南方区域电力市场发展趋势及挑战分析
展望“十四五”，在“双碳”目标驱动下，南方区域将构建以新能源为主体的新型电力系统，呈现新的发展态势。
一是新能源快速增长，需要新型电力市场促进新能源发展、保障常规电源发电能力。“十四五”期间新能源将保持稳定增速发展，煤电仍将发挥其支撑电源作用，并逐步向以提供电力为主、电量为辅的调节性电源转变。此外，受南方区域能源分布影响，为保障广东、广西、海南等省份的电能供应，跨省电力流仍将保持西电东送的总体趋势不变。
新能源装机增长也加剧了保供电压力。2030年南方区域风光发电装机将增长2亿千瓦，但有效容量仅增长3000万千瓦（50%概率），全区域仍处于总体紧平衡。煤电仍需要提供同等容量的应急支援能力，以及足够的快速爬坡能力，其发电小时数大大下降，迫切需要建立煤电成本回收市场化机制，保障容量充裕度。远期需要关注高比例新能源竞价导致现货地板价、尖峰价并存问题，防范单一现货价格导致远期价格误判、扭曲投资成本，需要建立反映综合成本的全维度定价机制，合理引导新能源投资、建设、运行、消纳。
二是电力需求持续增长，电能在终端能源消费占比持续提升,需要服务新兴主体的市场机制创新，为新业态发展赋能。“十四五”期间我国经济将实现高质量的稳步增长，南方区域电力负荷也将随之大幅增长。“双碳”目标提出，将推动包括分布式电源、储能、电动汽车等各类新兴市场主体蓬勃发展，各类新业态在支撑电力供应、提升系统灵活性等方面将发挥重要作用。
需要建立适应新兴市场主体参与的市场机制，激励各类新兴市场主体投资和发展，推动商业模式创新和用电增长。消纳新能源需要负荷侧柔性调节能力和主动响应能力，也需要建立相适应的市场参与机制服务于新兴市场主体的快速发展。
三是能源市场体系呈多元化发展，需要加强电力市场与碳市场、绿证市场、消纳责任权重市场的同向发力。随着国家“双碳”目标提出，可再生能源电力消纳保障机制实施、用户绿色电力消费意愿增强等外部环境发生变化。未来，市场主体需参与包括电力市场、碳排放权交易市场、绿证市场、可再生能源消纳责任权重市场等在内的多元市场体系，需建立电力市场与绿证市场、碳市场等之间的衔接机制，完善绿色用能认证机制，将绿色电力在生产、消费、排放多个环节的环保价值最大化，以多市场同频共振、同向发力实现“双碳”导向的最佳成效。
四是能源发展新形势加速电网数字化转型，优化资源配置平台作用凸显。在新能源集散并举的发展原则下，分布式新能源将不断增加，智能微电网持续发展，网架结构更加复杂多样。为适应新能源的进一步增加，需要利用数字化技术提升电网的调度控制水平，发挥电网资源优化配置平台作用，为源网荷互动提供保障。
电力市场如何应对高速增长的新能源
当前我国电力市场化改革取得显著成效，但存在的诸多问题也不容忽视。全国各地电力市场试点建设方案虽各有差异，但仍多“依猫画虎”，以套用国外典型市场模式为主，“水土不服”情况较为突出，比如对我国电源结构复杂、需求持续快速增长等现实国情考虑不足，对新能源大规模发展、分布式发电日渐普及等新形势新问题考虑不足，对能源转型与经济性协同、市场效率与供给安全兼顾等系统性考虑不足等。
随着电力市场化改革持续深入推进，这些深层次问题正渐次暴露凸显出来，甚至影响改革顺利推进。面向未来构建以新能源为主体的新型电力系统，需要深入分析我国能源电力转型发展要求和现实条件约束，在借鉴世界典型市场成功经验基础上，结合我国国情进行科学创新，重构具备中国特色的电力市场体系是必要且迫切的。
当前我国电力市场建设面临诸多挑战
我国已经建设形成世界上装机规模最大、电压等级最高、覆盖范围最广的电力系统，取得举世瞩目的电力工业发展成就。我国电力市场化改革历经多年同样已取得长足发展，但仍有诸多老大难问题未能妥善解决，而近期碳达峰、碳中和目标的提出，将推动我国加速向以新能源为主体的新型电力系统转型，更是带来如何适应新能源快速发展等新挑战。
