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北極星售電網訊:市場機制和配套政策相互協調、同步跟進
是解決深層次矛盾的根本途徑
2019年，我國新能源發電裝機總容量位居世界第一，新能源正由補充型電源逐步向主力型電源發展。同時，連續兩年，全國新能源消納形勢明顯好轉。數據顯示，2019年，我國風電、光伏發電總裝機攀升至4億千瓦，全國平均利用率再創新高。在各方的共同努力下，伴隨新能源快速發展過程中持續存在的消納問題也得到了有效改善。
（來源：微信公眾號」中國電力企業管理「 ID:zgdlqygl 作者：井然）
然而，我國新能源發展與消納仍然面臨矛盾與挑戰，國網能源研究院副院長蔣莉萍認為，目前，制約新能源發展的深層次原因，是隨著新能源的發展，電力市場上的各類主體的角色及利益格局發生了變化，但與此相對應的政策和機制未能得以及時的調整和完善。「發展風能、太陽能等新能源是推動國家能源轉型的重要路徑選擇，需要輔之以技術和政策機制兩方面的手段與措施。新能源消納的技術問題，電網公司及發電企業有能力去解決。但是利益格局調整的問題單靠任何一個企業都難以解決。」蔣莉萍進一步補充。
目前，高比例可再生能源併網以後，給電力系統運行帶來很多挑戰。新能源大規模併網，直流遠距離輸電規模持續增長，送受端常規機組被大量替代，電網形態及運行特性在發生較大變化，系統電力電子化特徵凸顯，確保安全穩定水平成為當前電力系統運行面臨的現實挑戰。「電力系統是一個有著百年發展歷史的最大的人造系統，對於技術性的難題，工程師終究是可以找到解決方案的。當然，會存在著時間上和經濟性方面的問題。」蔣莉萍強調。
從發展的角度來看，國網能源研究院企業戰略研究所所長馬莉指出，新能源發展存在以下深層矛盾與挑戰：一是新能源間歇性、不確定特點給電力系統運行帶來的壓力；二是新能源成本相對比較高，對整個電力系統運行的成本，或者說整個用戶購電和用電成本帶來較大挑戰；三是在未來經濟下行壓力加大的背景下，新能源如何有序和可持續發展。
隨著新能源補貼退坡時代的到來，電力體制改革推進給新能源企業帶來了怎樣的效益挑戰？馬莉認為，當前，新能源企業面臨的最直接的效益挑戰來自於新能源政策變化而非正在推進的電力市場機制建設工作。「對於新能源來講，至少在現階段，更多的是需要政策的支持，這是目前新能源企業面臨的一個最大的問題。」
記者在採訪中了解到，隨著國家補貼退出，新能源發電陸續邁入平價甚至低價時代，消納條件更將成為影響地方規劃、電網接入、企業投資新能源的關鍵要素。「對新能源企業而言，眼下的『平價時代』初期是一個比較艱難的階段，一方面政策支持力度明顯減弱，另一方面市場參與機制及相應的利益格局尚不明朗。下一步需要考慮的是市場機制怎麼去設計，以支持包括新能源企業在內的電力企業建立起可持續發展的商業模式，如何作為一個市場參與者去參與競爭。」蔣莉萍表示，「隨著電改的推進，電力市場化交易規模不斷擴大，可能進一步拉低火電平均上網電價，進而對平價新能源項目帶來更大的盈利壓力。」
優勢與效益掛鈎將催生傳統能源發展新態勢
近年來，我國區域電網峰谷差呈逐步擴大趨勢，電力負荷呈現明顯的時變特點，系統平衡的原則是調節常規電源出力跟蹤負荷變化，保持動態平衡。
由於風、光的資源特性，新能源出力存在隨機性和波動性。新能源高比例接入電力系統後，增加了系統調節的負擔，常規電源不僅要跟隨負荷變化，還需要平衡新能源的出力波動。新能源消納問題與系統調節能力密切相關。
