完善新能源开发利用新机制 适应新型电力系统发展
刘敦楠
近年来，风电、光伏等新能源发展迅速，但新能源受自然条件影响，出力具有不稳定、反调峰等技术特点，相对常规煤电而言仅有电量替代效益，而无容量替代效用，并不能独立保障可靠电力供给，电力系统必须通过调节能力较强的火电来平抑新能源的波动性，提供容量保障，保障电力系统安全平稳运行。此外，电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，发电、输电、用电瞬时完成、时刻平衡，而我国资源富集地与电力消费的不匹配、负荷特性与新能源出力不匹配、市场化交易机制不健全等因素进一步加剧了新能源消纳困难、并网困难的局面。为完善新能源开发利用新机制，适应新型电力系统发展要求，提出以下四方面建议。
一、明确新型电力系统建设方向，保障能源安全稳定供应
随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机和利用小时数将逐步下降，煤电将从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为主、电量为辅的调节及备用保障电源，气电将主要作为调节和保安电源。
1.在新增电源规划方面，依据系统可靠性标准开展电源规划，满足新型电力系统建设可靠性和经济性要求。结合各省经济发展水平、电量增长情况、用户失电成本等，提出可靠性标准，作为新型电力系统规划工作的基础。根据电力发展目标，依靠长周期市场仿真开展规划方案经济性评估，作为新型电力系统下合理规划输电通道、电源类型和投产时序的重要依据。2.在存量电源优化方面，一是加快在运煤电机组灵活性改造，提升机组调节速率与深度调峰能力，新建煤电均应具备深度调峰能力。二是有序发展天然气、抽水蓄能等调峰电源，充分发挥启停耗时短、功率调节快的优势，重点在新能源发电渗透率较高、电网灵活性较低的区域开展建设。三鼓励或要求新能源按照一定比例配置储能。3.在深化电力市场改革方面，要充分发挥市场决定资源配置的作用，全面拓展电力消费新模式。一是加快现货市场建设，以全社会效益最大化为优化目标，在实时供需平衡和电网安全约束的条件下组织市场交易，通过不同时间、不同空间的现货价格信号，充分调动各类电力资源发电积极性，实现全网的电力电量平衡，保障高比例新能源背景下的电力系统安全稳定运行。二是持续完善中长期市场，进一步缩短交易周期、提高交易频次、细化交易颗粒度，推广标准化的能量块交易模式，全面提升中长期合同的流动性，为新能源灵活调整中长期合约创造条件。三是优化辅助服务市场机制。推动现货市场与调峰辅助服务市场有效融合，开展调频、备用与现货电能量市场联合出清，按照“谁受益谁承担”原则，逐步建立用户侧参与费用分摊的辅助服务市场化交易机制，改变辅助服务成本在“发电侧零和”博弈的局面。四是加快建立容量成本回收机制，保障系统容量长期充裕性。加快形成容量电价+电量电价的价格形成机制，探索容量电价的形成方式，反映可靠性容量价值，保障系统长期充足的备用容量以及电力供应安全。二、持续完善适应高比例新能源的电力市场体系顶层设计，通过市场机制促进新能源消纳
统筹解决新能源消纳和系统安全稳定运行等问题，亟待推动新能源参与市场交易，切实发挥市场配置资源的决定性作用，引导电源、用户各方力量共同参与电力系统调节，以最低经济成本实现清洁低碳转型。用户强制配额制度和绿色证书交易能够有效促进新能源发展，是国际上比较通行的做法。下一步，一方面通过可再生能源消纳责任权重、绿证交易提升用户对可再生能源的需求量，增加可再生能源交易电量占比，促进可再生能源消纳。另一方面，重点解决其出力间歇性和波动性的特征使其在电力市场中面临更大的经营风险，通过政府授权合约保障新能源企业收益，平滑融入电力市场。此外，在市场建设方面要全面规范各地电力市场价格形成机制，避免不合理行政干预，全面取消政府定价的专场交易，加快构建价格机制统一、技术标准统一、数据标准统一、信息服务统一、运营平台统一的电力市场体系，为电力商品和生产要素的自由流动和优化配置创造条件，促进经济保持活力和效率，促进清洁能源发展和高效利用。
