基于能源转型的中国特色电力市场建设的分析与思考

　　摘要：随着我国能源清洁转型的不断深入和电力市场建设的加快推进，需要结合发展需要和实际国情，在保障电网安全运行和绿色发展的前提下，充分激发市场竞争活力，构建具有中国特色的电力市场体系。该文总结我国能源发展的需求和趋势，分析新形势下电力系统特性变化及电力市场运作的影响，在总结前期实践与成果的基础上，研究我国电力市场建设面临的挑战，提出基于能源转型的中国特色电力市场建设的原则和若干关键问题。

　　关键词：能源清洁低碳转型;中国特色电力市场;顶层设计;水电和新能源;泛在电力物联网

　　0引言

　　当前，我国正处于能源电力清洁低碳转型的关键时期。习近平同志在中央财经领导小组第六次会议上明确提出了“四个革命、一个合作”的能源安全新战略[1]。中发9号文明确要求推动电力行业发展方式转变和能源结构优化，提高清洁能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例[2]。

　　我国在推动能源绿色低碳转型方面已经取得了显著成效。截止2018年底，我国电源装机中非化石能源装机占比达40%，其中水电、风电和太阳能发电装机分别达到3.5亿kW、1.8亿kW和1.7亿kW，可再生能源装机规模和发展速度均居世界第一。随着新能源的快速发展，电力系统电力电子化特征显著，对电网调节能力、抗扰动能力和稳定形态等产生较大影响，电网运行特性发生深刻变化。可再生能源快速发展为满足持续增长的用电需求和节能减排做出了重要贡献，但距离清洁能源转型发展目标和要求仍有较大差距。

　　按我国《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》确定的发展目标，到2030、2050年，非化石能源占一次能源消费比重将分别达到20%、50%，可再生能源在电力生产中将占据主导地位。预计到2050年之前，我国风电和太阳能发电装机将继续保持快速发展态势。与此同时，我国电力市场改革稳步推进，在促进资源优化配置，提高效率效益方面发挥了较大作用。从国际来看，英国[3-4]、欧盟部分国家[5-6]和美国多个州[7-8]等都根据各自实际情况建立了不同模式的电力市场，为我国电力市场建设提供了有益参考。

　　但是电网规模不同，资源禀赋不同，国外经验不完全适合我国发展需求。在能源电力转型的大背景下，不能直接照搬国外电力市场建设模式。可再生能源持续高速增长要求我国能源电力体系进行重大变革，更好地发挥体制机制优势，满足负荷和可再生能源发展需求，迫切要求加快研究和构建适合中国国情的电力市场。在我国电力市场建设方面，部分研究针对中长期购电[9-10]、辅助服务[11]、电动汽车[12-13]、需求侧响应[14]等，提出了可行技术路线。

　　目前大多数研究聚焦于电力市场设计具体环节，对我国电力市场的顶层设计，尤其是能源清洁低碳转型背景下中国特色电力市场建设的研究较少。本文总结了我国能源电力转型发展趋势，分析了水电和新能源运行特性对电力市场的影响，介绍了促进能源清洁转型的市场化建设相关实践和我国电力市场建设面临的挑战。最后，提出了能源清洁转型下电力市场建设基本原则，对中国特色电力市场建设若干关键问题进行了总结。

　　1我国能源电力转型发展趋势

　　当前我国电网格局是由资源与负荷逆向分布、负荷快速发展及电源调节能力不足等因素客观决定的。随着特高压输电技术不断提升，远距离资源配置开发很好地满足负荷需求，依托体制机制优势实现了资源大范围配置。

　　1.1我国能源电力现状

　　1.1.1电源发展现状

　　2011年以来，我国新能源装机快速增长，国家电网经营区风电装机年均增长率22%，光伏装机年均增长率73%。新能源快速发展使电源结构发生了较大变化，国家电网经营区火电装机占比由“十二五”初的77.1%逐步下降至61.1%，新能源装机占比由4.8%逐步上升至22.3%。新能源装机增长迅猛，由于新能源出力波动性较大，缺乏转动惯量以及调频、调压能力不足，导致系统抗扰动能力和调节能力下降，使电力系统稳定特性更加复杂。

