新能源参与电力市场稳步发展，仍需完善长效机制

电力市场建设初具成效

(相关资料图)

从实施新一轮电力体制改革以来，国内电力市场建设有序推进、成效显著。全国统一电力市场启动建设，中长期市场实现了省级全覆盖，现货市场以南方（从广东起步）、甘肃、蒙西、山西、山东试点为代表，自2020年启动市场结算试运行，规则持续迭代完善，市场总体运营平稳，有效发挥了资源配置的决定性作用，形成反映空间变化和供需波动的分时节点电价。同时，各类电源参与市场程度逐步提升，自主竞价要求不断提高，电量和电价存在较大的不确定性。

以山西、甘肃、蒙西电力现货市场为代表，其采用“全电量优化、新能源优先”集中式市场模式，新能源以“基数合约+市场化交易”方式参与市场。在基数合约方面，一方面，政府授予新能源年度保障性电量；另一方面，居民、农业用电，以及代理购电，考虑非市场化机组供应后的不足部分，转化为新能源基数电量。新能源企业可根据自身发电能力，自主选择是否执行年度保障性电量，或是通过参与市场交易方式形成合约曲线。

在中长期交易方面，中长期交易作为结算依据，不作为调度执行依据，体现金融属性。交易周期由年、月、旬向周缩短，交易频次增加，有利于新能源灵活调整中长期合约。

在现货交易方面，新能源采取“报量不报价”方式，申报次日96点发电预测曲线，保证优先出清。日前市场出清电量与中长期合约分解电量的偏差，以及实时市场与日前市场出清电量的偏差，按照节点电价进行偏差结算。

为了规范新能源机组合理预测发电量，市场机制中建立起超额回收和中长期缺额回收机制。当新能源发电实时出力与在市场中竞标的发电计划出现偏差时，对分时偏差电量超出允许偏差范围的，将价差收益进行回收；当中长期合约电量低于实际用电量一定比例，且现货价格高于合约均价时，缺额部分按合约价和日前价差一定倍数进行回收。

新能源参与电力市场仍存制约亟待破解

一、新能源参与市场竞价的能力尚存在不足

新能源参与电力市场交易，在当前中长期合约比例较高的情形下，在兑付中长期合同中，当新能源出力不足，传统能源实施报价策略，现货市场价格通常偏高，新能源需要在市场中高价购入电量匹配中长期合同；反之，当新能源出力高于中长期合同时，现货市场价格通常偏低，新能源需要将多余电量卖出。因此，新能源在兑付中长期合同中出现了“高买低卖”现象。

二、新能源与火电机组利益难以统筹

当前，火电等传统电源参与市场主要依赖发电量获取收益。随着新能源进入电力市场的规模增加，电力市场利益格局发生了深刻变化。

首先，在新能源优先出清的机制下，此前相对便宜的发电机组成为边际机组，总体上拉低了市场出清价格，各类电源在能量市场收益逐步收窄。极端情况下，全部省内火电机组处于最小技术出力亦超过竞价空间，大部分发电机组为了开机选择报零电价，导致现货出清价格触及“地板价”，挤压了传统电源在能量市场的收益。

其次，原先基于标杆价格政策等投资建设的电源，仅由电能量市场竞争形成的价格收益水平，往往难以覆盖这部分机组的前期投资回收，产生搁浅成本，影响存量机组的可持续运营。

再次，火电等传统能源逐步转为调节性电源，发电量不断减少，更多体现在负荷高峰时刻的顶峰、备用作用。然而，现行电力市场机制未能提供价格信号反映其顶峰、备用价值，难以引导投资建设。

三、双轨制带来的市场结算不平衡

在集中式电力市场模式下，优先发、用电统一出清，优先发电“计划”融入“市场”，为市场化用户提供了电量。按市场规则，优先发电应接受现货市场价格，场外按产业政策进行价差结算。实际实施中，市场价格和协议价格混为一谈，此时段向市场化用户收取费用低于向优先发电和市场化机组支付的费用，造成了收支不平衡。

借助电力现货市场仿真看清新能源在市场环境下的适应能力

电力市场出清价格主要受竞价空间、机组报价、新能源出力、开停机情况，以及断面阻塞等因素影响。笔者与团队搭建了电力现货市场仿真系统，从长周期和短周期两个维度，量化仿真新能源、火电等各类机组在市场中的收益水平，进而评估其适应程度。

电力市场仿真系统具备安全约束机组组合（SCUC）、基于安全约束经济调度（SCED）、节点电价（LMP）三类核心计算模型，基于电力市场出清理论，以全社会福利最优（购电成本最小）为目标函数，考虑电力系统运行、机组出力特性等约束，根据实际电力系统拓扑、市场规则和市场交易边界进行出清仿真。量化得到机组组合、中标出力、节点电价、直流潮流、阻塞费用、松弛变量、惩罚费用等。仿真系统内核可根据实际市场规则调整，适用于任意规模、任意模式区域、省级电力市场。以15分钟为单位开展日、周及以上市场出清过程仿真模拟，日市场出清过程如图1所示。

