面向新型電力系統(tǒng)的江蘇省電力市場發(fā)展路徑研究

牛文娟，吳晨，薛貴元，楊穎，王蓓蓓，黃俊輝

(1.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，江蘇 南京 210008；2.東南大學，江蘇 南京 210096)

《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)的正式頒布，標志著我國有序開展新一輪電力市場改革[1-2]。有序放開發(fā)用電計劃是電力市場改革有效推進的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，在保證安全可靠供電的前提下，發(fā)電側(cè)如何保障可再生能源供電，靈活調(diào)節(jié)電源優(yōu)先上網(wǎng)，從計劃驅(qū)動為主平穩(wěn)過渡到市場驅(qū)動為主，實現(xiàn)電力電量平衡，促進高效供電、節(jié)能減排，是當下值得討論的問題。

目前，煤電作為主體參與中長期交易是各省區(qū)電力市場交易的主要形式[3]，然而，由于煤價上漲，新能源快速發(fā)展，電力需求增速趨緩等，燃煤電廠生存艱難，經(jīng)營負擔重。為爭取實現(xiàn)“雙碳”目標[4]，亟需加速電力行業(yè)能源結(jié)構(gòu)向清潔低碳、安全高效轉(zhuǎn)型，因此，氣電、核電、風電、光伏、儲能以及區(qū)外來電等多類型電源共同參與市場的呼聲越來越高[5-7]。不同類型電源運行特性、價格特點各不相同，進而其市場競爭力不同；如何合理設計市場機制，為不同類型電源找到合理的機制“平衡點”，是多種類型電源共同參與下的電力市場機制設計的核心問題。

我國電力市場建設可參考國外一些完善電力市場的先進經(jīng)驗。德國電力市場在2012年前采取固定上網(wǎng)電價機制全額消納新能源，2012年后采用溢價補貼機制允許新能源與煤電等其他電源同等參與市場競爭，緩解補貼壓力，降低用戶端用電成本[8-9]；美國PJM電力市場中，各類電源同等直接報量報價參與市場競爭，且通過輔助服務市場及偏差考核等方式激勵各機組響應系統(tǒng)指令調(diào)整出力，采用可再生能源配額制保障新能源企業(yè)收益[10]。對于國內(nèi)電力市場，在廣東現(xiàn)貨市場中，煤電機組、燃氣機組參與全電量競價，核電、新能源、抽蓄、水電以及區(qū)外來電根據(jù)計劃生產(chǎn)供電，不參與市場交易[11]；山西電力現(xiàn)貨市場中，所有煤電機組和新能源機組都進入市場，實行“全電量優(yōu)化、新能源優(yōu)先”模式，新能源采用報量不報價進行市場交易，保障其以低邊際成本優(yōu)先消納[12]。

從市場交易機制本身來說，并沒有明確約定參與市場的不同類型電源。為實現(xiàn)資源高效優(yōu)化配置，促進生產(chǎn)側(cè)清潔替代，本文從構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)及應對措施出發(fā)，結(jié)合不同類型電源運行特性、價格差異，對比分析不同類型電源參與各類市場的優(yōu)劣勢，并結(jié)合江蘇電力體制改革實際情況，提出江蘇分階段發(fā)展路徑，最后針對未來新型電力系統(tǒng)進行遠景展望并提出過渡階段建議。

1 新型電力系統(tǒng)發(fā)展挑戰(zhàn)及應對措施

電力將從過去的二次能源轉(zhuǎn)變?yōu)槠渌袠I(yè)事實上的基礎(chǔ)能源，電網(wǎng)成為能源供應、消費、傳輸轉(zhuǎn)換的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，需要支撐高比例清潔能源的消納，支撐、保障多種終端用能需求，形成可支撐多種能源品種交叉轉(zhuǎn)換的能源互聯(lián)網(wǎng)平臺。

