11月30日，業界期盼已久的電改“9號文”6個配套文件悉數下發，配套文件對輸配電價、交易機構、發用電計劃、售電側等重點領域改革進行了部署，為分布推進電改描繪了路線圖。同一天，《聯合國氣候變化框架公約》第21次締約方會議 (COP21)在巴黎又一次起航，近200個國家和地區的談判代表為一份具有約束力的國際減排協議艱難談判。在此背景下，本期觀察版精選了兩篇由深度參與電改進程的資深電力專家撰寫的文章，試圖從電改視角切入，深入探討電力市場如何實現減排，以及我國電力交易機構建設面臨的問題和可借鑒的國際經驗。
11月30日，《聯合國氣候變化框架公約》第21次締約方會議在巴黎召開。在本屆大會上，中國作為全球應對氣候變化的重要參與者，與各國一道就達成新的全球協議，對2020年后遏制溫室氣體排放、保護地球免遭災難性氣候做出努力。
截至2014年末，我國發電裝機容量136019萬千瓦。其中，火電機組裝機容量占67.32%，水電裝機22.19%。核電、風電和光伏等清潔能源受益于國家政策大力支持，其在總裝機容量的占比不斷提升，2014年末其合計占比已超8%。2015年1至9月，全國基建新增發電設備容量7429萬千瓦，其中水電新增1085萬千瓦，火電新增3955萬千瓦，核電新增546萬千瓦，并網風電新增1160萬千瓦，并網太陽能發電新增683萬千瓦。截至2015年9月，全國發電裝機容量已超14億千瓦。中國水電、風電裝機和核電在建規模均為世界第一，電力綠色發展成主流。
隨著“電改9號文”及其配套文件的發布，我國的新一輪電力改革進程已穩步啟動。那么電力市場如何促進節能減排呢?
“廠網分開”以來，在各地確定發電機組上網電量方面，逐漸形成了由各地政府制定年度上網電量分配方案的方式。同時，部分地方政府還將年度電量預控性目標改為年度電量約束性指標，進一步加強電量分配的行政管理特色。發電企業上網電價在核定后相對固定，因此年度電量分配直接決定了其年度經營效益。為保證年度電量計劃的公平性，目前國內各電網企業均采用“三公調度”原則，分配發電計劃。其制定發電計劃的主要目標是實現各機組年度上網電量的完成，在考慮機組檢修計劃等情況下，盡可能使發電機組電量計劃執行進度一致。由于年度負荷預測與實際情況難以保持完全一致，當年度電量與實際執行情況發生偏差時，采取各機組等比例調整方式調整年度電量。隨著電力工業大發展，及可再生能源快速增長，現行年度上網電量分配機制已暴露出多方面不足，在調峰矛盾上尤為突出。該機制難以充分考慮水電、風電等受自然條件影響較大的機組發電出力的變化，且火電機組因可再生能源發電量的增加而帶來的利益沖突，無法通過合理的機制設計得以疏導，亟需調整當前以電量計劃為基礎的行政管理模式。
依據配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》，優先發電分為一類優先保障和二類優先保障。一類優先保障主要包括納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電，滿足調峰調頻和電網安全運行需要的電量，熱電聯產機組“以熱定電”電量等;二類優先保障主要包括跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量，水電、核電、余熱余壓余氣發電、超低排放燃煤機組發電等。各省(區、市)可根據本地區實際情況，按照確保安全、兼顧經濟性和調節性的原則，合理確定優先順序。目前優先發電的保障措施主要包括四個方面：一是留足計劃空間。二是加強電力外送和消納。三是統一預測出力。四是組織實施替代發電，同時實現優先發電可交易。
電力除具有商品屬性外，還具有特殊物理屬性，無論購售雙邊合同期限長短，也不論雙方在日以上的時間段達成了什么樣的合同，都必須通過日前市場，或由購售雙方自行協商形成一條可以在次日執行的電力曲線，按約定曲線發、用電，保證發、用電功率的實時平衡，也需要通過實時平衡市場調整在日前市場不平衡。市場化對于傳統發電計劃最大的改變，是從資源優化配置角度出發確定不同時段各機組的發電計劃，不再以平均分配為原則。實現資源優化配置的依據是機組對于不同時段的發電報價。在上述合同約定電力曲線的基礎上，結合負荷預測信息，以價格優先的次序確定發電機組的開機方式和實時出力，形成最終的發電計劃。
以光伏風電為主的可再生能源，其最顯著的特征是間歇性和波動性。沒有太陽照射的時候光伏不發電，沒有風力吹動的時候風機也不發電，在很大程度上是靠天吃飯，其預測精度很難保證。從系統運行安全的角度來講，由于要考慮負荷電力和電源出力的不確定性，為了保持電力供需的實時平衡，需要預留一定運行備用容量。因為沒有承擔系統故障停運的全部成本，如果沒有電力系統的調整，每一個電源都會面臨外部性成本。運行備用容量在負荷偏離預測值、可再生能源發電出力波動，或機組故障時投入運行，根據需要向上或向下調整出力，實現系統功率的實時平衡。
