电力现货市场发展中应逐步实现新能源报价竞争

当前，国际上正经历一场由传统能源供需失衡所引发的能源电力供应危机，特别是西欧国家，天然气供应短缺，价格高涨，直接对民生和经济造成较大冲击。同时，今年夏季北半球遭遇干旱和极端高温天气，表明气候变化对人类的威胁越来越紧迫。大力发展风光等新能源逐步替代化石能源，成为世界各国最直接有效地减少碳排放的战略选择。

我国新能源开发利用规模、科技创新能力和产业链供应链水平处于世界领先地位。根据预测，为实现“双碳”目标，近中期新能源并网规模将成倍增长。考虑到新能源的间歇性特点，必须构建新型电力系统，适应新能源比例持续升高的要求。近期新能源发展和并网出现了一些新情况新问题，亟待强化系统观念和创新思维，客观研判分析，提出全局性的解决方案。

新能源发展新形势新趋势

在“双碳”目标引领下，我国新能源保持迅猛发展。今年上半年，风电、光伏发电新增装机4382万千瓦，占电源新增总装机的63%；截至6月底，风电、光伏发电装机容量合计6.8亿千瓦，占电源总装机的27.8%。随着全球能源电力发展环境的持续演变，需要从国内外2个视角去看待我国能源转型和新能源发展。

一是在应对气候变化和地缘政治冲突的背景下，能源转型必须立足我国国情。我国煤炭资源丰富，保障能源供应自主可控、实现“双碳”目标，必须立足我国能源以煤为基础、国内供应为主的基本国情，充分汲取这一轮全球能源危机的教训，准确把握近中期碳达峰和远期碳中和的关系，先立后破，统筹协调发展和利用好各类能源，扎实有效地推进能源转型。

二是实现“双碳”目标面临一场全方位变革，必须将能源电力安全作为前提。实现“双碳”目标需要统筹处理好发展和减排、降碳和安全等多方面关系。能源转型的特征之一是低碳电气化水平持续提升，高比例新能源给电力系统带来的最大挑战是功率平衡风险问题。为此，如何保障电力供应安全是必须解决好的难题。

三是新能源是能源电力行业实现减排目标的重要依托，其开发规模速度可能超过预期。根据国际能源署《全球能源展望2021》相关研究，4种减排目标情景下，全球2050年可再生能源发电量占全部发电量的比重均达到60%及以上，风电光伏发电量占比达40%~70%。从我国电力发展路径看，我国水电、核电站址资源有限，开发规模进度周期长、总量比较稳定。相比之下，风光资源丰富，产业链优势突出，成本持续下降，可以释放更大的规模潜力。

四是推进新能源持续快速发展，需要各方协同发力。围绕新能源发展面临的突出问题，需要政府、上下游企业和用户加强交流、认清规律、凝聚共识，在实践中寻求对策、化解矛盾，推动新能源发展迈上新台阶。

新能源高质量发展需关注全局性

“十四五”是新能源发展关键期，从宏观层面上看，新能源高质量发展，主要体现在产业链供应链水平持续提高、全寿命周期内系统成本较低、总体布局结构优化等方面。

现阶段，建设新能源供给消纳体系仍面临一些挑战。

一是各级规划缺乏统筹。国家“十四五”可再生能源发展规划提出全国发展总目标和重大基地布局，但没有明确新能源分省装机规模、利用率等具体目标。根据初步调研，各省已发布（含征求意见）的新能源规划装机规模远超国家“十四五”规划目标。

二是电力保供风险持续上升。高峰负荷时段新能源出力不足，根据近年统计数据，用电负荷高峰时段新能源仅能按装机容量的5%~10%纳入电力平衡。2021年7月28日，东北电网负荷达到历史最大值的97%，风电最低出力仅3.4万千瓦，不足装机容量的0.1%。华北地区迎峰度夏期间（7~8月）风电出力“极热无风”特点明显。今年夏季全国大范围长时间高温天气，新能源保证出力不足和不稳定问题凸显。随着新能源电量渗透率提高，电力系统高峰时段功率平衡风险也在上升。

三是电力市场机制尚不完善，各类市场主体在收益上出现苦乐不均的现象。新能源具有低边际成本、高系统成本特征。当前以电量竞争为主的市场机制，不能实现系统调节成本的有效传导，难以合理补偿常规电源灵活性改造和电网建设等消纳成本，尤其是煤电仍然呈现多半亏损的局面。

