加快推进市场化改革促进新能源可持续经济发展

:3月15日，电力行业迎来了“9号文”颁布5周年的“生日”。改革推进5年来，我国电力体制改革逐步深入，电力体制机制创新不断赢得新突破，激发了市场活力，也暴露了一些缺陷与不足。作为我国能源转型的重要组成部分和未来电力的主力提供者——新能源，在电力改革中扮演了什么样的重要角色？新能源面临的深层次矛盾与挑战究竟为何？新能源如何更好地参与电力市场交易，以及“十四五”时期如何更好地推动新能源有序、经济、可持续发展？针对这些问题，本刊记者近期采访了国网能源研究院副院长蒋莉萍和国网能源研究院企业战略研究所所长马莉。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl）

市场机制和配套政策相互协调、同步跟进是解决深层次矛盾的根本途径

2019年，我国新能源发电装机总容量位居世界第一，新能源正由补充型电源逐步向主力型电源发展。同时，连续两年，全国新能源消纳形势明显好转。数据显示，2019年，我国风电、光伏发电总装机攀升至4亿千瓦，全国平均利用率再创新高。在各方的共同努力下，伴随新能源快速发展过程中持续存在的消纳问题也得到了有效改善。

然而，我国新能源发展与消纳仍然面临矛盾与挑战，国网能源研究院副院长蒋莉萍认为，目前，制约新能源发展的深层次原因，是随着新能源的发展，电力市场上的各类主体的角色及利益格局发生了变化，但与此相对应的政策和机制未能得以及时的调整和完善。“发展风能、太阳能等新能源是推动国家能源转型的重要路径选择，需要辅之以技术和政策机制两方面的手段与措施。新能源消纳的技术问题，电网公司及发电企业有能力去解决。但是利益格局调整的问题单靠任何一个企业都难以解决。”蒋莉萍进一步补充。

目前，高比例可再生能源并网以后，给电力系统运行带来很多挑战。新能源大规模并网，直流远距离输电规模持续增长，送受端常规机组被大量替代，电网形态及运行特性在发生较大变化，系统电力电子化特征凸显，确保安全稳定水平成为当前电力系统运行面临的现实挑战。“电力系统是一个有着百年发展历史的最大的人造系统，对于技术性的难题，工程师终究是可以找到解决方案的。当然，会存在着时间上和经济性方面的问题。”蒋莉萍强调。

从发展的角度来看，国网能源研究院企业战略研究所所长马莉指出，新能源发展存在以下深层矛盾与挑战：一是新能源间歇性、不确定特点给电力系统运行带来的压力；二是新能源成本相对比较高，对整个电力系统运行的成本，或者说整个用户购电和用电成本带来较大挑战；三是在未来经济下行压力加大的背景下，新能源如何有序和可持续发展。

随着新能源补贴退坡时代的到来，电力体制改革推进给新能源企业带来了怎样的效益挑战？马莉认为，当前，新能源企业面临的最直接的效益挑战来自于新能源政策变化而非正在推进的电力市场机制建设工作。“对于新能源来讲，至少在现阶段，更多的是需要政策的支持，这是目前新能源企业面临的一个最大的问题。”

记者在采访中了解到，随着国家补贴退出，新能源发电陆续迈入平价甚至低价时代，消纳条件更将成为影响地方规划、电网接入、企业投资新能源的关键要素。“对新能源企业而言，眼下的‘平价时代’初期是一个比较艰难的阶段，一方面政策支持力度明显减弱，另一方面市场参与机制及相应的利益格局尚不明朗。下一步需要考虑的是市场机制怎么去设计，以支持包括新能源企业在内的电力企业建立起可持续发展的商业模式，如何作为一个市场参与者去参与竞争。”蒋莉萍表示，“随着电改的推进，电力市场化交易规模不断扩大，可能进一步拉低火电平均上网电价，进而对平价新能源项目带来更大的盈利压力。”

优势与效益挂钩将催生传统能源发展新态势

近年来，我国区域电网峰谷差呈逐步扩大趋势，电力负荷呈现明显的时变特点，系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化，保持动态平衡。