在一定規模的電力系統中，系統調節能力主要由電源調節性能決定，與電源結構相關。不同類型電源的調峰深度有很大差異。以煤電機組為代表的傳統電源能夠滿足大電網運行離不開的電壓支撐、負荷跟隨、系統穩定等角色需要。我國電源結構以火電為主，電源總體調節性能主要取決於火電調峰深度和靈活調節電源比例。
蔣莉萍認為，將傳統能源參與調峰的優勢及系統價值與其應獲得的效益掛鈎，按照市場機制形成價格，為參與靈活性調度的傳統能源定價，就能增加傳統能源參與系統調節的積極性，從而更好地促進新能源消納。
對於電力輔助服務市場來說，從2015年開始，各地方逐步調整輔助服務機制，西北地區提高服務補償標準；東北地區建立市場化報價機制，使得火電、水電等傳統能源參與調峰調頻的意願強化；福建、安徽、山東、新疆等多個區域啟動調峰輔助服務的市場化運作；山西、廣東等多個區域啟動調頻市場化改革。但是整體來說機制還是不夠完善。
「當前正處於電力市場機制建設的關鍵時期，我們在市場建設理念上必須要有所轉變。比如，未來的輔助服務市場機制等非能量市場的設計不應該是基於目前業內比較廣泛使用的『補償』的概念，而應該是為系統運行所需要的靈活性單獨定價的概念，亦即，把電力產品依據其對於安全穩定供電要求的貢獻進行細分，對市場主體（包括電源及負荷）為系統安全穩定運行提供的服務（電力調度所需要的靈活性）進行定價，為這樣的一些產品去定價的機制。未來的電力市場在做設計的時候，一定不是去做補償，而是去定價。」馬莉進一步強調。
如何破解可再生能源與煤電發展規劃「糾纏」難題
2020年是「十四五」規劃的謀篇布局之年，記者發現，在各個領域關於「十四五」的討論中，都沒有電力「十四五」中可再生能源和傳統能源的討論激烈。「十四五」可再生能源大發展是行業的首要共識，但是要不要繼續上煤電、上多少煤電，成為了「十四五」可再生能源規劃相關討論甚至爭論的主題之一。為什麼可再生能源的規劃會與煤電的發展規劃「糾纏」如此之深？
馬莉告訴記者，以往的電力規劃，大概念上講，傳統電源規劃總量制定的類似於上限，而可再生能源規劃制定的是發展的下限，但在區域布局和發展速度上，可再生能源規劃和傳統電源規劃之間的統籌考慮比較欠缺。「可再生能源與煤電發展肯定是需要協調規劃的，並且在電力規劃編制過程中，需要充分考慮電力市場化的因素。」馬莉表示。
記者了解到，電力市場化可以最有效率地為可再生能源尋找到性價比最高的調節服務，也可以為用戶尋求到性價比最好的電能。其實按照市場化配置資源的要求進行規劃，才是真正發揮市場配置資源為主作用的重要途徑。
「在電力規划過程中，要考慮市場化因素，尤其是市場化電價因素對行業發展、電能價格、系統運行等一系列影響，在電力市場化的背景下制定規劃，同時需要考慮用戶側電價的承受能力。」馬莉說，「我國清潔能源資源與負荷的分布特點決定了需要在全國範圍內配置資源，統籌消納空間，發揮不同地區間資源互補和跨時空調劑的作用。」
在談及「十四五」規劃政府和企業需要扮演的角色時，蔣莉萍表示，政府需要做的是從國家層面出發統籌做一些安排，協調支持有關項目的建設，至於該建什麼項目、怎麼建以及什麼時候上馬等商務方面的安排，應該由企業自己去決策。「每個企業或者說投資者在做投資決策的時候，必須對未來的電力需求情況、市場格局、政策訴求等做出自己的判斷，需要真正地向市場化的方向發展。」蔣莉萍表示。
經濟性是「十四五」能源電力規劃的重要考慮
傳統的規劃制度是與價格制度和運行制度緊密捆綁的，規劃制度以項目核准為依託手段，根據經濟發展的預測，計算各地區電力電量的平衡情況。電價管理部門直接使用規劃管理部門項目核准時使用的利用小時數，作為核定發電機組回收投資、獲得投資收益所需電價水平的依據。由於電價管理部門會依靠行業通行的成本考慮最終電價，所以傳統規劃並不考慮，至少沒有精確考慮電價水平的問題。
