【友情提示】本文仅择取原文核心观点“如何看待和化解新能源入市带来的价格矛盾”分享给读者，可能存在以偏概全问题。更全面、更详细、更权威内容请参阅：清华大学能源互联网创新研究院 智库之声 | 高比例新能源下我们需要怎样的电力市场？
（来源：微信公众号“鄂电价格”作者：鄂电价格）
截至10月底，全国发电装机容量约31.9亿千瓦，其中：太阳能装机容量约7.9亿千瓦、风电装机容量约4.9亿千瓦，合计装机容量占比约40.13%。
从“微不足道”到“举足轻重”。
新能源发电已经成为电力供应的重要组成部分，新能源入市交易大势所趋。
目前电力市场采用边际电价出清，即电力需求达到供需平衡后最后一单位电力的价格作为统一出清价格。
这在以化石能源为主的电力市场中，是达到市场各主体激励相容的最优选择，因为边际机组即为中标发电的机组中报价最高的机组，所有发电机组都以此价格获得发电收益。然而，高比例新能源的引入打破这种边际价格出清机制的平衡。
怎么办？如何寻求新的平衡？
2023年11月17日，清华大学能源互联网创新研究院郭鸿业研究员等，结合国内外电力市场经验和多年研究成果，撰写了”高比例新能源下我们需要怎样的电力市场？一文，首先探讨了高比例新能源接入后产生的市场现象，并解读其背后的深层次问题；其次介绍了国际上相关的针对性政策手段，分析是否有可以攻玉的他山之石；最后探索高比例新能源对电力市场机制产生的颠覆性影响并提出具体建议。
一、新能源为何搭传统能源收益便车？
新能源并未成为发电主力机组的场景下，市场按边际电价出清的价格为边际化石能源机组的报价，新能源与传统化石能源发电的同台竞争会带来价格侵蚀的信号扭曲。
新能源机组由于极低的可变成本在报价过程中报零价与负价，在市场中化石能源为边际机组的定价权仍由化石能源占据，此时的市场价格往往远高于新能源的成本。特别是化石能源的一次价格发生大幅波动时，电力的二次能源价格受到传导波动，新能源有大量机会通过搭便车获得超额收益。
图1. 英国商业、能源与工业战略部对于未来批发市场电价预期的累积分布
由图1的分析可见，随系统接近高比例新能源的未来场景，极端高企价格也将不断涌现。极低价格大量出现的原因如前所述，随着可再生能源规模增大，未来电力市场场景中会有更多低报价能源成为边际机组，这将使得出清价格极低。
然而，这种对于出清价格的低预判，反而会激发化石能源机组的报复性价格抬升行为。
具体来说，传统能源处于对中标的不确定性与极低出清价格的不满，倾向于在能够影响市场价格时抬高报价，造成市场极高出清价格，从而基于较少出清量获得大量收益以覆盖成本。
事实上，这种价格的极端波动无法为全社会提供稳定的价格预期，会从底层带来电力市场运行的系统性风险。从需求侧视角，电力市场现货价格不稳定，也带来了生产组织的困难。
二、国际电力市场如何化解不同电源电价矛盾？
为应对新能源高不确定性、高波动性、难预测性等特征带来的电力市场运行问题，各国电力市场监管部门提出或探讨多种相应的机制与应对措施。
1. 通过缩小现货市场的出清间隔以提升市场灵活性
世界各地的电力现货市场都不约而同地采用提升市场出清间隔细粒度的方式以应对新能源的高波动性，其中，美国CAISO与MISO日前市场均考虑将出清间隔由原有的一小时降至15分钟，澳大利亚于2021年开始将现货市场的出清时段由30分钟缩短至5分钟。
电力系统调度要求每个市场出清时刻对于系统的负荷预测精度都尽量准确，使得出清的发电与负荷容量达到系统的供需平衡。
在此基础上，实际负荷与市场出清时刻预测值之间的偏差由动态调频等辅助服务进行支撑。
整体来说，以1小时或30分钟为一个出清间隔的市场机制在以传统能源为主体的系统格局下可以稳定运行，但新能源的高波动特性使得市场出清对于时间细粒度有不一样的要求。
考虑到新能源在1小时或30分钟内的出力波动可能有很大变化，更短时间间隔的市场出清将减少动态调频等辅助服务压力，也能更好地疏导由于新能源不确定性带来的系统运行压力。
2. 探索分场竞价机制，构建先局部再整体的市场平衡架构
国际上在适应高比例新能源的市场机制方面开展了积极探索与大胆改革。英国于2022年7月启动新一轮电力市场改革方案征询，英国商业、能源和工业战略部BEIS发布审查报告，就各种类市场改革提出可行选项的讨论。其中最显著的改革为分场竞价机制与先局部再整体的市场平衡架构。
分场竞价机制本质是传统能源与间歇性能源拆分到不同市场出清，新能源发电单独在一个市场出清，并不会因为边际成本为零而搭传统能源的便车，可以正常反馈可再生能源价值并提供有效的价格信号。
当然目前分场竞价机制还只是一个构想，机制的具体处理细节，如新能源在自己的独立市场中如何竞价等问题，尚未在方案征询中详细提出具体的措施。
三、我们怎么办？三点建议
1. 风光储应与传统资源市场分拆建设，形成独立的市场体系与价格机制
随新能源在系统中占比的提升，风光储等新能源交易品种应从当前电力市场解耦，建立独立交易的市场。
这种模式将通过风光储市场发现具有不确定性的新能源能量价值，通过传统资源现货市场获得具有确定性但是更昂贵的能量服务，通过辅助服务市场保障供需平衡，通过绿证市场与碳市场引导绿色资源优化配置。
2. 构建以现货市场交易为主、中长期规避价格风险的电力市场体系
由于新能源出力的高波动与中长期难预测性（同时体现在时间与空间上），中长期市场形成的价格难以真实反映现货市场的时空供需平衡。
随着新能源比例不断提升，应逐步增加其在现货市场上的交易量，降低对中长期合约成交比例的强制约束，根据新能源占比的实际情况，在现货市场上形成反映供需时变性的现货价格，激励源网荷储的互动、全局与局部平衡，全面降低消纳新能源的成本。
中长期合约的作用更多是帮助电力用户管理价格风险，通过金融性灵活化合约规避在现货市场上的价格风险。让现货市场根据新能源波动性形成反映真实供求关系的时空价格，激励源网荷储精准互动。
在这种情况下，差价合约锁定供求双方的收益，现货价格充分反映电力供求关系，并成为差价合约交易的风向标。
3. 基于长期边际成本，形成新能源分时电价
当新能源与传统能源市场分场竞争后，高比例新能源参与市场必须报量报价。
考虑到新能源成本大多为固定成本，变动成本接近于零，应引导其基于长期边际成本及时变的供求关系进行报价。
具体的，新能源发电市场主体依据预测的分时发电量及其各时段供求关系，将其固定成本逐日、分时分摊，形成分时电价，表征不同时段电量的稀缺性，同时也形成了对消纳新能源的各种灵活性资源的价值度量。
新能源分时电价与火电区别在于：前者是基于长期边际成本，而后者是基于固定成本与变动成本。
只有形成新能源分时电价，才能对储能的价值实现准确度量，激励储能与新能源协同发展；才能激励用户提升需求侧响应的能力，引导灵活性资源的投资。
