深度 | 新能源大基地参与市场的难点与建议

通过市场化方式解决新能源

大基地消纳问题势在必行

2015年，我国启动新一轮电力体制改革，电力市场建设再次提速。随着2019年现货市场试点建设工作全面铺开，我国逐步形成了中长期交易、现货交易和辅助服务交易相互衔接的市场体系。2023年，山西、广东、山东、甘肃、蒙西等现货市场试点陆续转正，市场充分体现了其在新能源经济消纳、激励传统电源提供顶峰能力、引导更多调节资源参与系统调节等方面的作用。2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），明确了建设全国统一电力市场体系的目标和基本路径，逐步建成国家和省/区域电力市场协同运行的多层次电力市场。

目前，我国已经初步建立了跨区跨省市场。在国家电网经营区，形成了跨区跨省中长期交易和省间现货交易为主的市场体系。南方电网经营区内，目前正在探索南方区域一体化市场建设，南方五省区域现货市场已于2024年11月开展了整月结算试运行。国家电网和南方电网跨经营区交易也在不断探索过程中，取得了积极成效，2025年3月，首笔跨经营区绿电交易达成。跨区跨省交易市场愈发活跃，2024年，跨区跨省交易电量达到了14267.9亿千瓦时，其中直接交易达到1052.4亿千瓦时，省间交易380.7亿千瓦时，在促消纳、保供应方面发挥了重要作用。

大型新能源基地开发建设是适应我国资源分布禀赋的新能源开发利用方式，需要依托大电网实现资源跨区优化配置。大型新能源基地的跨区外送特性决定其高效经济消纳，必须配套更加完善合理的跨区电力市场化交易机制。通过市场化交易，把新能源大基地的绿色电能送到“最需要”的地方去，才能够充分还原电力商品属性，从根本上协调送受端主体的实际需求。市场建设往往是“求同存异”最为经济有效的方式，完善跨区交易机制，给予大型新能源基地开放合理的市场交易平台，是解决新能源大基地消纳问题的“不二法门”。

大型新能源基地在参与市场

方面存在的问题

大型新能源基地参与市场所面临的问题，成因较多，既有大基地电源结构本身造成的，也有目前跨区跨省市场交易机制不完善造成的，主要可总结为以下四个方面：

一是政府协议送电曲线的协调难度增加。目前，政府间送受电协议仍然是保证稳定外送、平稳送受端预期的主要方式。但是，随着受端省份新能源装机占比的不断提升，主要是光伏装机占比的不断提升，受端省份对于外来电送电曲线提出了更高的要求，对于新能源出力较少时段的外来电需求更加迫切。以新能源为主要电源结构，特别是光伏占比较高的大型新能源基地，其出力特性与受端省份新能源出力特性近似，使得送电曲线协商更加困难。

二是协议价格与受端省份市场化电价衔接难度加剧。送电曲线的难以协调，造成电价的协调更加困难。目前，电力现货市场已经在大部分受端省份铺开，现货形成的分时价格不可避免地将成为送受端价格协商需要锚定的标的，传统外送电“一口价”议价方式和参考基准电价倒推的价格形成方式，已经不能适应当前大型新能源基地外送价格协商的要求。由于各受端省份电力市场化程度不同，价格形成机制存在差异，外送电分时价格协商难度增大。同时，原有的外送电价格机制与受端省内价格形成机制不衔接，也会造成受端省内市场出现不平衡资金，对受端省内市场运行产生一定影响。

三是新能源出力不确定性和波动性给大型新能源基地交易带来风险。在当前市场条件下，政府协议和跨区中长期合约往往需要刚性执行。大基地新能源出力的不确定性和波动性，容易造成实际外送曲线偏离交易计划，特别是遇到新能源小发，大基地项目出力难以满足已签订的政府送电协议和市场化中长期合约送电要求时，大概率需要在送端或受端市场临时组织购电，外送主体需要支付较高的偏差成本，对大基地运行的经济性产生较大影响。

这不仅是我国大型新能源基地项目投资所需考虑的问题，国外在评估新能源项目投资时，也会重点关注极端天气下长期PPA无法履约所造成的成本损失，以及由此可能对项目投资经济性的影响。但是与单个新能源投资项目不同，大型新能源基地项目投资规模较大，投资回收期较长，新能源出力波动和市场偏差结算所带来的风险，可能会成为影响其收益率的重要因素。

四是大型新能源基地将面临多层次市场，交易复杂程度高。大型新能源基地的外送、消纳跨越多个行政区域和电网调度控制区，需要考虑送、受两端市场、区域市场、跨省跨区市场等多个层次市场，不同层次市场中还要考虑各类交易品种和不同的交易周期，不同市场的出清时序、信息披露情况，限价机制、市场内的供需情况等因素均会影响其交易策略制定。目前，针对单一电源、单一市场的辅助决策模型和工具，不能适应大型新能源基地交易的需要。

完善大型新能源基地参与

市场相关机制的初步建议

一是推动完善跨省跨区市场机制，加快全国统一电力市场体系建设。目前，省、区域、跨区市场中具有类似功能的交易品种应该逐步融合；不同层次市场间价格机制应进一步衔接，省间市场和省内市场应保持衔接协同的限价水平；在条件成熟的情况下，尽量推动跨省跨区市场和省间市场/区域市场的“报价衔接”，探索一次报价的可能性；同时，进一步扩大省间购售电主体范围，允许市场主体在不同市场间有序自由流动，为大基地电量市场化消纳创造更大的交易空间，进一步降低政府协调成本。

二是建立政府协议的市场化落实方式。政府协议对于保证大基地项目收益基本盘、稳定投资主体预期至关重要。下一步，应尽快建立政府协议的市场化落实方式。应充分考虑政府协议与跨省跨区中长期市场、省间现货市场和受端省内市场间的衔接方式，比如，通过政府授权合约，保障大基地项目一部分电量收益，确保大基地项目平稳运行，明确送电偏差的经济责任；明确大基地火电对于系统及送受端省内的容量支撑作用，建立对于大基地火电项目合理的容量补偿机制，确保大基地火电项目基本收益，容量补偿机制是解决大基地内火电机组成本回收，保障发电企业投资积极性，激励发电企业增加有效容量供给的关键，探索衔接统一容量补偿方式，更好地实现大基地项目与受端市场主体公平竞争。同时，建立政府授权合约补偿费用、煤电容量补偿费用在送受两端的合理分摊机制。

三是明确大型新能源基地环境属性价值。促进我国能源电力系统转型，实现“双碳”目标，是推动大型新能源基地建设的初衷。大基地的环境属性是其核心竞争力之一，对于以外贸出口为主的沿海地区和负荷中心地区至关重要。下一步，应尽快打通电能量、绿证和碳市场之间的关联关系，充分体现大型新能源基地的减碳效益，提升大基地环境属性价值，进一步提升大型新能源基地在受端市场中的比较竞争优势。

四是在市场化条件下，提升大型新能源基地项目投资决策和运营优化能力。大型新能源基地投资决策和运营优化具有多类型电源耦合、多维度市场不确定性、多影响控制参数的特点，需要提升对不同层次市场的电价预测能力；提升新能源中长期、短期和超短期功率预测能力；提升基于大基地内部资源优化的市场报价策略优化能力，提升大基地市场风险应对能力，动态调整其在不同市场中的交易策略。要实现上述功能，亟需研究和开发能够适应大型新能源基地市场交易需求的辅助决策的模型和工具，提升交易策略制定的合理性和科学性。