記者在採訪中獲悉，並非傳統規劃不考慮經濟性，而是經濟性的因素在「十四五」發生了變化。隨著國內電力市場化改革的快速推進，「十四五」的可再生能源規劃和消納必須考慮經濟性的測算。首先是因為普遍被關注的可再生能源補貼總額快速上漲帶來的用戶側電價上漲壓力；其次是以電量生存的可再生能源需要以容量方式生存的煤電作為調節電源，總生產成本將有所上升；再者，可再生能源消耗的輔助服務費用最終會傳導到用戶，用戶電費將在其他邊界條件不變的情況下有所增加。
「十三五」期間，國內電力行業並沒做好可再生能源穿透率快速提高的準備，業內大部分專家將煤電等可調節電源面臨的困難主要歸咎於利用小時數下降和市場化交易電價下降。其實，「十四五」煤電等可調節機組的利用小時和國外可再生能源發展較快的國家一樣，不但不會回到計劃核價的5000小時以上，反而會進一步快速下降，甚至可能達到3000小時左右。但是由於可再生能源與生俱來的運行特性，造成煤電等可調節電源雖然利用小時快速下降，但不意味著煤電等可調節電源的存量（容量）會出現快速下降，反而意味著煤電等可調節電源在利用小時快速下降的同時，要加強改造，提高機組的健康程度，為可再生能源提供快速爬坡和容量備用服務。既然可再生能源不能離開煤電等可調節機組，單獨為電力用戶供電，自然電力用戶要支付的成本就會上升。
同時，煤電等可調節機組未來獲取收益的主要渠道包括容量電費和其提供的輔助服務費用，既不應該由煤電等可調節機組無償提供，也不應該由可再生能源承擔，應當由電力用戶承擔，這才是真正的受益者承擔機制。
馬莉告訴記者，以往電力規劃中對經濟性的考量和關注，主要還是基於對電源和電網發展成本及變化的分析。「未來的基於大比例可再生能源的電力系統發展，涉及多種可選擇的技術組合，所以用戶承受力也將作為經濟性分析的一個重要視角。在制定『十四五』規劃的時候，需要對整個能源格局和發展的可能性做充分的考慮，然後對在不同可能性下的經濟性問題進行客觀的評估，規劃其實是應該有目標或者說邊界條件的。」馬莉表示。
機制完善是可再生能源參與市場交易的保障
作為我國能源轉型的重要組成部分和未來電力的主力提供者，新能源在電力改革中扮演了重要角色。新能源如何更好地參與市場交易，實現環保、消納和經濟收益的多方共贏，成為了新的關注焦點。
馬莉認為，新能源更好地參與電力市場交易，其實是為了更好地促進新能源的發展，首先政策要到位。
目前，新能源市場化機制不健全，需要進一步研究保障消納和市場化消納銜接的問題，省間對新能源消納的壁壘依然存在，需要進一步的破除。此外，現貨市場的建設，有利於發揮區域經濟能源互補特點，解決新能源消納問題。
記者了解到，西北地區作為我國風、光儲量富裕地區，在新能源消納和市場化運作方面，積攢了豐富經驗。西北電網的特點是面積大、電壓等級高，並且省間聯繫緊密、區域統一運行、各省特性不同、全網互補性強。其中特高壓網絡的不斷建設，讓更多的清潔能源從西部源源不斷地輸送到東部。相對於省級市場，區域市場有利於削弱打破省間壁壘，發揮資源優化配置潛力，通過市場化手段進一步促進西北地區乃至全國的電力市場改革工作。
據了解，西北跨省輔助服務市場從2018年12月開始試運行，共享儲能在試點工作中發揮了重要作用。隨著輔助服務市場的推進，儲能電站利用率有很大的提高，既帶來了儲能項目的收益，也有利於更大範圍內促進新能源的消納，特別是有利於形成獨立輔助服務提供商的身份，為下一步參與更多輔助服務品種打下基礎。
加快推進市場化改革，是提升新能源消納能力的長效機制。在持續開展好深挖電源側調峰潛力、完善電網基礎設施、加強需求側管理、促進源網荷互動等工作的同時，加快推進市場化改革，加快推進電力輔助服務市場、推進現貨市場試點建設和市場化交易，完善市場規則設計，使新能源發電邊際成本低的經濟價值和綠色優勢，在電量與容量等市場競爭中逐步顯現。