图1 市场出清过程

一、新能源全电量参与现货市场具有经济可行性

开展甘肃2025年8760小时的电力现货市场出清模拟，评估风电、光伏、火电机组的现货市场收益水平。

根据仿真结果测算，全网全年加权平均价格为259.86元/兆瓦时。煤电全年加权平均价格为316.46元/兆瓦时。风电全年加权平均价格为256.43元/兆瓦时，最高价格为650元/兆瓦时，最低价格为0元/兆瓦时，价格分布区间如表1所示。

图2 2025年甘肃风电全年市场出清价格

表1 2025年甘肃风电市场出清价格分布

光伏全年加权平均价格为158.46元/兆瓦时，最高价格为650元/兆瓦时，最低价格为0元/兆瓦时。

图3 2025年甘肃光伏发电全年市场出清价格

表2 2025年甘肃光伏市场出清价格分布

若甘肃新能源规划装机水平提高10%，电力负荷、网络拓扑等边界条件不变，开展8760小时市场运行仿真，全网全年加权平均出清价格为286.1元/兆瓦时。煤电全年加权平均出清均价为314.23元/兆瓦时。风电全年加权平均出清均价为270.43元/兆瓦时。光伏全年加权平均出清均价为144.07元/兆瓦时。相比装机规模，风电出清均价有所提高，煤电和光伏出清均价有所降低。

图4 基础场景下2025年甘肃电力市场出清价格

图5 新能源装机提高场景下2025年甘肃电力市场出清电价

二、新能源和火电出力特性对市场价格有重要影响

（一）局部时段出现“地板价”

以山西电力市场为代表，用电负荷呈“两低一高”特性，后夜、午间负荷低，晚峰负荷高。电力市场总体表现是，白天光伏大发时段，市场出清价格低，部分时段出现“地板价”，光伏电站收益难以获得保障。

图6 山西多典型日市场出清电价

（二）受新能源出力特性影响，竞价空间一致，出清价格存在差异

对比2月15日、2月16日山西市场出清情况，11:00—15:00期间，市场竞价空间相差不大，但这两日市场出清价格存在较大差异，2月15日的出清价格出现了零电价。

图7 2月15日—17日山西电力现货市场竞价空间及出清电价

复盘市场报价情况，常规火电机组在最小技术出力段申报零电价，新能源机组按零电价申报，即零电价申报容量=常规机组最小技术出力（开机）+新能源机组出力。2月15日新能源大发，总出力高于2月16日。在11:00—15:00期间，2月15日的零电价申报容量大于市场竞价空间，市场出清到“地板价”。通过仿真系统设置2月15日的边界和机组报价，并调整新能源总出力，保持负荷水平不变，可以发现新能源总出力超过10000MW，11:00—15:00期间将出现零电价；新能源出力在95000MW，煤电竞价出力将在最小技术出力以上，申报价格高于零电价。

（三）受火电机组开机数量影响，竞价空间越高，市场出清价格越低

对比2月15日、2月16日、2月17日山西电力市场出清情况（图7），2月17日晚高峰市场竞价空间远高于2月15日和2月16日，但出清价格低于2月15日和2月16日。

由于2月17日晚高峰较高，新能源出力较小，在进行机组组合优化时，常规机组开机多，进行顶峰。2月17日的开机数量较2月15日和2月16日更多，即供给更多，潮流分布也更加合理，电网阻塞不严重，没有触发罚因子而导致出现顶价。同时，由于开机数量较多，在凌晨低谷时出现了调峰问题，价格下降。

通过仿真系统设置必停机组，减少开机数量。随着必停机组增加，市场出清价格增加。由此，晚高峰的顶价和市场竞价空间没有绝对对应关系，与当天的开机数量有关。

加快建立健全电力市场及其配套机制

结合实践与上述仿真情况，为了加快电力市场建设，以更好地适应高比例新能源参与交易，应加紧做好以下工作：

一是优化体制机制，保障新能源通过全电量参与现货市场交易实现合理收益。新能源大发局部时段，市场出清价格常表现为“地板价”。此外，新能源出力具有不确定性，加大了新能源与用户签订中长期合约难度。因此，一方面，需要优化完善可再生能源电力消纳保障机制+绿证机制，提升新能源配额消纳水平，通过政策性手段促进新能源企业与售电公司、大用户签订PPA电量合约，锁定收益水平；另一方面，通过合理配置储能，优化新能源出力特性，在市场出清价格高时进行报量竞价，获取高于储能和新能源投资运行成本的电价收益。

二是辅助服务市场和容量机制亟待建立。分析甘肃煤电机组全年加权平均价格为316.46元/兆瓦时。从长期投资运营角度看，需通过设计合理的辅助服务市场和容量机制，实现机组的多元市场化收益，支撑煤电向调节性电源转变。

三是解决双轨制的根本措施在于理顺产业政策和市场关系。产业政策的实施应以不扭曲市场竞争为原则。推动优先发电在内的全部电源参与现货市场集中竞价出清，按照市场出清价格结算，优先发电可通过政府授权中长期合约或其他形式实现进行场外补偿。

四是通过开展电力现货市场长短周期仿真，实现市场运营情况的量化分析，支撑市场交易规则完善，以更好适应高比例新能源参与市场。通过开展电力现货市场出清仿真，帮助新能源等市场主体预测市场出清价格，复盘交易策略，提高市场交易能力和市场交易收益。

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