由于风、光的资源特性，新能源出力存在随机性和波动性。新能源高比例接入电力系统后，增加了系统调节的负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动。新能源消纳问题与系统调节能力密切相关。

在一定规模的电力系统中，系统调节能力主要由电源调节性能决定，与电源结构相关。不同类型电源的调峰深度有很大差异。以煤电机组为代表的传统电源能够满足大电网运行离不开的电压支撑、负荷跟随、系统稳定等角色需要。我国电源结构以火电为主，电源总体调节性能主要取决于火电调峰深度和灵活调节电源比例。

蒋莉萍认为，将传统能源参与调峰的优势及系统价值与其应获得的效益挂钩，按照市场机制形成价格，为参与灵活性调度的传统能源定价，就能增加传统能源参与系统调节的积极性，从而更好地促进新能源消纳。

对于电力辅助服务市场来说，从2015年开始，各地方逐步调整辅助服务机制，西北地区提高服务补偿标准；东北地区建立市场化报价机制，使得火电、水电等传统能源参与调峰调频的意愿强化；福建、安徽、山东、新疆等多个区域启动调峰辅助服务的市场化运作；山西、广东等多个区域启动调频市场化改革。但是整体来说机制还是不够完善。

“当前正处于电力市场机制建设的关键时期，我们在市场建设理念上必须要有所转变。比如，未来的辅助服务市场机制等非能量市场的设计不应该是基于目前业内比较广泛使用的‘补偿’的概念，而应该是为系统运行所需要的灵活性单独定价的概念，亦即，把电力产品依据其对于安全稳定供电要求的贡献进行细分，对市场主体（包括电源及负荷）为系统安全稳定运行提供的服务（电力调度所需要的灵活性）进行定价，为这样的一些产品去定价的机制。未来的电力市场在做设计的时候，一定不是去做补偿，而是去定价。”马莉进一步强调。

如何破解可再生能源与煤电发展规划“纠缠”难题

2020年是“十四五”规划的谋篇布局之年，记者发现，在各个领域关于“十四五”的讨论中，都没有电力“十四五”中可再生能源和传统能源的讨论激烈。“十四五”可再生能源大发展是行业的首要共识，但是要不要继续上煤电、上多少煤电，成为了“十四五”可再生能源规划相关讨论甚至争论的主题之一。为什么可再生能源的规划会与煤电的发展规划“纠缠”如此之深？

马莉告诉记者，以往的电力规划，大概念上讲，传统电源规划总量制定的类似于上限，而可再生能源规划制定的是发展的下限，但在区域布局和发展速度上，可再生能源规划和传统电源规划之间的统筹考虑比较欠缺。“可再生能源与煤电发展肯定是需要协调规划的，并且在电力规划编制过程中，需要充分考虑电力市场化的因素。”马莉表示。

记者了解到，电力市场化可以最有效率地为可再生能源寻找到性价比最高的调节服务，也可以为用户寻求到性价比最好的电能。其实按照市场化配置资源的要求进行规划，才是真正发挥市场配置资源为主作用的重要途径。

“在电力规划过程中，要考虑市场化因素，尤其是市场化电价因素对行业发展、电能价格、系统运行等一系列影响，在电力市场化的背景下制定规划，同时需要考虑用户侧电价的承受能力。”马莉说，“我国清洁能源资源与负荷的分布特点决定了需要在全国范围内配置资源，统筹消纳空间，发挥不同地区间资源互补和跨时空调剂的作用。”

在谈及“十四五”规划政府和企业需要扮演的角色时，蒋莉萍表示，政府需要做的是从国家层面出发统筹做一些安排，协调支持有关项目的建设，至于该建什么项目、怎么建以及什么时候上马等商务方面的安排，应该由企业自己去决策。“每个企业或者说投资者在做投资决策的时候，必须对未来的电力需求情况、市场格局、政策诉求等做出自己的判断，需要真正地向市场化的方向发展。”蒋莉萍表示。