1.1 新型電力系統(tǒng)的特征

以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是清潔低碳、安全可靠高效的現(xiàn)代能源體系建設的核心組成部分[13-17]，實現(xiàn)包括多元化電源、智能電網(wǎng)、可靈活調(diào)節(jié)的用電負荷，以及儲能裝置的各環(huán)節(jié)協(xié)調(diào)聯(lián)動，關(guān)聯(lián)多利益主體，統(tǒng)籌各類電源規(guī)劃、設計、建設、運營，進而提升電力發(fā)展質(zhì)量與效益，促進系統(tǒng)全面發(fā)展。新型電力系統(tǒng)有如下主要特征：

a)互聯(lián)互通。新型電力系統(tǒng)是各行各業(yè)統(tǒng)籌互聯(lián)的智能系統(tǒng)[18]。不同于傳統(tǒng)能源電力架構(gòu)，新型電力系統(tǒng)深度融合數(shù)字與物理系統(tǒng)、通信與電力技術(shù)[19-21]，以信息流引領(lǐng)能源流、碳排放流、資金流以及人類行為流[22-23]，通過數(shù)字平臺構(gòu)建，基于海量數(shù)據(jù)信息，優(yōu)化能源組成結(jié)構(gòu)，根據(jù)各區(qū)域資源稟賦實現(xiàn)各類能源的合理高效利用。

b)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)互動。在未來新型電力系統(tǒng)的建設藍圖中，必定以電網(wǎng)為樞紐平臺，多類型能源互補轉(zhuǎn)化，有效實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)互動的平衡[24-25]。為多形式電網(wǎng)協(xié)同發(fā)展、多元化用戶雙向互動、高比例新能源并網(wǎng)消納提供可靠支撐[26-27]，以及為高比例電氣化的隨機性、波動性、強不確定性等問題提供有效解決方案，實現(xiàn)電力系統(tǒng)全面可觀、精確可測、高度可控[28-29]。

c)多級聯(lián)合靈活防御。新型電力系統(tǒng)力爭打造高彈性電網(wǎng)，靈敏感知人為破壞或自然災害等不可控情況，并快速應變處理，構(gòu)建系統(tǒng)協(xié)同、各省區(qū)互助、多層級聯(lián)合、因地制宜、智能決策處理的調(diào)控體系，保障系統(tǒng)對極端事件發(fā)生的迅速反應和及時恢復[30-31]。

1.2 建設新型電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)及應對措施

對于以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，高比例新能源電量場景需要數(shù)倍于負荷的新能源裝機容量，隨之而來的問題包括新能源出力波動大、功率平滑及運行調(diào)控難度極大，其強不確定性、弱支撐力給電網(wǎng)規(guī)劃設計、生產(chǎn)運行帶來極大挑戰(zhàn)。一方面，新能源連續(xù)發(fā)電能力不足，導致系統(tǒng)性缺電，長期供電可靠性難以保障；另一方面，新能源發(fā)電的波動性要求電力系統(tǒng)具備更多的靈活性資源，靈活性挑戰(zhàn)艱巨。在短周期(日以內(nèi))時間尺度內(nèi)，為了保證發(fā)電與用電的實時平衡，需要由其他具備調(diào)節(jié)能力的靈活性資源承擔新能源波動。與歐美國家相比，我國電力系統(tǒng)特別是電源側(cè)的靈活調(diào)節(jié)能力嚴重偏低，難以支撐以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)發(fā)展，未來需要重點發(fā)展火電靈活性改造、抽水蓄能、電化學儲能等以提供系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力。

上述問題是實現(xiàn)安全、經(jīng)濟、環(huán)境3方面需求協(xié)調(diào)優(yōu)化的主要障礙，需要從平衡調(diào)控機制、電價市場機制、政策法規(guī)機制等方面尋求解決方案。

a)對于系統(tǒng)平衡調(diào)控，構(gòu)建智慧安全的綜合能源系統(tǒng)，提升可靈活調(diào)節(jié)電源比重，構(gòu)建可中斷、可調(diào)節(jié)的多元負荷資源，支撐供需雙側(cè)動態(tài)匹配，提升系統(tǒng)的靈活性。

b)對于市場機制完善，加快構(gòu)建促進新能源消納的市場機制，在機制設計時考慮新能源與常規(guī)電源的配合機制，協(xié)調(diào)多市場主體之間的利益關(guān)系。高比例新能源并網(wǎng)，還增加了系統(tǒng)對調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務的需求：①需要建設容量市場鼓勵常規(guī)電源承擔輔助服務，提高靈活調(diào)節(jié)電源的財務生存能力；②研究考慮新能源接入的輔助服務需求計算方法，合理界定新能源應該承擔的輔助服務義務，并在規(guī)劃設計階段加以考慮。

c)對于政策法規(guī)機制完善，建立促進高比例新能源發(fā)展的保障機制，形成長效的激勵機制。一方面利用電力的商品屬性，通過市場化手段釋放綜合能源系統(tǒng)中各環(huán)節(jié)的靈活調(diào)節(jié)能力；另一方面，建設足夠多的可靠電源保障安全底線。

