中國儲能網(wǎng)訊：新能源大基地建設是我國實現(xiàn)“雙碳”目標、加速能源轉(zhuǎn)型、促進能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的重要方式和關鍵路徑。推動新能源大基地電量高效經(jīng)濟消納，既需要堅強的主干網(wǎng)架和持續(xù)提升的外送能力，也需要與之配套的市場化消納機制。本文研究表明新能源大基地參與電力市場，是全國統(tǒng)一電力市場體系建設的必然要求，也是協(xié)調(diào)送受端省區(qū)需求的重要途徑。
通過市場化方式解決新能源大基地消納問題勢在必行
2015年，我國啟動新一輪電力體制改革，電力市場建設再次提速。隨著2019年現(xiàn)貨市場試點建設工作全面鋪開，我國逐步形成了中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務交易相互銜接的市場體系。2023年，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西等現(xiàn)貨市場試點陸續(xù)轉(zhuǎn)正，市場充分體現(xiàn)了其在新能源經(jīng)濟消納、激勵傳統(tǒng)電源提供頂峰能力、引導更多調(diào)節(jié)資源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)等方面的作用。2022年，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號），明確了建設全國統(tǒng)一電力市場體系的目標和基本路徑，逐步建成國家和省/區(qū)域電力市場協(xié)同運行的多層次電力市場。
目前，我國已經(jīng)初步建立了跨區(qū)跨省市場。在國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)，形成了跨區(qū)跨省中長期交易和省間現(xiàn)貨交易為主的市場體系。南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)，目前正在探索南方區(qū)域一體化市場建設，南方五省區(qū)域現(xiàn)貨市場已于2024年11月開展了整月結(jié)算試運行。國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)跨經(jīng)營區(qū)交易也在不斷探索過程中，取得了積極成效，2025年3月，首筆跨經(jīng)營區(qū)綠電交易達成?？鐓^(qū)跨省交易市場愈發(fā)活躍，2024年，跨區(qū)跨省交易電量達到了14267.9億千瓦時，其中直接交易達到1052.4億千瓦時，省間交易380.7億千瓦時，在促消納、保供應方面發(fā)揮了重要作用。
大型新能源基地開發(fā)建設是適應我國資源分布稟賦的新能源開發(fā)利用方式，需要依托大電網(wǎng)實現(xiàn)資源跨區(qū)優(yōu)化配置。大型新能源基地的跨區(qū)外送特性決定其高效經(jīng)濟消納，必須配套更加完善合理的跨區(qū)電力市場化交易機制。通過市場化交易，把新能源大基地的綠色電能送到“最需要”的地方去，才能夠充分還原電力商品屬性，從根本上協(xié)調(diào)送受端主體的實際需求。市場建設往往是“求同存異”最為經(jīng)濟有效的方式，完善跨區(qū)交易機制，給予大型新能源基地開放合理的市場交易平臺，是解決新能源大基地消納問題的“不二法門”。
大型新能源基地在參與市場方面存在的問題
大型新能源基地參與市場所面臨的問題，成因較多，既有大基地電源結(jié)構(gòu)本身造成的，也有目前跨區(qū)跨省市場交易機制不完善造成的，主要可總結(jié)為以下四個方面：
一是政府協(xié)議送電曲線的協(xié)調(diào)難度增加。目前，政府間送受電協(xié)議仍然是保證穩(wěn)定外送、平穩(wěn)送受端預期的主要方式。但是，隨著受端省份新能源裝機占比的不斷提升，主要是光伏裝機占比的不斷提升，受端省份對于外來電送電曲線提出了更高的要求，對于新能源出力較少時段的外來電需求更加迫切。以新能源為主要電源結(jié)構(gòu)，特別是光伏占比較高的大型新能源基地，其出力特性與受端省份新能源出力特性近似，使得送電曲線協(xié)商更加困難。
二是協(xié)議價格與受端省份市場化電價銜接難度加劇。送電曲線的難以協(xié)調(diào)，造成電價的協(xié)調(diào)更加困難。目前，電力現(xiàn)貨市場已經(jīng)在大部分受端省份鋪開，現(xiàn)貨形成的分時價格不可避免地將成為送受端價格協(xié)商需要錨定的標的，傳統(tǒng)外送電“一口價”議價方式和參考基準電價倒推的價格形成方式，已經(jīng)不能適應當前大型新能源基地外送價格協(xié)商的要求。由于各受端省份電力市場化程度不同，價格形成機制存在差異，外送電分時價格協(xié)商難度增大。同時，原有的外送電價格機制與受端省內(nèi)價格形成機制不銜接，也會造成受端省內(nèi)市場出現(xiàn)不平衡資金，對受端省內(nèi)市場運行產(chǎn)生一定影響。
