文／本刊记者  张越月 

　　按市场消纳机制分，新能源消纳有两种模式：保障性收购和市场化交易。在现行政策机制下，新能源消纳以“保障性收购为主、市场化交易为辅”，但随着新能源参与市场交易电量占比提升，推动新能源全面市场化将成为政策和市场发展的方向，通过市场化机制的创新，促进新能源全面消纳。 

　　根据北京电力交易中心的统计，截至2022年年底，国家电网经营区内累计消纳新能源电量9991亿千瓦时，其中市场化新能源交易电量3465亿千瓦时，占比达到34.68%。这个比例在2021年年末为20%。 

　　从2015年新一轮电力体制改革启动后，我国电力市场化改革不断深化，逐步构建了以中长期交易为“压舱石”、现货试点为“试验田”、辅助服务市场为“调节器”的电力市场体系。目前，这三类市场均已参与绿电消纳——为市场主体提供交易平台，促进市场主体开展供需互动，让绿色电力在时空条件及供需关系下呈现价值。 

　　随着“沙戈荒”大型风电光伏基地陆续建成投运，更多绿电需要消纳。持续推动上述三类市场的建设，完善市场运行机制，将有助于匹配供需两端需求，推动电力生产消费绿色低碳转型。 

　　中长期市场： 须加大新能源入市规模 

　　6月2日，杭州亚运会、亚残运会绿色电力交易签约仪式举行，来自发电企业和用户方的代表签订了绿电交易框架协议。 

　　绿电交易是在电力中长期交易框架下的一类交易品种。用户通过电力交易购买新能源电量，在消费绿色电力的同时，也获得了代表绿色电力环境权益的“绿证”。为确保杭州亚运会和亚残运会竞赛场馆100%绿电供应，国网杭州供电公司联合杭州亚组委、北京电力交易中心、浙江电力交易中心等单位组织多批次绿电交易。截至6月2日，绿电交易累计电量已达6.21亿千瓦时，相当于节约标准煤76320.9吨。 

　　不仅是绿电交易，多个省份都在推动绿电中长期交易，以此助力新能源消纳。 

　　以山西为例，2018年12月发布的《山西省电力市场深化建设方案（模拟运行稿）》提出要在中长期市场为新能源消纳创造条件，具体举措包括建立新能源优先替代常规能源机组的交易机制，组织新能源与常规能源开展交易，扩大新能源消纳空间；健全新能源与常规能源打捆交易机制，形成打捆合约，促进新能源更好地参与中长期交易等。 

　　在实际运行中，山西采取多种机制和模式开展中长期交易。今年3月，北京电力交易中心书记、副总经理谢开表示，山西省新能源参与市场化交易时优先保障出清，交易方式则采取了以双边协商为主的模式。 

　　四川也在推进新能源参与中长期交易中实现了突破。2022年1月发布的《关于明确2022年四川电力交易意见的通知》提出，在以往水电、燃煤火电企业参加市场的基础上，对省内批发电量交易、用电侧合同转让等制定光伏发电、风电参与交易的相关规则。当年12月发布的《2023年全省电力电量平衡方案及节能调度优先电量计划》指出，有序推动新能源参与市场交易，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。 

　　继续完善和创新运行机制是下一步中长期市场建设的任务。传统的电力市场理论建立在以常规电源为主体的电力系统之上，难以适应低边际成本、高系统成本的新型电力系统特性。随着市场主体及其功能定位的日益多元化，电力市场的价值由过去单一电能量价值，逐步扩展为系统调节、容量保障、绿色环境等价值。为此，需要加快构建完整的电力市场价值体系和价格疏导机制，设计相应的交易品种，通过市场充分体现上述价值，激发各类主体积极参与市场互动，发挥各自作用，让市场进一步发挥出促进新能源消纳的作用。 

