解读136号文 | 新能源入市的顶层机制创新与底层技术突破

在推动新能源上网电价全面由市场形成的同时，行业面临两大挑战：顶层机制层面，需优化新能源与火电、新型经营主体同台竞价的制度设计；底层技术层面，亟待攻克海量市场主体参与下的优化决策难题。

（来源：微信公众号《能源评论》杂志 文/ 钟海旺 杨迎 作者分别供职于清华大学电机工程与应用电子技术系、清华四川能源互联网研究院）

PART.01

适应新能源上网电量全面入市的顶层机制创新需求

新型电力系统不仅是物理形态和技术的变革，更需要体制机制的创新。

在新能源发电中，风电的反调峰特性将增加系统净负荷峰谷差，净负荷低谷时段火电可能被迫关停，在净负荷高峰时段则面临保供难题。光伏发电虽然与负荷特性较为吻合，但其午间大发特征会导致净负荷呈现“鸭子曲线” ，光伏装机进一步增长后演变为“峡谷曲线”，加剧电力供需平衡难度，导致火电频繁启停，对电网安全产生影响。  

长期以来，我国对新能源上网电量主要执行固定价格，仅保障小时数以外的部分实现市场化，在预期收益相对稳定的环境下，新能源实现了规模化发展。截至2024年年底，新能源发电装机规模约为14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，已超过煤电装机。电力系统的物理形态在此背景下不断重构，电源结构由出力较为稳定的同步机（水电、核电、火电）为主，演化为间歇性、波动性强的新能源主导，给电力电量平衡、安全稳定控制带来供给随机化、平衡概率化、惯量支撑不足、无功支撑紧缺等一系列挑战。传统以火电机组为主的灵活性调节资源难以应对新形势，亟需机制激励和信息技术支撑，引导规模化储能、弹性负荷、电动汽车等灵活性资源实时感知电力系统状态、主动调整自身行为，以价格信号和实时通信引导“荷随源动”。

2021年，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布，提出全面推动燃煤发电机组和工商业用户进入市场，提高了发用两侧的市场化程度。但随着新能源成长为主力电源，执行固定电价的优先上网电量在发电侧的占比不断提高，导致发用两侧市场化电力电量匹配失衡，形成“高买低卖”的结算问题（即高价收购新能源优先发电量，以市场化的低价销售给电力用户），系统平衡调节责任无法公平有效地传导至新能源优先发电量。《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》提出新能源全部上网电量公平参与市场交易，并在场外建立新能源可持续发展价格结算机制，衔接现行保障政策，通过市场手段促进新能源高质量发展。

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PART.02

建立新能源与灵活性资源“解耦”的现货市场架构

电力市场的核心功能是通过竞争实现电力供给和需求的最优匹配，发现电力的分时、分区价值，以价格信号引导电力供需市场均衡，提升电网运行安全性。136号文件强调新能源应公平参与市场交易，这不仅意味着要在现货市场和绿色电力市场中充分体现其供电与环境双重，同时也需要在辅助服务市场中承担由于其间歇性和波动性所带来的调节责任。传统能源方面，则可以通过提供灵活性调节服务在辅助服务市场中获得相应的补偿，有效引导新能源与传统能源优势互补、协同发展，实现能源结构转型的平稳过渡。

在电力现货市场中，为反映电能的短期供求关系，通常采用供电边际成本作为电能价格。然而，新能源上网电量全面入市后，如何与火电机组、抽水蓄能、储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源同台公平竞争，成为亟待解决的问题。一是价格信号失灵风险。新能源成为主力电源后，其近零边际成本可能导致现货价格信号消失，无法形成对灵活性资源价值的度量，削弱价格调节作用。二是供电服务差异难以体现，边际定价无法体现新能源与常规电源、灵活性资源间的供电服务差异，难以度量新能源波动性产生的外部成本以及灵活性资源持续、稳定供电的价值。三是绿电溯源和绿证市场衔接困难，难以认定用户用电是否来源于新能源发电，不利于绿电消纳追踪溯源，绿证的流转交易存在困难。

根据清华大学夏清教授基于分时容量电价的新型电力现货市场设计的研究，当前，可采用新能源与灵活性资源解耦的现货市场架构，即将波动性新能源与灵活性调节资源分开组织交易和定价，包含全年连续交易的绿色证书市场、逐日交易的新能源日前分时市场和灵活性资源现货市场，以便区分能量价值、调节价值、环境价值等多元化的电力价值差异，实现同质商品同台竞价，兼顾新能源高效消纳与系统调节责任公平分摊。