当前我国电力市场建设面临着以下五种挑战：
一是新能源快速发展带来系统容量保障难题。风电、光伏等新能源发电出力具有随机性、波动性，相对常规电源而言仅有电量替代效益而无容量替代效用。随着系统中风光等新能源比重逐步提升，电力供给容量保障短缺风险将逐渐凸显出来。2020年美国加州夏季大停电，一方面因为高温导致负荷需求增长，另一方面也因大量新能源装机低出力导致系统净负荷（总负荷扣除风电、光伏出力）明显增加。国内也有类似情况，虽然近年全国风电、光伏装机迅猛增长，但有效供给容量不足仍导致我国中南部部分地区在今年初及近期出现了供应短缺问题。仅依赖新能源规模增加并不能解决容量保障问题，而需要依靠各类储能及其他常规电源等提供容量支持，在新形势下如何确保系统容量供给安全是市场机制设计重点也是难点。
二是电源结构趋于复杂，导致利益协调难度加大。在能源绿色低碳转型过程中，电源结构趋于复杂化是大势所趋。当前我国东北、华北、华东地区主要以火电为主，电源结构较为单一，而西北、华中和南方地区水电占比较高，电源结构相对复杂。随着新能源快速发展，各地区电源结构都将发生改变。对以化石能源为主的相对均一化电源结构系统而言，采用简单集中竞价、统一边际出清等电能量市场模式已基本满足要求。然而，新能源大规模发展一方面其近零边际成本特性将对市场出清价格产生冲击，显著削弱常规电源的电能量市场收益能力乃至影响其生存；另一方面新能源资源特性决定了仅依靠自身并不能实现可靠供应，而需要包括常规电源在内的其他调节资源协同互助才能满足供应要求。展望未来，在资源特性、边际成本、资源效用等差异巨大的复杂电源结构系统中，主要依据电量进行利益分配的市场模式显然无法满足激励要求。
三是分布式产销者涌现，催生新的市场交易需求。传统电力系统主要依赖火电、水电、核电等集中式电源供给电力，大小用户基本都是纯粹的电力消费者。与之相适应，当前世界各国的电力市场基本都采用了批发+零售两级市场模式，数量巨大的中小用户由零售商代替参与批发交易，数量有限的电源主体基本都能直接参与批发市场。从资源禀赋看，未来新能源必然会走向集中式、分布式并举的发展道路，分布式光伏等新能源走入千家万户是大势所趋。由此，大量电力用户将由原来的纯消费者变成产销者，广大中小用户不光有买入电力需求，也会有卖出富余电力需要。电力交易需求场景、交易数量、交易频次等都将发生巨大变化，构建适应大量分布式资源交互需要的市场模式势在必行。
四是市场主体结构不均衡，影响市场竞争绩效。产业经济学哈佛学派认为，市场结构决定市场行为，进而影响市场绩效。在垄断市场中，因市场主导者可以发挥价格影响力，往往导致市场低效率。目前我国发电企业国有资本总体占比近七成，为保障电力供给安全发挥了“压舱石”的重要作用，但也存在运营效率有待提升等问题。另外，各省区也普遍存在单一发电主体占比过高现象，个别地区占比甚至超过50%，超过市场垄断评价标准。为解决市场主体结构不均衡问题，一方面可通过混合所有制改革等方式，推进存量发电资产股权改革；另一方面还应扩大增量市场竞争，引入更多发电投资主体，改善整体市场主体结构。在电力市场机制设计中，如何降低监管难度以及扩大市场竞争也是需要考虑的重点。
五是改革搁浅成本问题需要妥善解决。我国电力体制经历了高度计划到逐步市场化的过程，由此形成改革搁浅成本问题在所难免。从发电环节来说，原标杆价格机制提供了稳定的收益预期，投资主体基于政策背书实施了投资建设电源行为，随着市场化改革推进，由市场竞争决定的价格收益水平往往难达预期，甚至难以覆盖前期投资及运营成本。我国中长期电力需求仍将呈现较快增长，电力供给能力仍需要持续增强，存量发电资源作为沉没成本应将其价值最大化，才是整体社会福利最优的选择。对发电环节改革搁浅成本的妥善处理，既是衔接改革前政策机制需要，也是保障电力供应安全、社会福利最大化的需要，是我国电力市场机制设计需要关注的另一重点。
绿色电力全生命周期的市场体系设计