三、要健全可再生能源消纳供给保障的配套机制，提升新能源消纳能力和整体经济性
1.有序推动可再生能源参与市场，保障新能源项目投资积极性。保障无补贴的新建项目的合理收益，对于2020年底后并网的集中式和分布式新能源项目，合理利用小时数内发电量“保量保价”收购，合理利用小时数外发电量参与市场结算。对于2020年底前建设的新能源项目，全部电量参与市场交易，合理利用小时内的实际上网电量继续享受财政补贴。2.落实可再生能源消纳责任，促进绿色能源消纳。落实市场主体的可再生能源消纳责任，完善可再生能源电力消纳责任相关机制，强化消纳责任权重的刚性约束，要求全部用户按照实际用电量的一定比例购买新能源电量获得绿证，或直接购买绿证，且绿证不再与补贴挂钩，同步实行消纳责任考核机制，对于未足额拥有绿证的用户，制定相应的罚金标准并严格实施，督促用户为新能源的绿色环境属性买单，凝聚全社会力量共同支持绿色发展。3.科学确定新能源市场化电量占比，通过“以用定发”倒逼市场主体提升调节能力。按照新能源保障性利用小时数，划分政府授权合约电量与市场电量的边界，小时数以外电量参与电力市场，市场定价；小时数以内电量由政府授权的国有售电公司收购，签订政府授权合约。或以可再生能源电力消纳责任权重确定市场化电量，满足用户侧购买新能源电量的需求，剩余新能源发电能力与签订保量保价的政府授权合约。现货运行的地区，每月月底前按照用户侧预测用电曲线确定次月政府授权合约曲线，结算时不再进行调整，偏差电量按照现货市场价格结算，倒逼各类市场主体同步投资灵活性资源对冲风险，提升系统调节能力。4.激发绿证市场活力，促进绿色环境价值体现。加快出台规范可再生能源绿色证书交易相关政策，完善绿色电力交易规则，提高绿色环境价值的交易流动性，增强国内绿证的国际公信力，满足用户参与国际市场、为绿色环境做贡献的需求，同时满足新能源企业差异化的需求，灵活选择参与绿证交易或绿电交易。5.构建绿电交易长效机制，扩大绿色电力主体范围。加快构建绿色电力交易长效机制，厘清绿色电力价格机制，绿电交易包括电能量价格、环境溢价，分别体现绿色电力的生产运营成本、环境属性价值，引导新能源主动参与市场获得收益，助力构建绿色环境价值体系。设计不同电源类型新能源参与绿电交易机制。针对集中式的补贴项目、平价项目、竞价项目，以及分布式新能源项目、扶贫项目、光热项目等不同类型，设计新能源参与绿电交易机制，保障项目的基本收益。光伏发电的出力特性与负荷特性不匹配，需要可控电源的深度调节能力予以抵消，但当前电力系统现有的调节能力已基本挖掘殆尽，需更大的调节能力以满足新能源消纳需求，依靠占比不断下降的常规电源以及有限的负荷侧调节能力难以满足日内消纳需求。下一步，一方面要应加快电力现货市场建设，通过市场化机制充分调动各类调节资源积极性，推动先进新能源技术应用分布式能源发展，避免分布式能源“隔墙售电”，探索的分布式能源接入系统实现“源网荷储”一体化参与市场，满足实时电力供需，保障光伏电源消纳。另一方面加快完善分时价格机制，落实用户可再生能源消纳责任，引导用户调整用能习惯和消费方式，提高电力系统的经济性和可靠性，促进新能源消纳。同步参与市场，促进分布式能源产业升级，提高能源转化效率。（华北电力大学经济与管理学院教授、博士生导师、能源互联网研究中心副主任）责任编辑：苏伟
关键词：
电力系统
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