在新能源日前分时市场，为避免边际变动成本定价造成价格信号失灵，需引导新能源通过逐日逐时段分摊其固定成本，形成各时段随功率增加而递减的报价曲线。市场出清价格由满足负荷需求的新能源机组边际单位电量固定成本决定，形成引导资源时空优化配置的分时、分区的价格信号，有效反映新能源间歇性、波动性带来的电量价值变化。用户申报分时用电需求报价曲线，市场出清情况可清晰展示用户和新能源发电的成交关系，用户购买的新能源电量可同时获得绿证，这极大方便了绿电追踪认证。用户报价具备弹性，可在新能源报价过高时选择在灵活性资源现货市场中买电，并在全年连续交易的绿证市场中购买绿证以满足绿电消纳责任。

在灵活性资源现货市场，针对新能源发电与负荷曲线匹配度差、新能源和负荷随机波动造成的供需偏差，需组织灵活调节资源提供不同类型的调节能力。交易品种包括日前和实时的不平衡电量、备用、调频等。市场收益由灵活性资源共享，市场成本由新能源和负荷按照“谁产生，谁承担”的原则分摊：在日前不平衡电量交易中，偏差电量越大的时段出清价格越高，负荷根据分时电价进行付费，从而使与新能源发电匹配度差的负荷多的承担市场成本；在备用市场和实时不平衡电量市场中，预测偏差大的新能源及负荷承担更高的市场成本；调频市场中，短时波动性越大的新能源及负荷承担越多的市场成本。

新能源日前分时价格和日前不平衡电量分时价格能够引导用户通过需求侧响应、改善用电行为、投资储能等方式，提高用电曲线与新能源发电匹配度，降低市场成本，以更加友好的方式消纳新能源。新能源日前分时价格能够鼓励新能源以套利的方式优化储能运行，同时，新能源需要为其自身间歇性、波动性“买单”，应激励新能源主动投资储能降低灵活性资源现货市场成本，推动新能源配储由“政策驱动”转向“市场驱动”。

PART.03

市场优化出清的“组合爆炸”挑战将愈发突出

新能源全面入市后，市场价格信号将更加完整，打通可调负荷、储能、虚拟电厂等灵活性资源的商业模式，激励其主动参与电力市场。同时，在建设全国统一电力市场以及鼓励新型经营主体平等参与电力市场等政策框架下，市场成员的空间范围扩大、并网等级降低、主体类型多元化，未来电力市场将面临海量发电与负荷资源的接入，复杂性和不确定性呈指数级增长。在电力现货市场常态化运行模式下，市场优化出清的“组合爆炸”挑战将愈发突出。

现在的研究发现，电力系统的物理特性和传统数学优化理论之间存在着内在联系。为了让电力市场在进行优化出清计算时能更快得到结果，满足市场运营快速决策的需求， 研究人员采用了变量精简、约束削减、高效寻解、分解协调等多种方法。

其中，变量精简即从时间维度和场景维度减少模型中的决策变量，只保留对结果有重要影响的关键变量，使模型更加简洁，计算效率更高。例如，在一天96个决策时段内，某些时段（如深夜）的用电需求和新能源出力相对稳定，可以将这些时段聚合为一个时段来决策机组开停组合；某些机组在多个运行日下运行方式相对固定，可以根据运行日场景情况直接决定其开停机状态。

约束削减是在保证关键断面约束有效的前提下，去除那些对结果影响较小或冗余的约束条件，只保留必要的限制条件，以降低优化模型的复杂度。例如，无论如何改变电网中的负荷分布情况，某些传输线路的实际传输功率总是远低于其最大容量限制，那么这些网络安全约束可以视为冗余，从而被合理地削减掉。机组开停机决策可看作在一颗“0-1决策树”中寻找一条能够使目标函数（如总成本）达到最优的路径，寻优过程是一个不断试错和比较的过程。为了更高效地找到最优开停机组合路径，可以暂时忽略0-1整数约束，从而更容易计算出处于0-1之间的非整数近似解，即松弛解。高效寻解，即利用松弛解中有用的信息，构建诱导函数加速模型，避免无效分支的搜索，提高寻优效率。

分解协调是基于电网的层级结构，利用一种特殊资源聚合方法将高维状态变量投影到低维协调变量空间，配网、微网中大量的分散资源状态信息就能以更简洁的方式向主网系统呈现，形成和常规发电机组类似的聚合可行域（功率约束、能量约束、爬坡约束等），以低维模型参与系统分解协调优化，实现海量资源调度运行的快速决策。

通过变量精简、约束削减、高效寻解和分解协调等方法，研究人员能够显著提高电力市场优化出清计算的速度和效率，满足市场运营快速决策的需求。这些方法在实际应用中已经取得了良好的效果，为电力市场的高效运行提供了重要支持。

高比例新能源接入必将引发电力系统运行方式的重大变革。在新能源上网电量全面入市后，各类资源的价值需要差异化度量，通过多元化的价格信号激励海量可调节资源与新能源协同互动。在此转变中，顶层机制设计与底层技术支撑的有机结合至关重要，通过差异化的价值度量市场体系、智能优化求解引擎，破解“价格信号失灵”与“组合爆炸”难题，协同推动新能源的高质量发展，实现电力系统安全经济低碳运行目标。