作者：凡华 广西电力交易中心交易组织部高级经理

一、对“新型电力系统”的认识

为实现能源消费的清洁化、低碳化，风电、光伏等新能源将大规模引入，新能源的随机性、间歇性、不可控性对传统电力系统的运行将产生巨大影响。为平抑以上影响、适应新的变化，需要“源网荷储”的协调发展。“源网荷储“各产业链的技术进步、技术实现、商业应用等是新型电力系统发展的基础，而市场交易则是通过经济手段引导各环节有序衔接、协调发展。

（一）电源结构将发生深刻变化

各类型电源的定位将发生变化。煤电、气电将逐步转变为以提供电力为主、电量为辅的备用保障电源。风电、光伏将逐步成为电量支撑主体。水电、核电既提供电力又提供电量。电源更加多元化、智能化。集中式发电与分布式发电并存；大容量发电与小容量发电并存；接入电网并网运行的电源与自发自用电源并存。随着先进的储能技术、氢能技术的发展，储能放电及氢能可能成为新能源的重要组成部分。

（二）电网安全运行面临巨大挑战

电网结构将更加复杂。高电压大电网与低电压微电网并存；远距离高电压交流与近距离直流并存；跨省跨区联络进一步加强，区域内各级电网协同均衡发展。电网数字化程度进一步提高，数字电网的状态感知能力为电网运行控制提供有效支撑。随着需求侧响应的大范围应用，分布式电源、储能、电动汽车等大量接入，数字电网成为重要的“源网荷储”互动平台。电网运行控制难度增加。风电、光伏“靠天吃饭”装机容量可用率低，电网潮流波动加大。同时，风电、光伏容易出现大规模脱网，引发连锁故障。

（%1） 负荷侧可控性互动性特征明显

可调节负荷将逐步增加。分布式电源、储能、电动汽车反向放电技术的发展，纯用电负荷将转变为可发电、可用电的双向互动负荷。电能消费将持续增长。随着电能替代的大力发展以及“以电代煤”“以电代油”“以电代气”的推广，电能占能源消费比重将大幅提升。在电力消费增长的同时，人们的绿电环保意识也将进一步提高。

（四）电力市场多元化发展大势所趋

区域电力市场将发挥更大的作用。在新型电力系统下，电力资源的优化配置将在更大区域内实现，网间交易的时效性、规模性将大幅提高。电力市场在“源网荷储”互动中将发挥重要作用。以市场手段平衡好电能质量与成本之间的关系，促进新型电力系统高效经济运行。市场交易体系将进一步丰富完善。电能量市场、容量市场、辅助服务市场逐步建立，互为补充。碳市场、绿证市场、消纳责任权重市场有效衔接、融合发展。

二、广西新能源建设及规划情况

（一）近年来广西新能源装机高速增长

截至今年6月底，广西统调装机3831.2万千瓦，其中水电1005.7万千瓦，占比26.3%；煤电1584万千瓦，占比41.3%；燃气48万千瓦，占比1.3%；核电217.2万千瓦，占比5.7%；风电690.5万千瓦，占比18.0%；光伏211.7万千瓦，占比5.5%；生物质74.1万千瓦，占比1.9%。十三五期间，广西新能源装机从2016年的75.1万千瓦增长至2020年的803.7万千瓦，年均增长218.1%。

（二）近年来广西新能源发电量增长迅速

2021年上半年，广西统调火电电量393.2亿千瓦时，占比45.8%；水电186.6亿千瓦时，占比21.8%；核电92.9亿千瓦时，占比10.8%；风电76.4亿千瓦时，占比8.9%；光伏9.3亿千瓦时，占比1.1%。风电同比增加32.8亿千瓦时，同比增长75.4%；光伏增加5.2亿千瓦时，同比增长128.5%。广西新能源发电从2016年的12.7亿千瓦时增长至2020年的109.2亿千瓦时，年均增长152%。

（三）“十四五”期间广西电源规划情况

1、新增装机。按照政府部门规划，“十四五”期间广西计划新增装机容量3524万千瓦。其中火电1196万千瓦，占比33.9%；水电285万千瓦，占比8.1%；核电236万千瓦，占比6.7%；风电900万千瓦，占比25.5%；光伏800万千瓦，占比22.7%；其他107万千瓦，占比3%。其中风电、光伏合计占比48.2%，近一半是新能源；新增清洁能源占比63%。

2、装机容量。到2025年，广西全社会装机容量8828万千瓦（含龙滩份额、地方电网及自备机组等）。其中火电3565万千瓦，占比40.4%；水电2040万千瓦，占比23.1%；核电236万千瓦，占比5.1%；燃气48万千瓦，占比0.5%；风电1550万千瓦，占比17.6%；光伏1000万千瓦，占比11.3%；其他172万千瓦，占比1.9%。其中风电、光伏合计占比28.9%。