　　1.1.2电网发展现状

　　2011至2018年，我国电网建设稳步增长，220千伏及以上输电线路年均增长率6%，变电容量年均增长率9%，截至2018年底，我国220千伏及以上输电线路总长达到73.3万千米，变电容量达到40.2亿千伏安。我国能源和负荷的逆向分布，决定了必须发展远距离、大容量输电技术。目前，我国各区域电网通过高压直流输电实现全面互联，七大区域电网通过23回直流和1回特高压交流形成全面互联格局，跨区输电能力约1.2亿kW。

　　1.1.3负荷发展现状

　　近年来，在全球经济增长普遍放缓的形势下，我国用电水平仍保持较高速增长。2018年我国全社会总用电量达到6.85万亿千瓦时，同比增长8.5%。2019年最高日用电量已超239亿kWh，最大用电负荷超过10亿kW。分布式电源、微电网、电动汽车充电桩、储能设施等大量接入，使得负荷侧特性发生较大变化。负荷侧有源化，日间腰荷与夜间低谷持平;负荷类型多样化，对频率、电压的影响日益显著;市场、技术等手段使需求侧具备一定控制能力。

　　1.2未来发展趋势

　　未来我国电力需求仍将保持较高速增长。作为世界上最大的发展中国家，我国目前仍处于并将长期处于社会主义初级阶段，经济增长潜力巨大;考虑能源清洁低碳转型发展等因素，电力需求在很长时间内仍将保持较高速增长，电力增速高于能源需求增速。未来我国新能源将保持高速发展态势。在“清洁低碳、安全高效”能源发展战略指引下，新能源将保持高速增长。据初步分析测算，2020、2035年，全国电源装机达到20.9亿、35.9亿kW，其中新能源装机为4.9亿、13.8亿kW，装机占比提升至23.7%、38.3%。

　　未来我国跨省区输电规模将进一步扩大。风能资源80%以上集中在“三北”地区，太阳能资源85%集中在西部、北部地区，水电资源80%集中在西南地区，用电负荷70%以上集中在我国中东部地区。能源资源与负荷中心逆向分布的天然禀赋，决定了要实现清洁转型并满足负荷中心电力供应，须进一步加大跨省区输电规模。

　　2水电和新能源运行特性对电力市场影响分析

　　电力市场建设必须有利于推动能源清洁低碳转型，以促进可再生能源消纳为前提。同时，可再生能源的运行特性也给电力市场建设带来诸多困难。水能、风光资源远离用电负荷中心，水电和新能源发电能力与负荷需求不匹配，来水集中在汛期，新能源大发集中在冬春季，时空不均衡特点突出。下面从空间和时间两个维度分析水电和新能源运行特性对电力市场建设带来的影响。

　　2.1水电运行特性对电力市场影响分析

　　2.1.1水电集中在西南地区

　　1)从资源和装机分布看，水能资源地域分布极不均衡，主要集中在西南，其中四川、重庆理论蕴藏量约1.5万亿kWh，约占国网公司经营区总蕴藏量近三分之一。目前西南水电总装机8710万kW、占比38%，华北地区水电装机占比不足3%。2)从电量分布看，2019年国网经营区西南水电发电量3614亿kWh、占比44%，接近西南地区全社会总用电量。