三是新能源出力不確定性和波動性給大型新能源基地交易帶來風險。在當前市場條件下，政府協(xié)議和跨區(qū)中長期合約往往需要剛性執(zhí)行。大基地新能源出力的不確定性和波動性，容易造成實際外送曲線偏離交易計劃，特別是遇到新能源小發(fā)，大基地項目出力難以滿足已簽訂的政府送電協(xié)議和市場化中長期合約送電要求時，大概率需要在送端或受端市場臨時組織購電，外送主體需要支付較高的偏差成本，對大基地運行的經(jīng)濟性產(chǎn)生較大影響。
這不僅是我國大型新能源基地項目投資所需考慮的問題，國外在評估新能源項目投資時，也會重點關注極端天氣下長期PPA無法履約所造成的成本損失，以及由此可能對項目投資經(jīng)濟性的影響。但是與單個新能源投資項目不同，大型新能源基地項目投資規(guī)模較大，投資回收期較長，新能源出力波動和市場偏差結(jié)算所帶來的風險，可能會成為影響其收益率的重要因素。
四是大型新能源基地將面臨多層次市場，交易復雜程度高。大型新能源基地的外送、消納跨越多個行政區(qū)域和電網(wǎng)調(diào)度控制區(qū)，需要考慮送、受兩端市場、區(qū)域市場、跨省跨區(qū)市場等多個層次市場，不同層次市場中還要考慮各類交易品種和不同的交易周期，不同市場的出清時序、信息披露情況，限價機制、市場內(nèi)的供需情況等因素均會影響其交易策略制定。目前，針對單一電源、單一市場的輔助決策模型和工具，不能適應大型新能源基地交易的需要。
完善大型新能源基地參與市場相關機制的初步建議
一是推動完善跨省跨區(qū)市場機制，加快全國統(tǒng)一電力市場體系建設。目前，省、區(qū)域、跨區(qū)市場中具有類似功能的交易品種應該逐步融合；不同層次市場間價格機制應進一步銜接，省間市場和省內(nèi)市場應保持銜接協(xié)同的限價水平；在條件成熟的情況下，盡量推動跨省跨區(qū)市場和省間市場/區(qū)域市場的“報價銜接”，探索一次報價的可能性；同時，進一步擴大省間購售電主體范圍，允許市場主體在不同市場間有序自由流動，為大基地電量市場化消納創(chuàng)造更大的交易空間，進一步降低政府協(xié)調(diào)成本。
二是建立政府協(xié)議的市場化落實方式。政府協(xié)議對于保證大基地項目收益基本盤、穩(wěn)定投資主體預期至關重要。下一步，應盡快建立政府協(xié)議的市場化落實方式。應充分考慮政府協(xié)議與跨省跨區(qū)中長期市場、省間現(xiàn)貨市場和受端省內(nèi)市場間的銜接方式，比如，通過政府授權(quán)合約，保障大基地項目一部分電量收益，確保大基地項目平穩(wěn)運行，明確送電偏差的經(jīng)濟責任；明確大基地火電對于系統(tǒng)及送受端省內(nèi)的容量支撐作用，建立對于大基地火電項目合理的容量補償機制，確保大基地火電項目基本收益，容量補償機制是解決大基地內(nèi)火電機組成本回收，保障發(fā)電企業(yè)投資積極性，激勵發(fā)電企業(yè)增加有效容量供給的關鍵，探索銜接統(tǒng)一容量補償方式，更好地實現(xiàn)大基地項目與受端市場主體公平競爭。同時，建立政府授權(quán)合約補償費用、煤電容量補償費用在送受兩端的合理分攤機制。
三是明確大型新能源基地環(huán)境屬性價值。促進我國能源電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，實現(xiàn)“雙碳”目標，是推動大型新能源基地建設的初衷。大基地的環(huán)境屬性是其核心競爭力之一，對于以外貿(mào)出口為主的沿海地區(qū)和負荷中心地區(qū)至關重要。下一步，應盡快打通電能量、綠證和碳市場之間的關聯(lián)關系，充分體現(xiàn)大型新能源基地的減碳效益，提升大基地環(huán)境屬性價值，進一步提升大型新能源基地在受端市場中的比較競爭優(yōu)勢。
四是在市場化條件下，提升大型新能源基地項目投資決策和運營優(yōu)化能力。大型新能源基地投資決策和運營優(yōu)化具有多類型電源耦合、多維度市場不確定性、多影響控制參數(shù)的特點，需要提升對不同層次市場的電價預測能力；提升新能源中長期、短期和超短期功率預測能力；提升基于大基地內(nèi)部資源優(yōu)化的市場報價策略優(yōu)化能力，提升大基地市場風險應對能力，動態(tài)調(diào)整其在不同市場中的交易策略。要實現(xiàn)上述功能，亟需研究和開發(fā)能夠適應大型新能源基地市場交易需求的輔助決策的模型和工具，提升交易策略制定的合理性和科學性。