馬莉指出，需要逐步建立完善現貨市場和輔助服務市場來促進新能源的消納。據悉，現貨市場主要開展日前、日內、實時的電能量交易，現貨市場產生的價格信號可以為資源優化配置、規劃投資、中長期電力交易、電力金融市場提供一個有效的量化參考依據。在現貨市場作用下，新能源通過低邊際成本自動實現優先調度，同時通過現貨市場的價格信號引導發電主動調峰，優化統籌全網調節資源，有效促進新能源消納。
「進一步加快現貨市場的試運行與建設工作，構建全國性電力市場體系，在具體市場機制設計中，充分考慮新能源發電的波動性、不確定性、邊際成本等特點，調動各類型尤其是靈活性較高的電源投資積極性，充分調動靈活性資源的潛力。」馬莉表示。
市場化、「去壁壘」已經成為電力交易市場改革的關鍵詞。在電力市場改革漸入佳境之時，也存在著批發市場側的協同、大範圍優化資源配置能力需要提升、新能源消納以及如何參與市場交易等問題有待解決。「從市場角度來說，首先要逐步建立完善的市場機制，從中長期到現貨再到輔助服務，建立一個完整的電力市場體系。此外，對於參與市場交易的新能源來說，如何提高新能源預測精度也是促進其更好參與交易的關鍵所在。」馬莉說。
構建長期有效的可再生能源發展路徑
能源的發展史，其實就是人們不斷變換、組合和優化資源並尋求最大化使用資源的過程。能源由汙染到清潔、由高碳到低碳的變革是一個長期的、融合漸變和突變的過程，涉及多類技術、多種產業和多類不同主體，是一個複雜的系統演化過程。
近年來，我國清潔可再生能源持續增長，清潔低碳、安全高效的能源體系正加快構建，推動能源綠色發展已經成為生態文明建設的重要內容，成為新時代能源發展的主題。
如何構建長期有效的可再生能源發展路徑？
第一，要從戰略層面上進行統籌規劃。必須更加重視對可再生能源發展規律的整體認識和把握，更加重視對市場、技術、消費者等各種驅動因素及驅動機理的深入研究。在此基礎上，明確可再生能源發展的國家戰略，合理規劃可再生能源發展的地區布局和系統結構。
第二，設計更加穩健有效的政策。當前，可再生能源發展呈現出多主體複雜動態博弈的特徵，可再生能源的邊際社會效益逐漸降低，激勵政策實施的成本壓力越來越大，政策投資的資源配置效率問題日益突出，政策的槓桿作用也在逐步削弱。亟需有關部門從不同主體的內在需求出發，深入探討其決策動機、決策行為及其影響，在此基礎上，綜合各主體的利益訴求，完善利益分配機制，設計更加有效穩健的政策。
第三，要增強政策的普適性與差異性。一些地方由於產業結構、消費結構的差異，在可再生能源發展道路選擇上同樣也呈現多樣化。當前，亟需研究政策的普適性與差異性，確定好長期戰略性引導政策，在此基礎上，立足國情、省情、區情，從資源稟賦、經濟結構、環境狀況等方面制定更加有針對性和靈活有效的政策。
近年來，可再生能源跨越式發展已經成為我國能源領域最耀眼的亮點。在這場應對氣候變化與加速能源轉型的過程中，我國作為「可再生能源第一大國」的綠色新名片也越來越亮。加快全球能源轉型，實現綠色低碳發展，已然成為當今國際社會的共同使命。我國長期以來找準戰略定位，完善支持政策，提供財政激勵，鞏固投融資機制，注重研發、資本、市場、產品多要素的整合，為世界可再生能源發展貢獻了「中國智慧」。
本文刊載於《中國電力企業管理》2020年3期，作者系本刊記者
原標題:新電改，五年！|加快推進市場化改革促進新能源可持續經濟發展
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