据能源圈了解到，

新型电力系统面临挑战

2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，明确提出“三步走”战略：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。相较于《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，新能源全面入市进程进一步提前。

我国多层次统一电力市场体系已初具雏形，初步形成“管住中间、放开两头”的体制架构，基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架。在双碳目标和建设新型电力系统的指引下，大力发展新能源已成为我国能源发展的主旋律。从装机容量情况来看，截至2024年7月，全国全口径发电装机容量31.0亿千瓦，同比增长14.0%。其中：水电装机容量4.3亿千瓦，火电装机容量14.1亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦，太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦；新能源装机容量共12.1亿千瓦，占总装机容量的39.0%，提前2030年12亿千瓦目标。从电力市场交易情况看，截至2023年底，全国市场交易电量占全社会用电量比重为61.4%；全国电力市场累计注册经营主体74.3万家，同比增长23.9%；全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占全部新能源发电的47.3%。部分大型发电企业新能源参与市场比例已超过50%。

我国正在加速建设的新型电力系统仍然面临部分问题挑战。一是新能源面临消纳困境。“十四五”期间北方地区传统煤电等调节资源逐渐耗尽，新能源消纳“红利”日渐消失，在风光资源丰富的华北、西北地区，由于消纳空间不足，风光接入电网面临较大的阻力，以山东分布式光伏为例，全省136个县（市、区）有96个低压配网接网预警为“受限”或“一般”。二是新的调节资源增长受限。除煤电、水电等传统调节电源之外，新的调节资源尚面临很多问题，如新型储能虽然规模较大，但是大部分省份没有建立合适的盈利机制，可持续发展后劲不足；虚拟电厂、智能微电网等还缺乏顶层设计，停留在示范阶段。三是保供压力越来越大。随着风光逐渐向主体电源转变，其“靠天吃饭”的特性对电力系统安全保供是不利因素，事实上当前电力系统的安全裕度对比传统电力系统是下降的，大量的用户侧调节资源也尚未被充分挖掘，没有在保供中发挥作用。四是当前全国多层次电力市场协同运行亟待进一步加强，电力市场功能和交易品种有待进一步丰富，支撑新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善。

传统电力系统以火电作为主力电源，新型电力系统以新能源作为电能量主要提供者。新型电力系统由供给侧可控性强的常规能源向波动性强的新能源转变，但随着新能源的大规模并网，新能源预测不准、出力波动、供需不匹配、市场价格起伏大、经营效益不稳定等问题逐步凸显，统筹保障电力可靠供应和新能源高比例消纳的难度持续增大。传统边际成本竞争形成的价格，难以完全体现为了消纳新能源所付出的系统成本，亟需建立适应高比例新能源接入的价格机制，依托相应的交易品种、市场机制疏导相关成本。如何稳妥推进新能源参与电力市场交易，通过市场机制实现更大范围更合理的资源优化配置，成为下一阶段电力市场建设的重点问题之一。

新能源参与市场的显著风险

如何妥善处理新能源发展与电力市场建设之间的矛盾迫在眉睫，新能源进入电力市场交易主要存在以下问题：

（一）政策机制风险

容量电价机制正式实施后，燃煤火电的电能量交易价格下降。绿电交易新能源场站通常锚定火电交易价格，在没有容量电价补偿和较高环境溢价的情况下，交易电价必然下降。

新能源参与市场交易承担多项分摊费用，进一步拉低新能源发电企业综合结算电价。全国大部分省区现货规则中均明确中长期超额偏差回收机制，对新能源中长期签约未达到上网电量规定比例的部分，获取的利益进行回收。其它的分摊、回收科目主要有调频市场费用分摊、市场结构平衡费用分摊、机组启动补偿费用分摊、新能源偏差回收费用以及“两个细则”分摊费用等。

环境溢价收益作为新能源收入的重要来源，有助于新能源场站回收固定成本投资，目前新能源环境机制体现尚不充分，可再生能源消纳责任权重指标未全面有效落实到用户侧，对用户消费可再生能源的引导作用不足，新能源环境价值与国家整体节能降碳政策体系衔接仍有待完善。

（二）自然特性风险

新能源出力的波动性、间歇性致使新能源无法发挥稳定的电力供应作用，最终被迫承担高昂的系统调节成本。从气象上看，风电出力主要受风电场所在地风向和风速的影响，而风向和风速的形成因素较为复杂，既受到大气环流的影响，也与场站所在地周边的地形、气候有密切关系，是一个复杂的流体力学模型；光伏出力主要受太阳辐照度、云量、降雨、降雪以及相对湿度等因素影响，其中降雪过程可能会产生遮挡导致光伏发电功率接近为零。想要提高预测准确率需要的气象数据颗粒度也更高。

新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，特别是难以实现长周期的与用户曲线相匹配。在现货市场中，常常出现负荷高峰时出力较低、负荷低谷时出力较高，因实际负荷偏差形成“高买低卖”现象；非现货现场中，常常出现预测电量与实际上网电量偏差而承担偏差考核成本。