（四）“十四五“期间广西新增主力电源

在建约630万千瓦，主要有大藤峡水电、防城港红沙核电二期，神华北海煤电。“十四五”建成投产约600万千瓦，主要有北海煤电二期、钦州煤电三期、玉林龙潭煤电、梧州煤电，龙滩扩机。“十四五”开工转“十五五”初投产约1000万千瓦，主要有崇左煤电、白龙核电、防城港红沙核电三期、南宁抽水蓄能等。“十四五”期间海上风电投产300万千瓦，陆上风电600万千瓦，光伏800万千瓦。到2025年广西电源装机容量达8828万千瓦，非化石能源装机占比提升至59%。

三、广西电力市场已开展的相关工作

（一）新能源参与市场交易方面

2021年起，广西风电逐步参与市场交易。非平价集中式风电由电网企业全额保障性收购，其中发电小时数1800小时以内的上网电量“保量保价”；1800小时以外的上网电量“保量竞价”。非平价集中式风电发电量超广西燃煤发电基准价格（0.4207元/千瓦时）部分的补贴继续按国家可再生能源补贴政策执行，不受市场交易政策影响。

国家财政部、发改委、能源局联合印发的关于《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建2020〔426〕号），规定了不同风资源区全生命周期合理利用小时数。广西风能资源属于四类资源区，合理利用小时数为36000小时。国家补贴时间为20年，折算年利用小时数约1800小时。2020广西风电电量95.7亿千瓦时，利用小时数为1977小时，可交易电量约10亿千瓦时。截至目前，风电利用小时数尚未超过1800小时。

（二）水电参与市场交易方面

目前，广西水电主要承担保底供电任务，不直接参与市场交易。2017年，广西弃水50亿千瓦时，火电利用小时数2209小时，水火矛盾突出，各方反映强烈。2018年，为进促进清洁能源消纳、缓解电源矛盾，出台了《广西水电与火（核）电发电权交易方案》。水电企业超出近5年年平均上网电量的需参与发电权交易。累计组织40批次交易，消纳超基数水电108亿千瓦时，平均补偿价格6.37分/千瓦时。截至目前，水电企业发电量尚未超过基数电量。

（三）可再生能源消纳量交易方面

在广州交易中心的统一部署下，广西于2021年6月通过广州交易中心交易平台组织了首次可再生能源消纳量交易，成交凭证576个，平均价格51.74元/个。其中水电凭证516个，平均价格49.61元/个；非水凭证成交60个，平均价格70元/个。为保障可再生能源消纳和落实消纳责任迈出坚实一步。

（四）辅助服务市场建设方面

目前广西主要开展了调峰辅助服务市场、南方区域调频辅助服务市场。调峰辅助服务市场于今年7月1日转入正式运行，调频辅助服务市场于今年4月份投入结算试运行。上半年，调峰市场激励了各火电企业参与深度调峰，为发电企业创造659万元调峰收益。调频市场于4月份投入结算试运行后，为发电企业创造1420万元调频收益。调峰和调频市场通过“两个细则”原有结算方式开展结算。以上辅助服务市场由调度中心直接开展，交易中心未能参与。

（五）需求侧响应市场建设方面

下半年，广西电力供应从“紧平衡”转为“电力电量双缺”。如果水情无好转、火电产销倒挂的问题不解决，预计广西电力电量双缺的情况可能维持到明年春季。目前，运行的机组出力减少将近400万千瓦，非计划停运影响出力164万千瓦。

迎峰度夏期间预计最大负荷3100万千瓦，最大电力缺口将超过400万千瓦。今冬明春统调最高负荷达3300万千瓦，叠加枯水期水电能力下降、西电云电送桂减少等因素，最大电力缺口将超过580万千瓦，可能较长时间内存在严重的电力电量双缺问题。

在上述背景下，需求侧响应市场建设十分迫切。目前，已拟定广西需求侧响应交易规则初稿，市场交易与有序用电充分衔接。采用边际出清定价模式、售电公司代理参与市场的用户由相应售电公司代理参与市场化需求响应。通过合理的补偿引导需求侧灵活调整负荷，提高电力系统灵活性。

四、新形势下需解决的问题

（一）大规模新能源接入后，中长期交易与现货交易衔接问题

广西水电、火电、核电、西电等多种电源并存，未来风电、光伏等新能源将大规模接入，电源结构将更为复杂。目前，广西仅火核电参与市场交易，市场化发电与市场化用电难以实时匹配。丰水期，为保证清洁能源最大限度消纳，火电深度调峰甚至停机备用；枯水期，火电出力则远高于市场化用户的用电负荷。

基于上述原因，广西中长期交易采用“月结年清”、年度滚动平衡的方式开展，该方式有效解决了当前中长期交易中遇到的问题。随着现货市场的推进，电力商品须实时交割。广西电源结构特殊，再加上大规模新能源的接入，增加了实时平衡的难度。需充分考虑参与市场交易的电源类型及参与比例问题，制定符合广西实际的电力中长期交易与现货交易衔接机制。

