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截至“十三五”末，南方區域已形成“八交十一直”輸電大通道，送電容量超5800萬千瓦，2020年全年西電東送電量2305億千瓦時，清潔能源占比超過80%。跨區跨省市場與省內市場協調運行，貫穿年度、季度、月度、月內及日電量市場化交易機制持續完善。
南方電網公司在《南方電網公司建設新型電力系統行動方案（2021-2030年）白皮書》中指出，到2030年南方五省區風電、光伏裝機達到2.5億千瓦，水電裝機1.4億千瓦，核電裝機3700萬千瓦，非化石能源裝機占比提升至65%、發電量占比提升至61%。
“雙碳”目標將推動源網荷儲各環節能源綠色轉型，對南方區域電力市場乃至全國電力市場的長遠發展產生重要影響，宜提前布局謀劃以新能源為主體的新型電力市場體系。
站在能源革命的歷史轉折點，展望未來以新能源為主體的能源結構，可能出現哪些關鍵問題與挑戰，目前的電力市場體系能否適應又該如何重構，如何依托新型電力系統開展電力市場革新發展？本文做了前瞻性思考。
一、南方區域電力市場發展趨勢及挑戰分析
展望“十四五”，在“雙碳”目標驅動下，南方區域將構建以新能源為主體的新型電力系統，呈現新的發展態勢。
一是新能源快速增長，需要新型電力市場促進新能源發展、保障常規電源發電能力。“十四五”期間新能源將保持穩定增速發展，煤電仍將發揮其支撐電源作用，并逐步向以提供電力為主、電量為輔的調節性電源轉變。此外，受南方區域能源分布影響，為保障廣東、廣西、海南等省份的電能供應，跨省電力流仍將保持西電東送的總體趨勢不變。
新能源裝機增長也加劇了保供電壓力。2030年南方區域風光發電裝機將增長2億千瓦，但有效容量僅增長3000萬千瓦（50%概率），全區域仍處于總體緊平衡。煤電仍需要提供同等容量的應急支援能力，以及足夠的快速爬坡能力，其發電小時數大大下降，迫切需要建立煤電成本回收市場化機制，保障容量充裕度。遠期需要關注高比例新能源競價導致現貨地板價、尖峰價并存問題，防范單一現貨價格導致遠期價格誤判、扭曲投資成本，需要建立反映綜合成本的全維度定價機制，合理引導新能源投資、建設、運行、消納。
二是電力需求持續增長，電能在終端能源消費占比持續提升,需要服務新興主體的市場機制創新，為新業態發展賦能。“十四五”期間我國經濟將實現高質量的穩步增長，南方區域電力負荷也將隨之大幅增長。“雙碳”目標提出，將推動包括分布式電源、儲能、電動汽車等各類新興市場主體蓬勃發展，各類新業態在支撐電力供應、提升系統靈活性等方面將發揮重要作用。
需要建立適應新興市場主體參與的市場機制，激勵各類新興市場主體投資和發展，推動商業模式創新和用電增長。消納新能源需要負荷側柔性調節能力和主動響應能力，也需要建立相適應的市場參與機制服務于新興市場主體的快速發展。
三是能源市場體系呈多元化發展，需要加強電力市場與碳市場、綠證市場、消納責任權重市場的同向發力。隨著國家“雙碳”目標提出，可再生能源電力消納保障機制實施、用戶綠色電力消費意愿增強等外部環境發生變化。未來，市場主體需參與包括電力市場、碳排放權交易市場、綠證市場、可再生能源消納責任權重市場等在內的多元市場體系，需建立電力市場與綠證市場、碳市場等之間的銜接機制，完善綠色用能認證機制，將綠色電力在生產、消費、排放多個環節的環保價值最大化，以多市場同頻共振、同向發力實現“雙碳”導向的最佳成效。