（三）交易组织风险

成熟的市场应该给予经营主体丰富的选择。一是交易方式应该包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式，结合交易方式设定市场价格上下限。二是交易范围应该覆盖省内和跨区跨省交易，充分利用省间通道实现资源的优化配置。三是灵活的调整手段可以规避高额的偏差考核。允许市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏差，现货运行的时候应该常态化开展中长期分时段交易。

新能源在参与中长期交易时主要依据对后续市场价格的研判和自身发电功率的预测来确定中长期合同持有量，同时满足新能源对中长期细分市场的需求，降低因新能源预测不准带来的市场风险。由于出力波动大、预测准确率低，中长期仓位控制困难、决策难度大。即使存在年、月、日等多个颗粒度的交易窗口，新能源场站对自身持仓调整的精确度依然十分有限。中长期合同带曲线签约是市场趋势，进入分时段交易后，持仓过低或爆仓的情况较为频繁，更加容易触发中长期考核（回收）机制。即使是进入日前申报阶段和实时出清阶段，日前功率预测与日内超短期功率预测准确率依然有限，仍然需要承担偏差回收和“两个细则”考核。中长期交易未能够发挥“压舱石”的作用，还使得未来一段时间的损益受到影响。

现货价格预测也是新能源场站参与现货市场的难题之一，全国现货试点省份新能源电价均出现降价效应。在远期情况下，气象条件、社会活动、政策影响等因素不确定性较高，部分因素难以被量化，导致各种边界条件如系统负荷、新能源出力、非市场化出力、跨区跨省交易电力、火电开机容量等预测准确率较低，自然难以给出准确的价格预测。新能源出力波动与现货价格呈负相关性，中长期偏差电量只能承担现货价格波动的风险。

新能源参与市场的应对措施

（一）提高功率预测精度

在功率预测系统不断更迭的过程中，误差逐步缩小但却无法根本消除。新能源主体参与交易时，除了要因时制宜，看天吃饭，及时关注极端条件；也要因地制宜，摸清场站的功率误差分布规律，如何利用当前的功率预测偏差情况预测未来预测偏差是至关重要的，从而减少偏差考核与回收的风险。提高功率预测精度的常用方法包括：一是对比不同平台气象数据和功率预测软件，对各类气象因素进行敏感度分析，利用历史数据进行拟合预测，寻找最优结果。二是不断升级高精度预测模型和算法，提高气象分辨率，提高预测准确率。比如针对高山风场，要结合风机覆冰情况修改预测算法；针对固定角度的光伏组件，要结合不同季节太阳直射角度调整预测算法等。三是依托风速、光功率态势感知模块建立区域风光功率预测系统，结合区域化风光资源变化趋势验证预测模型的精确度，动态修正预测结果，不断提升准确率。

（二）加强周期特性分析

新能源场站出力存在一定季节性和周期性。通过历史数据分析，发现相同月份在不同年份间利用小时数存在较大波动，我们要正确认识新能源的出力特性，了解不同月份风光出力的波动性，根据风险大小规划中长期交易量价。根据计算各月新能源出力标准差，发现度冬、度夏新能源波动情况要高于春秋季，主要原因是冬夏季更容易出现极寒、暴雪、酷暑、暴雨等极端天气或自然灾害，容易出现极端盈利或亏损情况。针对新能源的周期性出力特性，新能源场站需从三个层面规划中长期交易：一是在新能源出力波动性较小的月份，月度及以上中长期交易主要对交易价格进行约束，交易电量按平均预测小时数等比例签约。二是在新能源出力波动性较大的月份，月度及以上中长期交易还需要对交易电量进行约束，一方面可通过对历史数据跟踪分析，制定相对保守的交易策略；另一方面可利用月内或日滚动交易动态调整仓位。三是重视场站的历史数据积累与分析工作，建立数据库分析模型，不断优化交易策略，提高中长期电量预测准确度。

（三）提升价格预测水平

现货市场运行期间，价格预测可分为日前价格预测和实时价格预测。日前价格预测更多的是依赖电网披露信息和对市场博弈的把控，可以基于统计模型进行预测，这种方法通过对历史数据、历史外部条件进行分析，结合时序模型或者回归模型，拟合出一个较为准确的价格预测，这种方法的局限性在于需要大量数据支撑。实时价格预测则是在日前市场基础上，对披露信息的准确性进行分析，例如新能源出力曲线的准确性，通过各类信息的敏感度分析，调整对市场价格的判断，进而再调整日前申报策略。

图1 现货市场出清K线图

日常工作中，提升价格预测水平主要通过以下几个方面：一是关注火电报价规律、火电出力限制，综合分析市场出清价格。二是关注市场出清结果，结合节点电价开展专项阻塞分析。如图1所示，K线图最早用来记录米市的行情与价格波动，后被引入到股市及期货市场。K线图包含开盘价、最高价、最低价、收盘价四个数据，可以反映大势的状况和价格信息。利用K线图可以开展价格预测和阻塞分析，当出现上下影线时说明系统各节点出清价格存在差异，需要重点分析。同样方法也可画出周K线图、月K线图等。