構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)要經(jīng)歷動態(tài)逐步完善和趨穩(wěn)的長周期過程，多類電源聯(lián)合參與市場研究是基礎(chǔ)性和關(guān)鍵性支撐技術(shù)之一。在清晰解讀政策的基礎(chǔ)上，研究突破可再生能源發(fā)電的技術(shù)制約，平抑可再生能源發(fā)電與消費側(cè)用電的偏差，設計合理的多類電源參與市場機制，充分調(diào)動各市場主體參與積極性，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置，安全可靠高效供電。

2 江蘇電力市場發(fā)展實施路徑研究

為落實“雙碳”戰(zhàn)略部署，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)跨越升級，新能源將成為裝機、電量主體。煤電仍需繼續(xù)為安全可靠供電保駕護航[32-33]。燃氣機組啟停快、靈活性高、負荷適應性強，是提高系統(tǒng)運行質(zhì)量的有效手段之一。儲能可有效解決高比例可再生能源導致的電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力不足、頻率穩(wěn)定難度上升等問題，具有能量有限、快速響應等物理特性，其參與市場交易的機制也應有其特殊性。區(qū)外來電有助于各區(qū)域合作提質(zhì)升級，化解供需矛盾，為能源電力結(jié)構(gòu)綠色轉(zhuǎn)型注入強勁動力。因此，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，豐富市場組織形式，需綜合考慮不同類型電源參與市場的優(yōu)劣勢，平衡多種類型電源參與市場的機制，平抑新能源發(fā)電與市場用電的差額，以實現(xiàn)各類電源協(xié)調(diào)共存。

2.1 各類電源差異分析

當電力充裕度高時，電能具有的商品屬性逐漸顯現(xiàn)。作為商品，各類電源所發(fā)電量都具有同質(zhì)性，然而縱觀電力系統(tǒng)生產(chǎn)運營，不同類型電源在容量、調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡等方面所提供的輔助服務質(zhì)量見表1[34-36]，不同類型電源提供輔助服務支撐能力對比參考值見表2。

表1 不同類型電源提供輔助服務支撐能力對比Tab.1 Comparisons of different types of power resources to provide auxiliary service support capabilities

表2 不同類型電源提供輔助服務支撐能力對比參考值Tab.2 Comparative reference values of different types of power resources to provide auxiliary service support capabilities

根據(jù)表2的參考值，總結(jié)對比得到表1中各類電源提供的輔助服務支撐能力。以負荷高峰時期容量支撐能力為例，煤電、氣電、核電供電可靠性高，在負荷高峰期提供優(yōu)質(zhì)容量支撐能力更強；區(qū)外電源大量接入可能導致系統(tǒng)安全穩(wěn)定性變差，不確定性問題較多，因此其在負荷高峰時期提供優(yōu)質(zhì)容量支撐能力中等；風電、光伏的供電能力易受季候、溫度、濕度等自然條件影響，儲能單位建設成本較高，電量存儲有限，因此其在負荷高峰期進行可靠容量支撐能力較弱。

不同類型電源運行特性、價格特性各異[37]，電能價值優(yōu)勢有所差異，進而其市場競爭力不同，因此，需為不同類型電源匹配相應的發(fā)展空間，從而促進市場良性高效發(fā)展。

2.2 不同電力市場模式分析

a)電能量市場。以“中長期+日前+實時”為主的電能量市場模式，從時間尺度上將電能交易劃分為中長期交易和日前、實時的現(xiàn)貨交易，利用不同類型電源預測精確性、邊際成本差異，實現(xiàn)多類電源互補。

根據(jù)表3的參考值，總結(jié)得到表4中的不同時間尺度電能服務：在中長期市場中，煤電、氣電、核電、區(qū)外來電出力預測精確性高[35]，風光電源出力受環(huán)境影響出力預測精確度低，因此，在中長期市場中，煤電、氣電、核電、區(qū)外來電更具優(yōu)勢；在現(xiàn)貨市場中，風光的邊際成本更低，則其在現(xiàn)貨市場中更具競爭性。