　　现货市场：主动引导用户需求 

　　“无现货、不市场”，和电力中长期市场相比，电力现货市场具有立时采购、随时报价、当天结清等特性。随着电力供需情况变化，电力现货市场的电价也会出现相应波动，这种波动可以反映出新能源在不同时刻发电的特征，并引导用户积极消纳新能源电量——在新能源项目出力多时，电价降低，市场价格信号会引导用户改变用电习惯。 

　　目前，新能源电量参与电力现货市场有两种主要模式：报量不报价和报量报价。 

　　“报量不报价”是新能源电量参与电力现货交易的主要方式，每个交易时段只上报自己的需求，购电价格跟随市场出清结果，以电力市场最终的统一边际出清价格结算。目前，山西新能源机组按照“报量不报价”的方式参与电力现货市场，以保证优先出清，逐步过渡至新能源机组按照“报量报价”的方式参与。 

　　“报量报价”是电力现货交易市场本身的主要方式，新能源以这种方式参与现货市场，可以实时修正超短期预测和发电能力，与火电同台竞争。目前，新能源装机大省甘肃采取的就是“报量报价”方式——由甘肃电力交易中心设置日前现货市场和日内平衡市场，分别采用分时分区电价与日内二次报价机制。在电力现货交易运行日，以每15分钟为一区，将全天分为96个出清区段；根据安全约束经济调度模型计算各出清区段的节点边际电价，加权平均形成每小时的分时电价。 

　　甘肃的电力现货交易平台囊括月度计划制订、中长期合同电量分解与管理、日前存量现货市场出清、日前增量现货市场出清、日内平衡市场出清等功能，实现新能源交易电价申报、出清分解等环节与调度安全校核、计划编制等的互联互通和全面覆盖。 

　　不仅是甘肃，多个省份都在通过符合本地新能源特色的交易和消纳机制，推动新能源积极参与现货市场。对于如何加强现货市场的机制建设，中国社会科学院生态文明研究所可持续发展研究中心副主任廖茂林认为，推动电力现货市场建设的同时，应建立健全市场准入和退出机制，以鼓励多元化的市场主体参与现货交易。 

　　辅助服务市场： 聚集更多灵活资源 

　　和现货以及中长期市场的建设目标不同，电力辅助服务市场主要通过激发各类市场主体调峰调频的积极性，提高新能源在系统内的消纳比例。 

　　截至2022年年底，我国电力辅助服务市场已经实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。通过电力辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦。 

　　青海是启动辅助服务市场较早的省份。2019年，青海创建了基于区块链技术并融通电力调度控制系统、辅助服务交易系统的新型平台，当年6月启动了电力辅助服务市场的试运行。化学储能是参与电力辅助服务的主体，有力促进了该省新能源电量消纳，在《青海省国家储能发展先行示范区行动方案2022年工作要点》中，青海提出进一步深化和完善电力辅助服务市场机制，充分体现储能在消纳新能源、保障电力系统安全等方面的多元应用价值。 

　　当前，随着代理聚合商、虚拟电厂逐渐增加，电网需求侧资源的灵活性显著提升，辅助服务的模式和产品也更为多样。要适应大规模新能源入市带来的挑战，电力辅助服务市场同样需要持续升级。 

　　上海电力大学电气工程学院新能源与智能配用电研究所教授边晓燕在《面向新型电力系统灵活性提升的国内外辅助服务市场研究综述》一文中指出，目前，我国大部分地区仍主要以火电机组作为辅助服务提供者，未来应鼓励并引导储能、可控负荷、电动汽车等多元资源参与辅助服务，进一步扩大市场主体范围，以市场化手段激励多元主体释放灵活调节潜力；在电力现货市场运行成熟、价格信号趋于完善后，可以通过实时市场逐步淘汰调峰产品，健全备用、调频等辅助服务产品类型，在新能源装机容量比例较高的地区，探索建立快速频率响应、快速爬坡等辅助服务产品。 

　　中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专业委员会主任委员陈海生认为，应公平核算不同辅助服务对应的价格，包括储能、抽水蓄能在内的辅助服务费用，并根据“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”的原则，合理疏导辅助服务成本。