四是能源發展新形勢加速電網數字化轉型，優化資源配置平臺作用凸顯。在新能源集散并舉的發展原則下，分布式新能源將不斷增加，智能微電網持續發展，網架結構更加復雜多樣。為適應新能源的進一步增加，需要利用數字化技術提升電網的調度控制水平，發揮電網資源優化配置平臺作用，為源網荷互動提供保障。
數字化轉型也為綠色電力全流程追溯認證提供了技術支撐，電力市場同樣成為源網荷儲互動的大數據中心和生態圈，建設更靈活、更豐富的市場機制成為可能。
二、電力市場如何應對高速增長的新能源
新能源發電具有間歇性、隨機性、波動性的特征，高比例新能源接入，將對電力系統安全穩定運行、電力市場建設帶來挑戰。國外在推動清潔低碳轉型過程中出現過若干問題，其應對措施對于“雙碳”背景下南方區域電力市場建設具有很好的借鑒意義。
（一）完善區域電力市場體系，防控極端價格信號
隨著西歐國家近年來新能源高比例接入，在風力、光伏電力供應高峰時期負電價頻發。負電價平均小時數由2018年的511小時翻倍至2019年的925小時，2020年上半年西歐各國也有100至200個小時出現電價為負。負電價將導致化石能源發電企業的經營風險加大，短期極端價格信號誤導電源遠期投資建設，不利于電力市場健康可持續發展，不利于穩定可靠供電。
歐洲應對負電價主要有以下三種有效措施：
一是加大西北歐（包括法國、德國、荷比盧三國、英國、北歐和波羅的海國家）的市場耦合，2012年實現了日前電力市場耦合，2018年實現了日內電力市場耦合，利用跨境交易能力匯總實現更大范圍供需，緩沖局部地區局部時段極端供需情況。
二是完善健全電力金融市場，推進電力市場與期貨市場聯動，一方面將電價波動風險轉移給金融市場主體，另一方面通過遠期合約交易發現未來5～10年的電力價格，引導發電投資和產業布局。
三是優化市場設計，負電價持續一定時間后可再生能源發電方將不再享受補貼，引導理性報價。
（二）優化源網荷儲一體化發展，保障退煤退核后的電力可靠供應
德國將在2022年底停止本土核電項目運行，并決定于2038年完全退出煤電。與此同時，2020年德國可再生能源發電占比已經達到了45%左右，并規劃到2030年可再生能源發電占比將提升至65%以上。這將給德國電網安全穩定性和供電可靠性帶來巨大的挑戰。
應對措施包括：一是加大電網互聯，增強系統靈活互濟能力，包括建設跨國輸電線路和國內南北輸電線；二是加大氫能應用，2020年德國政府正式推出國家氫能戰略；三是增加電儲能以及需求側響應容量；四是發展燃氣電廠和抽水蓄能電站；五是提升新能源功率預測精度。
（三）挖掘系統調節能力和需求側響應能力，平抑新能源發電波動性與間歇性
由于可再生能源快速增長，美國加州一天當中電力凈負荷情況從過去的“駝峰曲線”變為“鴨子曲線”。加州可再生能源發電比例將在2030年達到50%，屆時“鴨子曲線”背部會更低，脖子會更長，對加州電網安全穩定運行提出更大挑戰。
主要應對措施包括：一是鼓勵更多包括氣電、抽水蓄能電站在內的靈活電源建設；二是擴大平衡市場（EIM）的范圍，依靠區域網絡容量加強調節性資源互濟；三是部署大量太陽能+儲能項目，同時拓展其他儲能方式；四是建設開放式自動需求響應項目（Open Automated Demand Response, OpenADR）；五是設計更加精密的峰谷電價結構（如分時電價和實時電價），鼓勵移峰填谷。
（四）加速碳、電市場融合，促進發電側低碳減排