表3 不同時間尺度電能服務對比參考值Tab.3 Comparative reference values of electric energy services at different time scales

表4 不同時間尺度電能服務對比Tab.4 Comparisons of electric energy services at different time scales

b)輔助服務市場。未來電力市場存在大量可再生能源發(fā)電裝置，因此需要提供大量的輔助服務，在故障發(fā)生后瞬間使系統(tǒng)達到平衡，且通常只占用成本的一小部分。未來輔助服務市場將完全采用市場競價方式進行輔助服務交易，從一定意義上來說，競爭不僅可以降低購買輔助服務的成本，還可以激勵發(fā)電企業(yè)進行節(jié)能提效、降低企業(yè)成本。

由表1可知，煤電、氣電在提供輔助服務方面更具優(yōu)勢，儲能與新能源發(fā)電的互補性使得應鼓勵儲能納入輔助服務市場。在系統(tǒng)實際運行中，應引導具備調(diào)節(jié)能力的煤電機組、燃氣機組、儲能主動提供輔助服務，保障系統(tǒng)電力安全供應。

c)容量市場。在未來新型電力系統(tǒng)中，零邊際成本波動性的可再生能源滲透率顯著提升，在降低批發(fā)價格的同時導致貨幣流失問題更加嚴重，并且增加了供需兩側(cè)靈活性服務的需求。單一電能量市場無法激勵充足的發(fā)電投資，因此為確保資源充裕性，需要在未來實施容量機制，旨在新能源滲透率提高時，仍能確保系統(tǒng)的可靠性。容量機制旨在激勵充足的容量投資或預防發(fā)電容量的經(jīng)濟性退役，以確保容量充裕性。容量需求水平通常為滿足可靠性要求所需的備用裕度。確定容量需求過程中，需要確定承擔可靠性成本的主體。容量本質(zhì)上是可供選擇的供電能力，因此在特定市場條件下，發(fā)電設備可提供的容量可能與其實際供電量有差異。一個電廠的容量等于其自身能夠?qū)崿F(xiàn)的備用裕度。

在新型電力系統(tǒng)中，一方面，維持電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行所需的轉(zhuǎn)動慣量還需要依靠傳統(tǒng)煤電機組提供，另一方面，新能源出力的波動性和隨機性，需要常規(guī)機組提供的調(diào)節(jié)能力來保障電網(wǎng)平衡。表5總結(jié)了各類電源參與容量市場的競爭性[38]：燃氣機組實際運行時間很少，但易于調(diào)度，可用性較高；相比之下，即使一些風電機組、光伏陣列有較高的負荷系數(shù)，但在峰值負荷或系統(tǒng)容量稀缺時段，僅有少部分發(fā)電能夠?qū)崿F(xiàn)可靠供電，因此風電機組、光伏陣列可用性相對較低。綜上，容量可信度高、負荷支撐能力強的天然氣等靈活供電資源在容量市場更具競爭優(yōu)勢。

表5 容量市場中不同類型電源競爭性對比Tab.5 Competitive comparisons of different types of power supplies in the capacity market

2.3 江蘇省能源結(jié)構(gòu)及計劃放開現(xiàn)狀

江蘇省作為能源消費大省、資源小省，2019年碳排放總量約達7.1×109t，電力系統(tǒng)碳排放約3.36×109t。江蘇省省能源結(jié)構(gòu)中，煤炭占比高達54.4%，石油、天然氣分別占11.3%、17.1%，其能源供給結(jié)構(gòu)如圖1所示。江蘇省能源資源分布呈現(xiàn)以海上、蘇北為主，且資源配置受跨江能力制約。近10年，煤電占比降低18.1%，光伏發(fā)電占比提高11.7%，風電占比提高10.3%，雖然新能源正在加速替代化石能源，但化石能源發(fā)電仍是江蘇省供電主力，江蘇省在“雙碳”目標下實現(xiàn)能源低碳轉(zhuǎn)型將面臨更大的壓力。因此基于江蘇省電網(wǎng)實際情況進行各類電源參與市場機制設計，具有一定的現(xiàn)實意義。

