隨著電力市場化改革邁向縱深，有利于解決新能源消納這一“老大難”問題的新機制、新舉措也在不斷涌現。

國網能源研究院近日發布的《2016中國新能源發電分析報告》（以下簡稱《報告》）盤點了我國正在探索的新能源市場化消納機制，它們分別是東北電力調峰輔助服務市場、新能源代替企業自備火電廠發電、新能源參與大用戶直購電和新能源微電網。

這四項措施，哪些地方在開展，又收到了哪些成效呢？

東北構建電力調峰輔助服務市場

西北新能源代替自備電廠發電

在我國東北，供熱期長，供熱機組在供熱期調峰能力有限，熱、電之間矛盾突出。另外，東北風電、核電發展迅猛。諸多因素共同影響下，東北電力系統調峰問題十分棘手，既影響電源、電網和供熱安全，又影響清潔能源消納，亟待建立更有效的電力輔助服務機制。

2016年10月，國家能源局正式復函同意東北開展電力輔助服務市場專項改革試點工作。此前，東北對此項工作已經探索了兩年時間。

《報告》顯示，東北根據火電機組調峰深度的不同，引入“階梯式”浮動報價及分攤機制，火電企業可在不同檔內自由報價，依照報價由低到高依次調用，最終按照各檔實際出清價格進行結算；提高獎罰力度，激勵火電企業增加調峰深度；改變了只在火電機組內部進行補償和分攤的模式，將風電、核電作為重要市場主體納    入調峰機制，實現了風火、核火之間的互補互濟。

截至2016年10月，東北電力調峰輔助服務市場運行滿兩周年，挖掘火電調峰潛力100萬千瓦以上，補償費用累計金額13.5億元，風電受益多發109.8億千瓦時。

新能源代替企業自備火電廠發電，即調峰替代交易，在自備電廠占比較高的西北受到了青睞。“它的運行模式是，自備電廠根據系統調度指令，在新能源發電出力較大時段，降出力運行。根據計量關口統計的下網電量，由新能源企業給予自備電廠一定經濟補償。”國網能源研究院專家謝國輝告訴記者。

據了解，2015年，甘肅有138家新能源企業與酒鋼集團自備電廠完成調峰替代交易，交易電量6.5億千瓦時；有85家新能源企業與中鋁蘭州分公司自備電廠完成調峰替代交易，交易電量6.3億千瓦時。2016年，甘肅擴大了交易范圍，中鋁蘭州分公司自備電廠、玉門油田分公司自備電廠共拿出20.3億千瓦時電量，與新能源企業進行了交易。

新疆方面，2015年組織119家新能源企業和5家自備電廠進行了調峰替代交易，全年交易電量10.24億千瓦時。參與交易的新能源企業發電利用小時數平均提升了191.1小時，獲得國家新能源補貼和上網電費近4億元。預計2016年參與交易的新能源企業發電利用小時數可平均提升310小時，并獲得補貼20億元左右。

記者查詢到，寧夏、內蒙古、青海等省份也都嘗試過新能源代替自備電廠發電。

新能源參與直購電愈發普及

新能源微電網的潛力待發揮

以優惠的電價來吸引用電量大的工業企業使用新能源，交易價格、交易量由雙方協商確定，此即為新能源企業參與大用戶直購電或電力直接交易。這一舉措在新能源消納壓力較大的省份基本都有應用，高耗能行業受益顯著。

《報告》舉例：2015年，甘肅省金昌市的7家光伏發電企業與6家大工業企業簽訂了直接交易合同，新增消納電量約2.4億千瓦時。而據國網甘肅省電力公司統計，當年甘肅共完成新能源直接交易電量17.46億千瓦時；2016年，這個數字預計會翻數番。

內蒙古早在2014年就開展了電力用戶與風電企業直接交易試點，當年完成交易電量0.34億千瓦時；2015年，全區又完成交易電量約8億千瓦時。

寧夏方面，自治區經信委剛剛下發《關于組織開展2017年一季度電力直接交易的通知》，規定一季度交易規模為65億千瓦時，參與交易的火電企業要將不低于20%的交易電量，通過合同轉讓給新能源企業。

據寧夏有關部門披露，僅2016年前8個月，寧夏就完成直接交易電量194億千瓦時。其中，新能源由于發電成本較低，讓利空間高于火電企業，共完成直接交易電量28億千瓦時，平均降價0.101元 ／千瓦時，為電力用戶降低用電成本2.83億元。

新疆方面，2016年，新疆電網第一批直購電交易規模約為100.6億千瓦時，在 3月至12月期間執行。風電、光伏發電首次被納入交易范圍，共完成交易電量5億千瓦時。

與新能源參與直購電的模式基本成熟不同，新能源微電網尚處于萌芽階段，對新能源消納的促進作用還沒有明顯體現出來。但國家能源局2015年出臺的《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》指出：新能源微電網是電網配售側向社會主體放開的一種具體方式，符合電力體制改革的方向，可為新能源創造巨大發展空間。

《報告》提到，位于內蒙古二連浩特的新能源微電網示范項目，規劃到2020年裝機253.5萬千瓦，其中風電182萬千瓦、光伏發電56.5萬千瓦、光熱發電15萬千瓦，配套儲能設施16萬千瓦。如此規模，當可管窺新能源微電網在未來發揮的積極作用。

創新相關價格機制

建立和完善多元化市場架構

與國外相比，我國新能源市場化消納機制建設還很滯后。未來，該如何補齊這一短板？

“第一，創新提高電力系統靈活性的價格機制，包括市場化輔助服務補償機制、用戶側分時電價、上網側峰谷電價等。”國網能源研究院新能源與統計研究所室主任王彩霞告訴記者，“要繼續嘗試電力輔助服務，完善東北電力調峰輔助服務市場，通過市場化輔助服務補償機制，調動常規電源參與深度調峰的積極性；探索用戶側分時電價和上網側峰谷電價，完善需求響應機制，推進電能替代，促進清潔能源就地消納。”

“第二，完善適應清潔能源發展需要的電力運行機制。”王彩霞說，“完善支持清潔能源優先消納的運行調節手段，調整發電和送受電計劃安排原則，在保障電網安全運行、電力可靠供應的前提下，放開對清潔能源優先調度的機制束縛；提高清潔能源優先調度的運行控制水平，定量評估各地區電網清潔能源消納能力，精細化開展機組組合、經濟調度、備用安排和實時控制。”

王彩霞給出的第三項建議是，盡快解決供熱電廠盈利模式問題，釋放熱電廠靈活性。為滿足供熱需求，供熱機組在冬季風電大發期多發是影響新能源消納的一個重要因素。優化系統機組組合方式的一個重要前提是解決供熱與發電矛盾，實現熱電解耦。因此，針對北方地區熱電廠供熱業務無法盈利，必須依賴發電保障收入的問題，要加快推進熱電廠的盈利模式改革創新。

最后，王彩霞表示，要積極探索建立包含電量市場、輔助服務市場、跨省跨區交易市場等在內的多元化市場架構，為新能源和常規電源盈利提供充足的市場選擇與空間。在具體市場規則設計中，一方面要通過合理的投資保障機制，調動各類型，尤其是靈活性較高電源的投資積極性，保障電力系統長期安全可靠運行；另一方面要通過運行階段規則設計，如日前市場競價、結算，日前市場與日內市場銜接、實時市場獎懲措施等，充分調動靈活性資源潛力。