（二）新型电力系统下市场主体如何参与市场交易问题

新型电力系统将推动发电侧、负荷侧、储能侧的革新。各类型电源的定位、盈利方式等将发生巨大变化，煤电、气电将逐步转变为备用保障电源，风电、光伏将逐步成为电量支撑主体，水电、核电兼顾调峰和电量供应。可调节负荷将逐步增加，分布式电源、电动汽车、各类型储能将相继涌现。

不同市场主体的角色定位不同，仅靠电能量市场难以生存发展。需尽快研究制定完善的市场交易体系，发挥电力市场在“源网荷储”互动中的重要作用，帮助市场主体收回建设运营成本，进而促进新型电力系统的高效、安全运行。

（三）不同发电成本电源同台竞价问题

随着技术的发展，风电、光伏的单位建造成本已大幅降低，平价风电将成为主流。广西存在沿海煤电与内陆煤电的差异、核电与煤电的差异、水电“一厂一价”等问题。上述电源，虽然地理位置不同、发电类型不同，但在保障电网安全稳定运行方面均不可或缺。

如何制定不同发电成本电源同台竞价政策，如何确定各类型电源参与规模，确保发电企业维持生存，引导电源投资，这些问题需要深入研究。

（四）不同供需形势下电力市场建设问题

本轮电改政策出台时，电力供应严重供大于求，2017年广西弃水50亿千瓦时，火电利用小时数2209小时，在此背景下广西市场化交易规则降电价目的明显。今年以来，全国很多地区出现了电力供应偏紧的问题，这是2015年电改9号文发布以来首次出现电力供应偏紧。下半年，广西电力供应从“紧平衡”转为“电力电量双缺”，最大电力缺口将超过400万千瓦，今冬明春最大电力缺口将超过580万千瓦。

在电力供需平衡、供不应求、供大于求等不同形势下，如何开展交易需要进一步研究，真正还原电力商品属性。研究如何将有序用电与市场交易结果相结合，在确保保底供电的前提下，体现市场交易的优势。

（五）电力市场与碳市场、绿证市场、消纳量市场相互融合发展的问题

随着国家“双碳”目标的提出，未来电能消费侧碳减排的诉求将日益强烈，用户对电力的来源和属性要求将发生变化。但目前绿电交易、可再生能源电力消纳量交易、绿证交易以及碳市场之间的关系仍不清晰，如何协调推动多个节能减排市场同向发力，建立各市场之间的衔接机制，需进一步研究。

五、下一步研究方向思考

（一）优化完善广西电力中长期交易体系与现货市场有效衔接

一是进一步优化交易品种，缩短交易周期，提高交易频次，为市场主体提供多样化的交易机会和手段。二是进一步评估参与交易的发电类型及参与规模。研究结算方式逐步过渡到“月结月清”、“日清月结”。三是推动交易合同属性变革，由物理合同转化为差价合同，实现中长期交易与现货市场的有效衔接。四是研究不同边界条件下中长期交易与现货市场的衔接机制，将新能源纳入现货市场出清。

（二）开展新能源和新型市场主体融入电力市场的研究

在南方区域统一电力市场框架下，充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点，通过合理的投资保障机制，调动各类型电源尤其是灵活性较高的电源的投资积极性，保障电力系统长期安全可靠运行。

近期重点研究方向：研究新能源与自备电厂发电权交易，降低排放的同时，实现互利共赢。研究灵活的月内短期交易方式，评估新能源参与市场交易的容量比例、报价机制和出清机制，降低新能源波动性带来的不平衡不稳定问题；完善辅助服务补偿和交易机制，促进各类火电机组灵活性改造。

中远期重点研究方向：新能源交易逐步过渡到“中长期市场＋现货市场”的模式，研究通过差价合约在合理控制补贴总额的基础上，形成新能源市场价格。随着新能源技术的进步和成本的降低，新能源将逐步实现平价上网，研究在没有补贴的情况下，新能源与常规电源同台竞价机制。随着电力市场的健全完善，新能源价格波动性大的特性将导致市场参与者风险控制需求增加，研究电力期货和衍生品交易作为对冲工具，有效地分担风险。开展新型电力系统下电力零售市场关键机制研究，有效支撑荷网互动。

（三）开展不同供需形势下电力市场建设研究

研究在电力供需平衡、供不应求、供大于求等不同形势下交易体系设计、交易品种组合、交易参数设置、交易规模确定等。研究将有序用电与市场交易结果相结合，在确保保底供电的前提下，充分体现市场交易的优势。

（四）开展辅助服务市场研究

根据广西电源结构特点开发多样化的辅助服务交易品种，研究备用、黑启动、爬坡等交易品种，激励机组灵活性改造，增加机组收益来源。研究推进需求侧响应交易，充分利用新型市场主体负荷可控性，共同服务电网稳定运行和电力供应安全。

（五）新型电力系统下的区域电力市场机制研究

随着新型电力系统的发展，电力将在更大范围内平衡，省间交易联系紧密，区域市场更加重要。研究适应新型电力系统的省内及区域市场的交易时序衔接机制、区域电能量市场交易机制、容量补偿机制以及各类市场交易配合机制（绿证市场、可再生能源消纳量交易、碳交易等）。