圖1 江蘇省能源結(jié)構(gòu)Fig.1 Energy structure in Jiangsu province

江蘇省正在逐步推進發(fā)電計劃的市場化進程，放開步驟如下：

第一階段(2017—2019年)：放開競爭性環(huán)節(jié)電量30%～80%，交易電量規(guī)模達到(1.3～3.0)×1012kWh。參與交易的300 MW及以上燃煤機組平均市場化電量占比達到40%～80%；核電機組市場化電量占比達到20%～50%；提高山西陽城電廠、皖電東送、錦蘇特高壓等區(qū)外來電的市場化電量比重，其中山西陽城電廠、皖電東送電量的市場化水平逐步與省內(nèi)同類燃煤機組接軌。

第二階段(2020年)：取消競爭性環(huán)節(jié)發(fā)電計劃，推動優(yōu)先發(fā)電計劃逐步市場化。放開135 MW及以上燃煤機組全部發(fā)電量計劃；核電機組市場化電量占比達到60%；跨省跨區(qū)送電中的市場化交易電量達到5×1010kWh[39]。

第三階段(2021年至今)：有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，煤電市場化電量達到100%；核電機組市場化電量占比達到70%；跨省跨區(qū)送市場化交易電量達到2.2×1011kWh。

現(xiàn)階段，江蘇省已放開居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)以外的所有用電量[40]，因此，亟需完善輔助服務機制，逐步縮小優(yōu)先發(fā)電權(quán)的范圍，建立燃氣機組、可再生能源發(fā)電參與市場交易的機制，滿足用電計劃放開的需求。

2.4 多市場種類、多市場主體及多能源市場發(fā)展策略

結(jié)合江蘇省電力市場實際情況，本文提出了市場種類多元化、參與主體多元化、多能源市場銜接的發(fā)展策略。

2.4.1 市場種類多元化發(fā)展

在完善多類電源參與江蘇省中長期市場的基礎(chǔ)上，逐步引入現(xiàn)貨市場，最后考慮實時市場建設，同步規(guī)范建設輔助服務市場，如圖2所示。

a)中長期市場?，F(xiàn)階段，通過雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌等方式，有序規(guī)范開展江蘇省中長期交易。中長期市場的核心在于落實市場用戶與非市場用戶的分類用電需求，由于煤電、氣電、核電預測精確度高、供電可靠，因此在中長期市場中開展電網(wǎng)公司、售電公司、大用戶等市場用戶與煤電、氣電、核電企業(yè)的年度、月度、月內(nèi)電量交易。對于跨省跨區(qū)市場，接受新能源與煤電以“點對網(wǎng)”“網(wǎng)對網(wǎng)”以及發(fā)電權(quán)交易的形式打捆外送。對于非市場用戶所對應的用電量，按照節(jié)能減排的原則進行分配。

b)日前市場。隨著中長期市場的逐步完善，可引入日前市場。由于風電、光伏發(fā)電邊際成本低，競爭性強，因此風光新能源發(fā)電企業(yè)按照電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則參與現(xiàn)貨交易，申報日前新能源發(fā)電出力曲線，以保量不保價的方式作為價格接受者參與日前市場，保障優(yōu)先出清。

c)實時市場。最后考慮開展公平、開放、競爭、有序的實時市場建設，引導煤電、氣電、風電、光伏、儲能發(fā)電企業(yè)按需參與系統(tǒng)調(diào)整，申報實時發(fā)電出力曲線，通過排序進行拍板成交，且按雙方報價均值交易，實時滾動出清，保證最終電量平衡。

d)輔助服務市場。輔助服務促進系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提升，是未來新型電力系統(tǒng)構(gòu)建的有效保障。目前，輔助服務市場中主要提供深度調(diào)峰服務。江蘇省現(xiàn)按實際需求進行輔助服務調(diào)用，由政府部門定價，未來可參考其他試點地區(qū)經(jīng)驗，以集中競價、邊際出清、統(tǒng)一價格、共同分攤的方式規(guī)范開展輔助服務交易。

圖2 江蘇省多類電源參與市場機制Fig.2 Jiangsu's multi-type power supplies participate in the market mechanism