（四）加强极端天气应对

极端天气和自然灾害（如暴雨、暴雪、极端气温、台风洪水等）可能对电力供应和需求产生重大影响，从而引发交易风险，因此了解极端天气对电力市场的影响并采取相应的风险管理措施是非常有必要的。极端天气情况由于历史经验和样本数据较少，不具有普遍适应性，通常根据团队或个人的主观判断来规避预测偏差带来的风险。应对极端天气主要从两个层面规避交易风险：一是以稳定收益为前提，调整中长期合同签约量。由于极端天气具有突发性，往往中长期合约调整相对滞后，需要及时利用月内或分时段交易的窗口期进行调整。极端天气经常造成发电曲线不规则变化，市场出清价格反常化，应该以稳定收益为前提，合理调整中长期合同。在出力受影响的时段市场通常出清高电价，应该争取少签约中长期电量；在出力未受影响的时段市场正常出清，应该适当多签约中长期电量；在无法准确判断出力变化时，按保守性原则执行。二是以风险管控为目标，调整功率预测申报量。由于极端天气会导致功率预测误差变大，当日前市场与实时市场的分歧加剧时，场站可能将承担高额的偏差考核（回收）费用。新能源场站在进行日前申报时不应将套利作为交易目标，而应将重点落在风险管控上，应该针对极端天气情况完善前期预警、功率预测曲线调整预案等，在发现可能存在极端天气时提前对功率预测曲线进行优化调整，避免产生偏差考核。

（五）做好中长期与现货衔接

中长期交易普遍被视为“压舱石”来规避交易风险，但对新能源并不友好，为平衡供需、稳定市场预期而设计的交易品种却成为新能源企业亏损的重要原因。新能源场站中长期交易应把握一个基本原则，在长周期的交易中以风险对冲为目标，在短周期的交易中结合功率预测分析进行仓位滚动优化调整。相对旬及以上周期的交易，日滚动交易的交易频率更高，距离交割日更近，对于仓位调整和短期套利都是较好的选择，在特定条件下可保证稳定收益，降低偏差考核费用。现货市场运行期间，可以通过预判现货市场价格走势，调整中长期合同比例合理金融套利或减亏，实现“中长期+现货”整体效益最优。以美国PJM市场的经验数值测算，中长期市场合约占比以70%为宜；日前交易量则应视负荷预测准确度，保持占比为20～30%左右；日内交易量不超过总电量的10%，尽可能控制在3%以内；实时市场需要弥补不平衡量，尽可能控制在1%以内。

综上所述，新能源场站应结合发电特性和市场分析预测，加强中长期与现货市场的衔接。一是由远及近分步调整持仓比例；二是利用日滚动融合交易频繁优化分时曲线；三是统筹考核中长期合约约束，避免超额偏差回收考核。

（六）推进设备升级改造

新能源是建设新型电力系统的主角，储能设备是保障新能源消纳重要手段。近年来国家层面相继出台了《“十四五”新型储能发展实施方案》、《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）等文件，要求加大力度发展电源侧新型储能，推动系统友好型新能源电站建设。从实际效果来看，新能源与储能的融合，在平抑新能源出力、提升新能源消纳、降低发电计划偏差、提升电网安全稳定性等方面能够发挥重大作用。在现货市场条件下，新能源配储是有优势的。一是可以通过充放过程优化新能源的发电曲线，择机参与电能量市场，获得更高的电费收入。二是有效提升新能源场站的偏差控制水平，储能可以对预测偏差进行修正，减少偏差考核损失。三是新能源配储后可以全面参与辅助服务市场，提供调节服务增加收益。

（七）拓展新型应用场景

近日，国家能源局出台《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》。无论是单一技术类和资源聚合类新型经营主体，新能源都可以成为重要组成部分。新型经营主体可以在一定程度上解决新型电力系统面临的保供、调节、消纳难题，近年来发展较快。分布式电源可以提供局部供电支撑，提高可靠性，新型储能和虚拟电厂提供了新的调节电源，智能微电网可局部平衡，就地消纳，减小了大电网调节压力。我国新型经营主体装机规模在近几年实现快速增长，2023年我国新增并网分布式光伏9628.6万千瓦，新型储能2260万千瓦/4870万千瓦时，虚拟电厂和智能微电网也有少量试点落地。《意见》提出了新型经营主体的若干应用场景，并提出国家能源局派出机构可对新型经营主体豁免办理电力业务许可证，并对电网企业提出接入服务要求，从建设程序方面支持了新型经营主体的发展。

结 语

最后借用《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》中的一句话与大家共勉：“‘双碳’目标背景下，电力市场化改革是一个复杂的系统工程，新型电力系统对电力市场建设提出了更高的要求。随着新能源逐步转为主体能源，不仅要求我们在技术上不断突破，更需在市场机制上勇于破冰”。