从生产特性来看，新能源发电具有波动性、随机性、间歇性；从系统平衡视角来看，根据南网总调的研究，新能源发电在远期是概率性有效容量平衡，在中期和近期是电量总体平衡，在实时体现为可预测的新能源电力与调节性电力共同平衡；从利用一次能源来看，新能源发电与传统能源发电最大的不同点在于一次能源难以存储。
新能源上述特点决定了中长期合约不能作为发电调度安排的依据，而是体现为约定收益、对冲风险的工具；为了实现新能源发电上网，与新能源出力预测颗粒度一致的电力平衡市场是关键环节。化石能源发电的贡献则体现为远期提供充裕发电容量，中期和近期提供电能量，实时执行阶段提供调节能力。
因此，考虑到新能源为主体的电源结构，需要建立中远期权益类市场+平衡市场的复合市场体系，以及反映电能量、发电容量、辅助服务价值的全交易品种。
综合分析，新型电力市场体系需要结合新能源特性，依托新型电力系统，坚持顶层设计、循序渐进、安全稳定、公平竞争、绿色发展的原则，做好“规划交易执行”全时序统筹、“上下内外”全方位衔接，实现“源网荷储”全生命周期覆盖。
（一）“规划交易执行”全时序统筹
结合新能源电力电量平衡特性，从规划、交易、执行三个维度，提出从中长期到实时阶段、省内到省间的市场框架设计。
在规划维度（5～20年及以上阶段），市场设计需要以保障远期电力供给为前提，为新能源发电项目提供稳定的预期收益，满足“双碳”目标下新能源用能需求。相比化石能源发电，用电企业更注重获得绿色电力的独有性和全生命周期的环境价值。因此，规划维度的市场空间需要根据有效容量概率确定新能源装机规模，框定多电源类型发电互补的总体布局。交易主体主要为新能源发电企业、用电企业以及电网公司。
市场关键机制包括中长期购售电合同（PPA）、容量市场/容量补偿机制。发、用电企业通过签订PPA，满足发电企业的项目融资需要，为用电企业提供独有性、全生命周期的绿电所有权。发电企业与电网公司签订保障性收购合同也可以满足项目投资需要。电价机制方面，PPA价格需要体现电能量价值、环保价值，可以灵活设计价格联动机制以及期权等工具。
由于新能源发电特性难以完全匹配用电需求，发、用电企业通常选择签订中长期差价合约，合约仅作为结算依据，可以约定分时结算曲线；发、用电企业仍需要参与其他中长期交易或现货市场，或者与电网签订购售电合同。当火电利用小时数预期低于盈亏平衡小时（通常为4000～5000小时，与电煤价格和上网电价有关）之后，需要引入年度及以上的容量市场或容量补偿机制，合理量化并补偿火电减发电保容量的贡献。
在交易维度（多日～5年内阶段），市场设计需要满足新能源总体电量平衡需要，结合新能源电量预测技术开展电能量交易，满足用电侧灵活购买绿色电力的需求。现有中长期市场机制下，以年度、月度市场化交易计划为基础开展新能源优先消纳、常规电源三公调度。通过月度长周期结算抵消新能源发电波动性、随机性，控制执行偏差。当新能源发电占比不断提高，月度偏差较大且难以实现公允的偏差结算时，则需要引入月度以内的短期市场，提供频次高、流动强的调整手段。
市场关键机制主要是面向全体电源的分时段电能量交易，以及面向调节电源的中长期备用容量、黑启动等辅助服务交易。分时段合约设计应注重流动性，考虑各方最大公约数，按照“远粗近细”的原则划分时段，例如年基荷合约、月或周峰平谷合约、单日分时合约等。集中式现货市场启动后，中长期市场可以交易到D-1日，使交易精准贴近实际生产，减少风险敞口。根据市场发展，积极探索电力期货、期权、金融输电权等在内的金融衍生品交易，进一步增加市场流动性，完善风险规避、价格发现功能。
在执行维度（日前-实时阶段），市场设计需要实现发电能力平衡和调节能力平衡。关键机制包括现货电能量市场，调频、调峰等辅助服务市场，以及需求响应机制。电能量现货市场主要包括日前、日内市场和实时市场，通过集中优化调用各类调节资源，不断贴近实时供需平衡。依托调频、调峰等市场价格信号，激励具有灵活调节能力的机组参与实时电力平衡。通过需求侧响应机制，挖掘用电负荷、储能、电动汽车等用户侧资源灵活调节能力。依托新型电力系统的控制、计量、通信等技术，聚合各类分布式资源、虚拟电厂协调优化运行。