實施靈活性改造后的煤電機組是經(jīng)濟性最高、可靠性極強的調(diào)峰電源，因此煤電在輔助服務市場中競爭性優(yōu)越，可平衡新能源出力不均的特性。燃氣機組啟?？?，運行靈活，是調(diào)節(jié)性能優(yōu)良的電源，在輔助服務市場中競爭性也較好。由于新能源的不確定性及波動性問題，其暫時無法參與輔助服務市場，儲能裝置與新能源發(fā)電特性具有互補性，且江蘇省儲能電站發(fā)展勢頭良好，因此儲能提供輔助服務具有較大的優(yōu)勢。為避免個別地區(qū)“窩電、缺電”并存等問題，同時積極開展跨省跨區(qū)輔助服務交易，提高電力資源跨省優(yōu)化利用水平，并提高系統(tǒng)整體調(diào)節(jié)能力。

2.4.2 市場參與主體多元化發(fā)展

培育多元化主體，鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶積極參與電力市場交易，形成多買方、多賣方的競爭局勢，增強市場活性。

對于發(fā)電企業(yè)，現(xiàn)已全部放開燃煤機組發(fā)電量計劃[40]，逐步全面放開核電機組計劃電量，燃氣機組市場化電量占比逐步放開至70%以上，擴大山西陽城、皖電東送等區(qū)外電源的市場化份額，進一步適時允許可再生能源等優(yōu)先發(fā)電部分參與市場化交易[41]。

對于電力用戶及售電公司，降低參與直接交易的工商業(yè)用戶對應的電壓等級，即10 kV及以上用電電壓等級的工商業(yè)用戶可直接參與市場交易；對于電壓等級超過35 kV的大用戶，可選擇與發(fā)電企業(yè)直接洽談交易或交由售電公司全權(quán)代理，其他用戶只能通過售電公司代理參與市場。大用戶、售電公司的年度交易電量可逐步放開至年測算用電量的70%及以上。電力用戶還可以積極參與需求響應，主動削減尖峰負荷，緩減供需不平衡的矛盾。大用戶、負荷集成商等簽訂的需求響應協(xié)議中約定的電力負荷削減量應為當年預計響應指標的150%及以上；1日內(nèi)需求響應不大于2次，累計時長不多于120 min，最終響應情況按照電網(wǎng)實際需求確定。

2.4.3 多能源市場銜接發(fā)展

a)碳市場。深化碳市場和電力市場的耦合，建設電碳綜合市場，按照邊際成本由低到高的順序?qū)嵤╇娏灰渍{(diào)度，實現(xiàn)碳減排、能源轉(zhuǎn)型協(xié)同推進。

對于發(fā)電企業(yè)，要明確企業(yè)內(nèi)部的碳排放管理機制，進行碳盤查，加速節(jié)能減排技術(shù)研究，利用碳金融手段盤活碳資產(chǎn)，實現(xiàn)收益。火電等控排企業(yè)實際排放量超過配額時可以從市場買入配額或者國家核證自愿減排量，而清潔可再生能源企業(yè)可以通過出售自愿減排量的方式獲利。發(fā)電成本與碳排放成本共同形成電碳產(chǎn)品價格，通過價格動態(tài)調(diào)整不斷提升清潔能源市場競爭力，促進清潔替代。

對于電網(wǎng)公司，積極促進可再生能源的消納工作，進而促進發(fā)電側(cè)減排；完善線路損耗的管理機制，深挖輸配電過程中的減排潛力；實施電能替代項目、需求側(cè)管理等，鼓勵用戶端共同擔起減排重任。

對于售電公司，碳交易未來可成為其一項重要的增值業(yè)務，增加用戶粘性。售電公司可為所代理的大小企業(yè)進行碳資產(chǎn)管理，深入碳盤查、管理碳配額、獲取余量碳配額收益；為企業(yè)低碳發(fā)展模式進行量身設計，并提供低碳咨詢服務、公司全員知識技能培訓等。

多市場主體聯(lián)合參與電碳市場，穩(wěn)步推進電力市場與碳市場建設，以市場化手段促進節(jié)能減排、激勵低碳技術(shù)發(fā)展。

b)電氫市場。當前技術(shù)發(fā)展水平下，風光資源的開發(fā)受其高不確定性的影響，不可避免地帶來了大量能源的浪費。氫能是一種廣受青睞的能源載體，在高新能源裝機水平的新型電力系統(tǒng)中，無法被消納的大量風電、光伏電可通過電解水技術(shù)制得易于存儲、易于運輸與利用的氫氣，進而提升新能源的利用率。隨著“雙碳”目標下新能源投入比例的不斷增加，電解水制氫技術(shù)有望躋身市場主流。具體來看，可再生能源直接電解制氫可以回避高電價，有助于電解水制氫成本的大幅下降，進而助推電解水制氫技術(shù)的推廣普及。