歐洲持續推動歐洲碳排放權市場與歐洲電力市場雙輪驅動，將碳價納入發電成本，通過改變電源優先級排序加速高排放煤電轉型和退出。英國政府通過設置最低碳價政策作為容量市場的補充，以高于容量補償價格的碳價成本擠出低效小煤電機組，并配套火電廠碳稅政策加速退煤，鼓勵清潔能源發展。
三、服務綠色電力全生命周期的市場體系設計
從生產特性來看，新能源發電具有波動性、隨機性、間歇性；從系統平衡視角來看，根據南網總調的研究，新能源發電在遠期是概率性有效容量平衡，在中期和近期是電量總體平衡，在實時體現為可預測的新能源電力與調節性電力共同平衡；從利用一次能源來看，新能源發電與傳統能源發電最大的不同點在于一次能源難以存儲。
新能源上述特點決定了中長期合約不能作為發電調度安排的依據，而是體現為約定收益、對沖風險的工具；為了實現新能源發電上網，與新能源出力預測顆粒度一致的電力平衡市場是關鍵環節。化石能源發電的貢獻則體現為遠期提供充裕發電容量，中期和近期提供電能量，實時執行階段提供調節能力。
因此，考慮到新能源為主體的電源結構，需要建立中遠期權益類市場+平衡市場的復合市場體系，以及反映電能量、發電容量、輔助服務價值的全交易品種。
綜合分析，新型電力市場體系需要結合新能源特性，依托新型電力系統，堅持頂層設計、循序漸進、安全穩定、公平競爭、綠色發展的原則，做好“規劃交易執行”全時序統籌、“上下內外”全方位銜接，實現“源網荷儲”全生命周期覆蓋。
（一）“規劃交易執行”全時序統籌
結合新能源電力電量平衡特性，從規劃、交易、執行三個維度，提出從中長期到實時階段、省內到省間的市場框架設計。
在規劃維度（5～20年及以上階段），市場設計需要以保障遠期電力供給為前提，為新能源發電項目提供穩定的預期收益，滿足“雙碳”目標下新能源用能需求。相比化石能源發電，用電企業更注重獲得綠色電力的獨有性和全生命周期的環境價值。隨著補貼退坡，新能源發電企業也需要預期穩定的現金流支撐貸款投資、建設運營。因此，規劃維度的市場空間需要根據有效容量概率確定新能源裝機規模，框定多電源類型發電互補的總體布局。交易主體主要為新能源發電企業、用電企業以及電網公司。
市場關鍵機制包括中長期購售電合同（PPA）、容量市場/容量補償機制。發、用電企業通過簽訂PPA，滿足發電企業的項目融資需要，為用電企業提供獨有性、全生命周期的綠電所有權。發電企業與電網公司簽訂保障性收購合同也可以滿足項目投資需要。電價機制方面，PPA價格需要體現電能量價值、環保價值，可以靈活設計價格聯動機制以及期權等工具。
由于新能源發電特性難以完全匹配用電需求，發、用電企業通常選擇簽訂中長期差價合約，合約僅作為結算依據，可以約定分時結算曲線；發、用電企業仍需要參與其他中長期交易或現貨市場，或者與電網簽訂購售電合同。當火電利用小時數預期低于盈虧平衡小時（通常為4000～5000小時，與電煤價格和上網電價有關）之后，需要引入年度及以上的容量市場或容量補償機制，合理量化并補償火電減發電保容量的貢獻。
在交易維度（多日～5年內階段），市場設計需要滿足新能源總體電量平衡需要，結合新能源電量預測技術開展電能量交易，滿足用電側靈活購買綠色電力的需求。現有中長期市場機制下，以年度、月度市場化交易計劃為基礎開展新能源優先消納、常規電源三公調度。通過月度長周期結算抵消新能源發電波動性、隨機性，控制執行偏差。當新能源發電占比不斷提高，月度偏差較大且難以實現公允的偏差結算時，則需要引入月度以內的短期市場，提供頻次高、流動強的調整手段。