（二）“上下内外”四维衔接
从南方区域电力市场全局考虑，对上衔接全国统一电力市场，对下推进绿色电力向区域市场融合，对内衔接省级电力市场，对外做好与碳市场、用能权市场的耦合联动。
对上：南方区域作为一个独立的市场单元，以“点对网”、“网对网”方式参与全国市场（跨南网、国网及其他地区）交易。首先，通过区域市场的多能互补蓄水池作用，可以有效平抑汛枯、峰谷的送电波动，实现新能源受入能力最大化。其次是结合资源条件将南方区域内的新能源外送，或新能源与常规能源打捆外送，辐射大湄公河次区域国家。
对下：打造绿色电力交易作为区域市场实现“双碳”目标的核心产品，按照绿色用能全过程溯源、全国认证的要求，南方区域实行绿证统一核发认证，绿色电力交易统一组织。
对内：南方区域市场作为最大的资源平台，有助于五省区履行消纳责任权重，利用地域跨度大、用电曲线差异的特点调剂新能源季节波动性和日内间歇性。起步阶段五省区共享余缺调剂空间，以跨区跨省的多日电能量、现货交易作为灵活消纳渠道。随着新能源跨省区调剂规模和频率提升，点对网、网对网、点对点多种交易模式不断完善，区域内多边交易态势形成，区域平衡作用更加凸显，市场融合更加紧密。
对外：新能源交易与消纳保障机制、碳市场、用能权市场耦合衔接。未来积极探索绿色电力交易与其他市场的合约互认，提高市场之间的联动性，推动多个节能减排市场维度同向发力，更精准、更及时地反映每一度绿电的环境价值，引导发电项目投资，改变电力生产方式，促进绿色能源消费。
（三）“源网荷储”全生命周期价值覆盖
考虑电源、电网、负荷侧各类主体、储能的可持续发展，新兴市场体系需要支撑项目投资、项目建设、生产运行、监测评估全环节，反映市场价值和社会贡献并获得合理收益。
在投资环节，通过中长期购售电合同、新能源友好型市场服务、优惠支持政策等方式激励新能源发电企业投资，保障新能源发电项目发展。在项目建设环节，结合可再生能源电力消纳监测评估，根据新能源发电交易及结算情况滚动发布消纳指标并提出预警，引导风电光伏项目优化配置、合理安排装机增速。
在生产运行环节，建立适应高比例新能源接入的灵活调节机制，合理反映传统能源发电的调节能力价值，实现新能源优先消纳。在监测评估环节，聚焦碳足迹耦合碳排放全过程检测。基于企业用能数据开展碳排放数据监测，追踪碳足迹，推演未来碳趋势，助力企业优化运营策略、科学实现用能达峰。
中如助推新能源＋储能发展
在碳达峰、碳中和目标下，布局速度明显加快。从传统产业到新能源业务，实际是从资源依赖型产业向技术驱动型、市场竞争型产业的转变，不是光有资金和资源、仅靠行政力量或做几个项目就够。如何将传统企业的资金实力、融资能力、资产储备等资源，转化为发展清洁能源的优势，打破来自体制机制、传统观念等方面的约束，在转型过程中至关重要。内蒙古新特硅材料有限公司一期10万吨高纯多晶硅项目就是典型项目。
在内蒙古能源转型的进程中，内蒙古包头市以创建国家现代能源经济示范城市为抓手，坚持煤电油气风光并行，促进能源供给优质化、能源产业集群化、能源业态多样化，提高能源资源综合利用效率。新特能源股份有限公司10万吨多晶硅项目为包头市国优奖杯项目，该项目选用了具备优良性的低碳核心装备——2台新型高性能高压电极蒸汽锅炉（国内最大的高压电极蒸汽锅炉60MW），由中如集团配套安装，确保整个项目低碳高性能运行。
该项目计划2022年建成投产，项目总投资87.99亿元，建成投产后内蒙古新特能源股份有限公司高纯多晶硅产能将突破18万吨/年。本项目的建设，有利于降低整个产业链的生产成本，其蒸汽干度可达99.8%，热效率可提升至99.9%，极大降低了原有供应方面存在的风险。
