場模式”。

　　其中，“余量市場模式”較易于建立，指在自愿的基礎下，各地方將過剩的發電量上架至一個統一的全國市場中進行交易。此模式下，各省可以在保留本地電力市場規則的情況下與其他市場聯通，可以在提高總體使用率的情況下仍能保持本地市場的自主獨立性， 以中美洲電力系統(Sistema de Interconexion Electrica para America Centra 簡稱為 SIEPAC)、南部非洲電力聯盟(Southern Africa Power Pool, 簡稱 SAPP)為代表。

　　在遠期，中國將會逐步建成“容量耦合市場模式”，它的意思是更高一級的市場協同。

　　此模式下，全國日前市場(提前一天決定價格的電力市場)與地方市場并行，優先進行全國市場的出清并進行合理的資源優化、分配，利用相應的輸電通道實現交易，從而可以一定程度上避開因市場模式不同而產生的省間壁壘。

　　經數據測算，以2035年為目標年，假設調度市場化保持當前水平，即當下計劃調度和市場調度同時存在的前提下，建立“二級市場模式”以提升電力市場區域協調可使全國電力市場減少6-12%的運營成本、減少2-10%的二氧化碳排放、并減少10%左右的棄電量;

　　在電力市場區域協同，同時推進全面經濟調度，可使全國電力市場減少25%的運營成本、減少35%左右的二氧化碳排放、并減少20%以上的棄電量，綜合效益可達前者情景的兩至三倍。

　　我們認為，促進跨省跨區交易機制和市場化調度成分、并提升電力現貨交易份額，有利于降低電力系統綜合運營成本，提高新能源在更大時空范圍內的消納并實現其環境效益：通過改變資源配置，提升省間的交易效率。

　　未來著力點

　　能源安全是建立全國統一電力現貨市場首當其沖的著力點。國家層面的“西電東送”戰略與省級電力市場，分別是出于不同層面的資源優化配置和能源安全保供考慮。在保障省級在市場設計和調度決策的自主性和的前提下，從現有省間電力現貨市場逐步建立全國電力現貨市場，是一條兼顧安全可靠性、可實施性和綜合效益的切實路徑。

　　同時，完善省間、省內現貨市場將有助于緩解未來電力頂峰保供壓力。在電力供需緊張階段，需進一步釋放現貨市場價格信號空間，發揮其引導跨省跨區保供資源配置的作用，一方面促進頂峰余缺互濟，另一方面也在更大范圍內平抑新能源的波動性。

　　價格信號還可以引導新能源開發和煤電轉型。電力市場價格信號可正可負、可高可低，這能引導不同省份電源結構轉變，避免扎堆上馬新能源和煤電，在保證適當備用基礎上最大化新增裝機的邊際效用，促進不同品種電源合理有序開發。

　　解決省間壁壘背后利益訴求需要打破地方保護和市場分割，可以基于南方區域電力市場經驗進一步探索構建區域市場的路徑，推動適時組建全國電力交易中心。

　　來源：中外對話