四是金属矿产资源供应链安全面临挑战，断供风险始终存在。矿产资源是保障新能源产业发展的物质基础，我国铜、锂、钴、镍、铬和锰资源储量占全球比重均低于10%，目前主要依赖进口，需要从长计议研究制定对策。

新能源发展“量与率”协同分析

2018年以来，我国新能源发展采用“消纳决定发展规模”模式，较好实现了新能源“量与率”协同，新能源利用水平持续提高。新发展机制下，将年度并网规模分为保障性并网与市场化并网两类，保障性并网规模、市场化并网规模、利用率之间的相互关系交织，带来新能源“量与率”协同新难题。主要包括：新能源合理利用率目标尚未出台，各地保障性并网规模可能超预期。市场化并网项目管理办法缺失，市场化并网规模难以确定。发电企业如何配置储能以及如何有效承担可再生能源消纳责任难界定。

针对新能源“量与率”协同难题，建议由国家主管部门明确保障性和市场化并网规模确定原则，组织研究确定统一的保障性和市场化并网规模计算方法，各省开展实际计算，确保计算结果权威可对比。

初步提出政策落地实施设想：对于保障性规模，以满足国家规定的消纳责任权重目标和合理利用率目标为约束条件，通过迭代新能源装机，计算得到该省当年保障性并网规模。对于市场化规模，根据保障性并网规模分析新能源利用率水平，作为市场化并网规模分析的边界条件；考虑不同影响因素，分析市场化项目并网后的新能源实际利用率。可接受的利用率水平越低，市场化并网规模越大，年度并网规模也越大。典型省份测算案例表明，假设某省份按照新能源利用率95%控制，可安排新能源年度规模350万千瓦（对应市场化并网规模100万千瓦）；如果可接受新能源利用率降低至93%，新能源年度规模可达650万千瓦（对应市场化规模400万千瓦）。

多年来，能源行业似乎形成了一条不成文的规矩，新能源利用率不宜低于95%，政府主管部门每年分省公布风光利用率指标，电网公司为此付出了艰辛努力，也取得了明显成效。但随着新能源装机的快速增长，约束“量”和“率”的2个指标有失偏颇。应当创新思维，按照全寿命周期理念，测算全系统成本最低的新能源开发方案，弃风弃光量均可以折算成费用纳入系统成本，进行总体优化，只要利用率落在一个区间（比如90%~100%）即可，这样可以进一步扩大新能源开发并网规模，特别是西部北部资源优良的省份，合理测算确定分省利用率意义重大。

高比例新能源接入下电力供应保障分析

为应对新能源高占比给电力供应保障带来的挑战，一些国家在电力技术支撑能力、电网基础设施等方面进行了探索和实践，可为我国建设新能源供给消纳体系提供一定的参考。

高占比新能源接入要解决的难题主要包括：新能源具有天然的随机性、波动性和间歇性，在电力平衡中可用出力远低于常规电源；新能源时空特性明显，顶峰支撑能力不足，新能源约六成发电量集中在春秋两季，与负荷特性匹配度不高；我国抽水蓄能、燃气机组等灵活调节电源占比较低，负荷高峰保供应和负荷低谷保消纳“两难”矛盾日益突出；新能源高占比电力系统受极端天气影响大，近年来国际上因新能源导致的停电事故频发。

国外应对新能源高占比所引发问题的经验主要包括：建立电力供应安全评估监测机制，及时预警能源转型带来的电力供应安全风险；发挥常规电源兜底保障作用，通过大规模建设抽蓄电站及新型储能等手段，持续提升系统灵活调节能力等。

借鉴国外经验，结合我国国情，必须坚持电源的多元化发展路径，在大力发展新能源的同时，配置合理规模清洁煤电、核电等常规电源，发挥其紧急情况下的稳定容量支撑和保供兜底作用，以常规电源的容量确定性应对新能源出力的不确定性。加快煤电灵活性改造，加大抽水蓄能建设力度，推广应用规模化新型储能，充分挖掘需求侧资源潜力，持续增强系统调节能力，确保高峰期间在新能源出现最低出力概率情况下的功率平衡。

在电力现货市场发展中应逐步实现新能源报价竞争，一方面系统需尽可能消化新能源电量；另一方面利用新能源电量成本较低的优势，形成的市场价差用于补偿提供容量支撑和灵活调节的其他市场主体。这样有利于在新能源持续快速发展情况下，为保障电力供应安全探索出一条新路。

来源：中国电力新闻网

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