儲氫裝置是風力發(fā)電儲能系統(tǒng)的關(guān)鍵部件，未來可以替代傳統(tǒng)的儲能技術(shù)。通過氫儲能將棄風、棄光量存儲并利用，合理制訂充放電策略，疏導風電、光伏上網(wǎng)電價，提高系統(tǒng)經(jīng)濟收益。

認識到從碳基經(jīng)濟向氫基經(jīng)濟轉(zhuǎn)型的重要性，加快氫基技術(shù)和氫基礎(chǔ)設施的開發(fā)研究，促進多能源市場平穩(wěn)銜接的發(fā)展。

3 展望與建議

3.1 碳達峰碳中和遠景展望

展望“十四五”，在“3060雙碳”目標下，新型電力系統(tǒng)的建立將秉承“創(chuàng)新、協(xié)調(diào)、綠色、開放、共享”的新發(fā)展理念，實現(xiàn)電力系統(tǒng)清潔低碳、安全高效轉(zhuǎn)型。

a)能源結(jié)構(gòu)加快轉(zhuǎn)型。同時進行生產(chǎn)側(cè)清潔替代與消費側(cè)電能替代，為實現(xiàn)“雙碳”目標保駕護航。對于生產(chǎn)側(cè)，推動大網(wǎng)、微能網(wǎng)、分布式等各級網(wǎng)絡協(xié)調(diào)互聯(lián)，支撐未來可再生能源大規(guī)模跨省跨區(qū)傳輸消納、分布式可再生能源規(guī)模化經(jīng)濟利益，提升可再生能源在生產(chǎn)端的結(jié)構(gòu)占比；對于消費側(cè)，電氣化是工業(yè)、建筑、交通等行業(yè)實現(xiàn)“雙碳”目標的重要措施。發(fā)掘需求側(cè)消納綠色電力、節(jié)能增效管理以及購買綠色證書等多樣化需求，充分調(diào)動需求側(cè)消納可再生能源的潛力、積極性。

b)鼓勵新能源逐漸轉(zhuǎn)向以報量報價方式參與電力現(xiàn)貨市場。初期，新能源采取報量不報價的方式參與現(xiàn)貨市場交易，保證優(yōu)先出清，盡可能實現(xiàn)全額消納。這種模式和原來上報功率預測給調(diào)度類似，關(guān)鍵在于預測準確率，待條件成熟以后，新能源逐步向報量報價方式過渡。降低新能源功率預測誤差，提高競爭力，允許其開展在日內(nèi)、實時市場二次申報量價曲線的靈活交易申報模式。

c)電力結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化，新增靈活調(diào)節(jié)優(yōu)化措施。煤電將逐步由提供電力、電量的主體性電源，向提供可靠電力、調(diào)峰、調(diào)頻能力的基礎(chǔ)性電源轉(zhuǎn)變。

在2030年碳達峰場景中，最大負荷為1.72×109kW，用電量9.2×1012kWh。靈活性調(diào)節(jié)措施1為火電深度調(diào)峰至30%，區(qū)外電深度調(diào)峰至30%；措施2為區(qū)外電力參與深度調(diào)峰至50%；措施3為增加15%儲能裝置。系統(tǒng)綜合運行成本、系統(tǒng)棄電率以及二氧化碳排放情況如圖3、4所示。采取一系列優(yōu)化措施后，有效改善系統(tǒng)運行成本和棄電率，增加儲能可有效降低碳排放量。

2030年規(guī)劃場景中，將傳統(tǒng)火電進行靈活性改造，系統(tǒng)運行成本大大降低，如圖5所示。圖6為不同儲能占綜合成本比重示意圖，未來全省新增新能源裝機，按照10%～20%配置儲能裝置，綜合新能源發(fā)電與儲能的互補性，可大大提升系統(tǒng)靈活性，且系統(tǒng)綜合經(jīng)濟效益最優(yōu)。靈活實行系統(tǒng)調(diào)節(jié)性優(yōu)化措施，提高大功率、快速峰谷系統(tǒng)調(diào)峰能力，促進新能源消納，保障系統(tǒng)運行可靠性，推進碳中和電力系統(tǒng)建設。

