抓紧构建“双碳”目标下的新型电力市场
人类已经进入“碳”主导的时代。气候变化是国际政治的核心议题。中国政府郑重承诺，2030年前二氧化碳排放达到峰值、2060年前实现碳中和;并明确提出，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的新目标。到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现。改变以煤炭为主的高碳能源、电力结构，转向清洁能源为主的低碳能源结构，是大势所趋和必由之路。“碳”时代，建设绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系已经成为基本国策。
中国同时迎来了能源结构转型、电力体制改革、电力供需变化。2021年3月15日，习近平主持召开中央财经委员会第九次会议。会议指出，“十四五”是“2030年碳达峰、2060年碳中和”的关键期、窗口期。要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。至此，能源战略在既有的“四个革命、一个合作”基础上再增新方向，新发展阶段、新发展理念、新发展格局下的能源发展新态势呼之欲出，能源电力领域发展方向、发展目标和发展路径进一步明确。
“十四五”的核心任务之一是解决机制问题。2021年，多个省份重新出现限电，不只是因为煤炭供应的问题，如何应对高比例新能源带来的容量充裕性等新问题，兼顾能源转型和能源安全，矛盾已经无法回避。新的挑战并不在于新能源的发展规模，而是在于现有的能源电力体制需要作出重大改变，方能顺应新能源的大发展，确保实现碳达峰、碳中和的目标。毫无疑问，未来风光等新能源将从配角上升为主角，这给传统电力系统带来了从技术、成本、市场、安全等多方面的挑战。
高占比新能源给电力系统与电力市场带来的影响
新能源发电装机与发电量占比的不断攀升给电力系统运行和电力市场运营带来了深刻影响。
影响一：加剧了现货价格波动。新能源发电的随机性、波动性、间歇性导致电力系统平衡中由用户侧的“单随机”变为发用两侧“双随机”。对电力系统提出了非常高的灵活性调节要求，也加剧了现货价格波动。此外，现货价格曲线与负荷曲线的一致性现象被改变;峰谷平电价政策的作用将受到严重影响和扭曲。
影响二：抬升了辅助服务价格。新能源集中大规模投产后，大量的系统备用需求，即向上调峰与深度调峰需求成为新常态。由于系统灵活性不够或调节能力不足，使得其利用率降低、弃电率增加，同时抬升辅助服务价格。
影响三：影响了系统可靠供应。零边际成本的新能源高占比下，现货出现低电价或负电价频率升高，对煤电机组产生挤出效应，较低的利用小时是煤电机组的新常态，进而导致系统资源充裕度下降，影响系统的可靠供应。
影响四：市场需要重新设计。高占比新能源使得传统能源为主的电力市场模式面临适应性调整，以更好地引导网源储荷良好互动，进而促进系统的可靠性与灵活性。新能源参与市场机制的研究与设计已经迫在眉睫。
灵活性与可靠性是以新能源为主体的新型电力系统的“一体两面”。鉴于新能源具有间歇性和随机性的特点，随着新能源渗透率的提升，给电力供应安全性和可靠性造成了相当大的问题。随着可再生能源的迅猛发展，提高电力系统可再生能源的消纳能力、保障电网的可靠运行，成为世界性的重大课题。同时，各国的经验表明，电力系统的可再生能源消纳是一个系统工程，是规划协同、引导输电网建设、改进市场规则、提升运营水平和技术进步共同作用的结果，单纯强调其中某一方面是片面的，也很难达到预期效果。
同时，以新能源为主体的新型电力系统一定是源网荷储高度互动的系统。系统具有很强的灵活性，没有这种灵活性，就没有系统可靠性。源网荷储一体化和多能互补也是新能源与电力发展的方向。新型电力系统的灵活性与可靠性是有成本的，也就是说，在技术(如储能)没有取得突破前，以新能源为主体的新型电力系统会提高电力成本，系统成本增加最终传导至用户。
另外，甘肃电力现货市场试点实践证明：新能源高占比市场中，由于新能源的发电特性，“供端”特性也被彻底改变，变化无常的供应特性，决定了变化无常的价格特性，“地板价”与“天花板价”频繁出现的“两极化现象”，使得新能源高占比电力市场具有不同于其他任何市场的独特性;这种供应特性与价格特性所带来的变化、影响及风险，是新能源高占比电力市场必须创新设计的因由。“双碳”目标下，电力市场需要重新设计。
可再生能源进入电力市场所面临的问题
如何建设适应新能源高占比的新型电力市场，是当今世界和我国电力市场演进中面临的新趋势和新挑战。全球电力结构正加速向低碳转型迈进。可再生能源表现抢眼，以风、光为代表的可再生能源电力生产和需求在能源结构中的比重强势增长。虽然，发展可再生能源是各国能源转型的基本共识，但在可再生能源高渗透率的情景下，对电力灵活性和调节能力以及电力市场交易等要求都更高。各国和地区的实践都体现出了可再生能源高渗透率情景下的市场可行性和技术可行性。构建清洁低碳安全高效的能源体系及以新能源为主体的新型电力系统，不仅依赖于技术进步与技术保障，还需要通过电力市场机制激励调节资源充分发挥作用，提高电力系统灵活性;必须加快构建适应新能源大规模开发利用的电力市场体系与机制建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。然而，在供给侧结构调整、能源转型及“30·60”的大背景下，探索和构建适应高比例新能源参与的新型电力市场面临来自理论和实践两个方面的严峻挑战。
当前可再生能源进入市场还存在不少问题：
一是清洁能源政策体系与电力市场体系存在相互矛盾，面临场内规则、场外政策重新衔接设计等问题。
二是电力中长期交易机制亟需完善。中长期带曲线合同的签订与执行是对电力市场的真正大考。现货试点经验告诉我们，与现货市场相衔接的中长期市场才是主战场与拦路虎。国内是先有中长期电量市场、后有现货市场;现货市场试运行后，暴露中长期电量市场的不适宜性。
三是现货市场试点中遇到现实的困难，推进缓慢，畏难情绪与冒进情况同时存在。电力现货市场需完善运营机制，鼓励清洁能源发电参与现货市场，发挥清洁能源具有的边际成本低的优点并容纳其出力波动等不足。
四是新能源参与电力市场机制未健全完善。一些地方(如甘肃)要求新能源与电力用户签订中长期带曲线合同,使得新能源中长期曲线合同在交付或结算时面临巨大的偏差风险，大量正现货电量低电价与负现货电量高电价将不可避免。新能源中长期带曲线合同起不到保收益避风险的作用，相关市场主体面临较大的不确定、不可控的市场风险。
五是可再生能源消纳责任权重没有向市场主体进一步分配压实，造成现有的可再生能源电力消纳保障机制没有落到实处或发挥应有的作用。
六是用户参与平价上网项目自愿进行绿电交易、自愿购买绿证，都不能从根本上解决新能源参与市场机制，也没有充分全面的体现新能源的绿色环保价值。可再生能源电力消纳保障机制与绿电交易市场、绿证市场似乎多头发力，但又都陷入力不从心、作用有限的境地。
七是部分地区，没有按照国家电力现货市场综合试点方案的明确规定，在电力市场规则发生重大修订或变化时，进行专家论证、仿真评估或财务信用风险分析。
八是电网汇集和外送清洁能源能力亟需提升。加快推进有关流域水电和可再生能源富集地区外送通道建设。打破省间电力交易壁垒，进一步扩大清洁能源跨省区市场交易规模和消纳范围，鼓励送受两端市场主体直接开展交易，省间电力中长期交易机制亟需完善。