　　2.1.2各流域水电年内不均，水库调节能力不足

　　1)从来水情况看，我国受季风气候影响，降水和径流在年内分配不均，我国各流域来水主要集中在汛期6—8月，绝大部分河流汛期水量占全年的70%~80%，并存在丰水年和枯水年差别。2)从电力电量看，来水分布极不均衡，枯期发电能力不足，汛期发电富裕。四川地区夏季丰水期水电出力远超当地负荷，枯期水电日均出力不足汛期的1/3。2019年四川地区汛期平均日发电量11.5亿kWh，接近平均日用电量的2倍，如图2所示。3)从调节能力看，年调节及以上水库比例较低，水电站调节性能整体不强，难以准确预测中长期发电量，如表1所示。国网经营区内月调节及以下水电站装机占水电总装机的55%，其中径流式占31%。

　　2.1.3水电参与电力市场面临的困难

　　1)我国水电承担综合利用任务较多，部分水库承担防洪、灌溉等任务，发电的灵活调节能力受到限制，影响市场竞争力和履行合同能力，减少水电参与市场的收益。2)各流域梯级电厂多，投资主体多，同一梯级水电站水力联系密切，其发电量相互制约，参与市场竞争时将会相互影响。为保障流域梯级水电的水能优化利用和上下游电站不同主体之间的和谐竞争，通过优化市场规则引导各类水电有序参与竞争。

　　2.2新能源运行特性对电力市场影响分析

　　2.2.1新能源主要集中在“三北”地区

　　1)从资源分布和特性看，我国“三北”地区70米高度200W/m2以上风能资源技术可开发量占全国的80%以上，西部地区太阳能满发小时1400小时以上的技术可开发量接近全国的90%。“三北”区域气候和地形比较复杂，资源波动性、随机性明显，但存在着一定的互补性。通过资源互补，可以缓解新能源随机性、波动性，可有效降低风电出力峰谷差。

　　2.2.3新能源参与电力市场面临的困难

　　1)从月度来看，新能源电量预测偏差较大，导致在月度安排中，所预留的新能源消纳电量空间偏差较大，然而月度电量偏差部分主要依靠省内市场调节，加剧了省内市场调节压力。2)从日前来看，当前新能源功率预测准确度(绝对偏差)偏低，难以精确确定日前出力曲线和开机方式，同时在次日负荷尖峰时刻，新能源支撑能力较差，出力曲线和开机方式安排均面临严峻考验。3)从日内来看，随着新能源装机不断增加，特别是分布式电源的快速发展，新能源的波动性和随机性对电网调节能力提出更高要求，需要设计更加合理的市场规则调动电源和负荷积极参与电力系统调峰，提高新能源消纳水平。

　　3促进能源清洁转型的市场化建设实践

　　近几年来，围绕国家“构建清洁低碳、安全高效能源体系”要求，国家电网有限公司结合电力市场建设，积极探索新能源的市场化消纳方式，开展了大量实践。

　　1)不断完善电力市场基本规则体系。结合我国资源配置需要和各地电力市场建设实际，深入研究全国统一电力市场建设方案，提出了“统一市场、两级运作”的市场模式和发展路径。

　　2)依托全国统一电力市场，在省间高效利用特高压大电网输电能力，在省内积极组织新能源参与市场化交易，挖掘省内消纳空间，新能源交易规模快速增长。2019年，新能源省间交易电量880亿千瓦时，同比增长21.8%，新能源省内交易电量达到3690亿千瓦时以上，同比增长约16%，西北、东北地区通过天中、祁韶、灵绍等跨区输电通道送华北、华东、华中新能源电量697亿千瓦时，同比增长38.6%。加大新能源替代燃煤自备电厂的交易力度，2019年清洁能源替代交易达到430亿千瓦时以上，同比增长约35%。

　　3)中长期交易与现货交易相结合，全力促进清洁能源消纳。开展全周期电量交易，以年度交易为基础，实现电量交易的全周期管控。持续开展跨省区富裕可再生能源现货交易，构建“竞价撮合+余量出清”的市场体系，积极扩大交易范围，协同执行最优路径输电价格方案，促进更多交易达成。2019年新能源现货交易电量累计53亿kWh，有效缓解了“三弃”矛盾。