市場關鍵機制主要是面向全體電源的分時段電能量交易，以及面向調節電源的中長期備用容量、黑啟動等輔助服務交易。分時段合約設計應注重流動性，考慮各方最大公約數，按照“遠粗近細”的原則劃分時段，例如年基荷合約、月或周峰平谷合約、單日分時合約等。集中式現貨市場啟動后，中長期市場可以交易到D-1日，使交易精準貼近實際生產，減少風險敞口。根據市場發展，積極探索電力期貨、期權、金融輸電權等在內的金融衍生品交易，進一步增加市場流動性，完善風險規避、價格發現功能。
在執行維度（日前-實時階段），市場設計需要實現發電能力平衡和調節能力平衡。關鍵機制包括現貨電能量市場，調頻、調峰等輔助服務市場，以及需求響應機制。電能量現貨市場主要包括日前、日內市場和實時市場，通過集中優化調用各類調節資源，不斷貼近實時供需平衡。依托調頻、調峰等市場價格信號，激勵具有靈活調節能力的機組參與實時電力平衡。通過需求側響應機制，挖掘用電負荷、儲能、電動汽車等用戶側資源靈活調節能力。依托新型電力系統的控制、計量、通信等技術，聚合各類分布式資源、虛擬電廠協調優化運行。
（二）“上下內外”四維銜接
從南方區域電力市場全局考慮，對上銜接全國統一電力市場，對下推進綠色電力向區域市場融合，對內銜接省級電力市場，對外做好與碳市場、用能權市場的耦合聯動。
對上：南方區域作為一個獨立的市場單元，以“點對網”、“網對網”方式參與全國市場（跨南網、國網及其他地區）交易。首先，通過區域市場的多能互補蓄水池作用，可以有效平抑汛枯、峰谷的送電波動，實現新能源受入能力最大化。其次是結合資源條件將南方區域內的新能源外送，或新能源與常規能源打捆外送，輻射大湄公河次區域國家。
對下：打造綠色電力交易作為區域市場實現“雙碳”目標的核心產品，按照綠色用能全過程溯源、全國認證的要求，南方區域實行綠證統一核發認證，綠色電力交易統一組織。
對內：南方區域市場作為最大的資源平臺，有助于五省區履行消納責任權重，利用地域跨度大、用電曲線差異的特點調劑新能源季節波動性和日內間歇性。起步階段五省區共享余缺調劑空間，以跨區跨省的多日電能量、現貨交易作為靈活消納渠道。隨著新能源跨省區調劑規模和頻率提升，點對網、網對網、點對點多種交易模式不斷完善，區域內多邊交易態勢形成，區域平衡作用更加凸顯，市場融合更加緊密。
對外：新能源交易與消納保障機制、碳市場、用能權市場耦合銜接。未來積極探索綠色電力交易與其他市場的合約互認，提高市場之間的聯動性，推動多個節能減排市場維度同向發力，更精準、更及時地反映每一度綠電的環境價值，引導發電項目投資，改變電力生產方式，促進綠色能源消費。
（三）“源網荷儲”全生命周期價值覆蓋
考慮電源、電網、負荷側各類主體、儲能的可持續發展，新興市場體系需要支撐項目投資、項目建設、生產運行、監測評估全環節，反映市場價值和社會貢獻并獲得合理收益。
在投資環節，通過中長期購售電合同、新能源友好型市場服務、優惠支持政策等方式激勵新能源發電企業投資，保障新能源發電項目發展。在項目建設環節，結合可再生能源電力消納監測評估，根據新能源發電交易及結算情況滾動發布消納指標并提出預警，引導風電光伏項目優化配置、合理安排裝機增速。
在生產運行環節，建立適應高比例新能源接入的靈活調節機制，合理反映傳統能源發電的調節能力價值，實現新能源優先消納。在監測評估環節，聚焦碳足跡耦合碳排放全過程檢測。基于企業用能數據開展碳排放數據監測，追蹤碳足跡，推演未來碳趨勢，助力企業優化運營策略、科學實現用能達峰。