圖3 系統(tǒng)綜合運行成本與系統(tǒng)棄電率Fig.3 Integrated operation cost and system power abandonment rate

圖4 二氧化碳排放量Fig.4 Carbon dioxide emissions

圖5 火電參與深度調(diào)峰效果 Fig.5 Thermal power participates in deep peak regulation

圖6 不同儲能占比綜合成本比較Fig.6 Comprehensive cost comparisons of different energy storage ratios

d)由于能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化，新能源高比例并網(wǎng)，儲能配套設置、用戶側(cè)需求響應以及實施西電東送等項目，多層級保證電力安全穩(wěn)定供應，這必將導致電源側(cè)與電網(wǎng)側(cè)成本的提高。因此，需要對電價機制進行疏導。在2030碳達峰的發(fā)展路徑下，傳導到用戶側(cè)的終端電價將先增后降。電源側(cè)受投資造價和利用小時數(shù)的影響，煤電、氣電、區(qū)外來電度電成本呈上升趨勢，核電、新能源度電成本將不斷下降，電源側(cè)總度電成本先升后降；在電網(wǎng)側(cè)，新能源送出及其配套加強投資逐年升高，且隨著負荷需求增速趨緩，為滿足新增負荷的投資逐漸下降，因此電網(wǎng)側(cè)單位輸配電成本先升后降。電源側(cè)各能源度電成本累加電網(wǎng)側(cè)成本，以及未來碳市場的實行，累加超配額的懲罰成本和購買碳配額成本，形成傳導到終端用戶成本，將呈現(xiàn)先增后減的趨勢。設計適用于新型電力系統(tǒng)的配套價格體系，滿足未來電力市場中的成本回收和用電需求，促進系統(tǒng)可持續(xù)健康發(fā)展。

3.2 江蘇省平穩(wěn)過渡改革階段的建議

a)深化各類電源價格改革。持續(xù)深化煤電、氣電、核電等上網(wǎng)電價市場化改革，完善風電、光伏發(fā)電等新能源價格形成機制，建立新型儲能價格機制，完善跨省跨區(qū)工程價格形成機制，完善綠色電價政策，建立信號有效、保障有力的電價機制，充分調(diào)動不同主體參與市場的積極性，促進節(jié)能減排，保障綠色電力系統(tǒng)安全高效運行。

b)深化電力體制改革。深化主能量市場、輔助服務市場改革。推進構(gòu)建穩(wěn)定可持續(xù)的雙邊市場交易模式，引導電力用戶與發(fā)電商之間簽訂長期合同，構(gòu)建以及完善實現(xiàn)合同調(diào)整及偏差電量處理的交易平衡機制。進一步完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)的輔助服務考核新機制與補償機制。加速推進輔助服務成本向用戶側(cè)回收，形成合理的價格傳導模式，并借此嘗試重構(gòu)用戶對電價認知。

c)推進容量市場規(guī)則完善。在當前以邊際成本競價的現(xiàn)貨市場中，新能源較低的邊際成本和初期接受市場價格的模式不利于其收回投資建設成本，建立容量市場是現(xiàn)貨市場各類型機組合理生存，并為投資建設提供有效價格信號的有效措施。保證電源側(cè)穩(wěn)定運行并爭取將煤電、氣電以及需求側(cè)響應電源等靈活性電源納入容量市場范圍，緩解電網(wǎng)壓力，保證系統(tǒng)平穩(wěn)運行。

d)推廣新能源配額制和綠色證書交易制度。配套發(fā)展綠電交易和建立新能源配額制，促進新能源長遠的發(fā)展及消納，促進未來新能源在中長期市場中的交易和流動。

4 結(jié)束語

本文對新型電力系統(tǒng)的特征、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)所面臨的挑戰(zhàn)以及應對措施進行分析；然后對不同類型電源與各類電力市場進行匹配，并提出適用于江蘇省的多元市場種類、多元市場主體及多能源市場發(fā)展策略，進而促進系統(tǒng)清潔低碳安全高效發(fā)展；最后對“雙碳”目標下新型電力系統(tǒng)的建設進行展望，并提出深化電價改革、深化電力體制改革、推進容量市場規(guī)則完善以及推廣新能源配額制、綠證機制的建議，為江蘇省新型電力系統(tǒng)市場機制設計提供參考。