　　4)不断丰富新能源市场化交易品种，积极研究新能源优先替代、自动出清、打捆交易和利益调节机制，利用市场化措施促进新能源消纳。规范年度及以上、月度、日前和日内等交易周期内省间交易的交易品种、组织方式和工作流程，建立实施细则的跟踪评估和动态完善机制，确保新能源送得出、落得下。

　　4我国电力市场建设面临的挑战可再生能源装机容量快速增长，给电网安全稳定运行和新能源消纳带来了极大挑战，同时对电力市场深化建设提出了更高要求。

　　5中国特色电力市场建设基本原则十九大报告提出的构建清洁低碳、安全高效能源体系，是我国能源电力发展的核心任务和行动纲领。我国电力市场化建设必须紧密围绕这一核心任务和行动纲领，以有利于能源清洁转型，服务于清洁能源发展和消纳为前提。

　　5.1必须有利于推动能源清洁低碳、安全高效转型发展我国能源资源与用电需求逆向分布，决定了大规模可再生能源电力必须通过远距离输送的方式实现大范围消纳。国家电网立足我国基本国情，利用特高压输电技术，构建了覆盖全公司范围的互联大电网，实现了资源的大范围优化配置、大规模可再生能源消纳0。电力市场建设应充分发挥我国特高压输电技术领先优势，进一步完善可再生能源跨省交易机制，解决可再生资源、负荷分布不均衡的问题，推动能源清洁低碳转型发展。

　　5.2必须有利于提高电力安全保障水平预计2035年我国跨区跨省送电能力将由当前的2.6亿kW提高到5亿kW以上。同时，新能源装机和电量占比的快速提升，直接影响电力安全保障水平，必须通过基础理论和机制创新、技术进步加以解决。因此，需要构建合理的电力市场机制，发挥引导和推动作用，比如研究如何利用市场化手段增加传统火电灵活性改造的积极性、吸引储能投资、实现可控负荷等，优化电源结构，提高电力系统调节能力，更好地适应可再生能源发展和高效利用，确保电力安全0。

　　5.3坚持用市场化手段推动可再生能源大范围优化配置为完成国家能源生产和消费革命战略目标，我国可再生能源将持续保持高速发展态势，大规模可再生能源须通过远距离电力输送方式实现大范围配置。需要通过市场化建设，推动打破省间壁垒，构建跨省区和省内统筹协调的市场化机制，并通过政府的有形之手，利用市场外的宏观政策加以引导，更好地发挥市场调节作用，使电力市场建设符合国家经济建设发展的大趋势，从而保障可再生能源大范围优化配置，满足国家能源清洁低碳转型发展要求。

　　一方面，中长期市场应有效落实清洁能源优先发电及中长期交易电量，通过资源大范围优化配置，保障清洁能源的充分消纳[22]。另一方面，电力现货市场应充分考虑可再生能源随机性和波动性，建立灵活的交易调整机制，保障完成清洁能源消纳目标。

　　结论

　　在习近平同志构建“清洁低碳、安全高效”能源体系的思想指导下0，建立中国特色电力市场，必须立足于基本国情，以保障电力安全供应为前提，以系统性的市场顶层设计为指导，以促进能源清洁转型为目标，建设多类型能源结构的竞争性电力市场。未来的电力市场将依托泛在电力物联网，提高市场的公开度和透明度，便于政府监管，促进国家治理能力现代化，给予用户充分的选择权，极大提高用户的获得感，进一步减少中间环节，提高能源效率，促进资源优化配置和可再生能源消纳。本文提出的相关原则与关键问题对我国能源清洁转型下的电力市场的建设具有一定的指导意义。

　　参考文献

　　[1]习近平在中央财经领导小组第六次会议上的讲话[R].北京：人民日报，2014.XiJinping’sreportatthe6thmeetingoftheCentralLeadingGrouponFinanceandEconomicAffairs[R].Beijing：People'sDaily，2014(inChinese).

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