雖然可再生能源生產的電能邊際成本非常低，但其外部性成本相對于傳統能源卻很高。可再生能源的間歇性和波動性在很大程度上決定了其總體經濟價值，或者說其社會成本。發電的社會成本主要由以下三個方面決定，首先是電源和負荷的波動性，其次是電源出力的可預測性，再次是建立維持系統所需備用電源的成本。由于目前電能無法大量存儲，為了保持電力的實時平衡，電力系統需要昂貴的備用發電容量來應對大規模光伏的間歇性。大規模的可再生能源接入，需要投資、運行、需求側管理等方面全面的變革，來降低其社會成本。因此，促進可再生能源消納的優化調度過程需要考慮權衡用戶缺電損失、需求側管理成本與維持系統備用容量的成本之間的關系。
以光伏發電為例，國外機構對美國亞利桑那州光伏數據的測算顯示，隨著光伏發電滲透率提高，其社會成本也水漲船高，從10%滲透率的126.7美元/MWh，提升到20%滲透率的138.4美元/MWh。這一成本的上漲是由于較貴的光伏發電取代了便宜的火電機組發電造成的。隨著光伏發電自身投資成本的逐步下降，如果其固定成本從目前的4.41美元/W下降到業界所期望的2美元/W，其社會成本將降低99美元/MWh，情況會有所改善。除了高成本，可再生能源間歇性的影響也很明顯。在20%光伏滲透率的情況下，如果光伏發電出力能夠精確預測，則社會成本會略微降低，大概6.1美元/MWh;而如果光伏發電能夠完全存儲，則社會成本將下降45.9美元/MWh。另外，光伏電站的分布也對其社會成本有一定影響，而跨省區輸電、光伏日內預測、用戶側實時價格響應等其他因素對社會成本的影響則相當有限。
電力市場的本質就是通過市場手段，實現資源優化配置，是有利于節能減排的。火電、水電、核電、風電、光伏發電等各種電源具有各自的技術經濟特性，相應的其發電出力的時空分布和邊際成本也有很大差異，再考慮到需要實現電力供需的實時平衡，發電資源的價值就體現出極大的多樣性。正是由于這種多樣性的存在，為資源優化配置提供了豐富的素材和厚實的土壤。由于電力的價值隨時間、空間、供需等要素不斷變化，因此，相對固定的計劃性價格始終無法準確的將其呈現出來，電力市場則正是為了體現電力的價值而設計和運作的。這正是本次電力改革提出“還原電力商品屬性，形成由市場決定電價的機制”的初衷。更為準確的價格信號不僅能夠反映電力供需的實時狀況，更能夠在長期指導電源和電網的規劃建設。
通過電力市場實現節能減排，要確保電價能夠體現能耗和排放的影響。應通過建立排放權市場對包括發電行業在內的各種廢氣、廢水等排放進行管理。排放所產生的成本和發電能耗可以通過電力現貨市場中的報價體現，化石能源消耗越多，電源的邊際成本也就越高，例如燃煤、燃氣，甚至燃油的價格對于火電成本就起著決定性的作用，而風電、光伏等可再生能源的邊際成本近乎為零，無疑在現貨市場競價中具有先天優勢。在此前提下，通過市場競爭，能耗較小的電源很自然地能夠獲得較大的市場份額。另一方面，為實現電力實時平衡，保障電力安全，可調節性較強的傳統電源將為可再生能源提供調頻、調壓、備用、黑啟動等各類服務，相應的也應從各種服務中獲取足夠的回報。
單純的保障可再生能源全部發電量上網并不一定是最高效的調度方式。在部分情況下，由可再生能源通過適時的降低出力，承擔一部分下向調節的備用服務，避免傳統火電機組由于低負荷率運行造成單位電量煤耗和設備磨損的增加，甚至被迫停機，將能夠使整個系統獲得更好的經濟性。這一過程可以稱經濟棄風或經濟棄光，但對于可再生能源發電商會造成電量損失，這一損失可以通過下備用服務費用進行一定的經濟補償。
在美國的集中式電力批發市場中，以往人工減棄可再生能源出力的方式，正逐漸被基于市場報價的經濟調度所取代。基于報價的經濟調度，也可能使得可再生能源的可發電量不能完全中標。隨時間尺度的縮短，可再生能源的預測精度可以顯著提高。為此，美國德州將發電計劃的時間精度從15分鐘調整到了5分鐘。在德國，雖然從2008年到2014年，其可再生能源裝機容量增長了一倍，但其備用容量卻下降了20%，而備用成本更是降低了50%。德國可再生能源與備用容量和成本之間看似不可思議的現象，說明了盡管可再生能源的增加會帶來社會成本的上升，但仍然有很多方式可以進行補償，可以完全抵消甚至超過可再生能源帶來的社會成本上升。這些方法包括：建立平衡市場鼓勵包括可再生能源在內的各種資源共同提供平衡服務;建立不平衡結算機制，對可再生能源的預測精度進行約束，促使市場主體自行設法保障自身發電計劃的可用性;開展更靈活的跨區交易，利用電網的傳輸優勢，經濟調用更大范圍的可調節資源。
綜上所述，科學的電力市場設計和價格機制，有利于可再生能源充分發揮其競爭優勢，又能夠給予保障可再生能源消納的調節資源足夠的激勵，從而實現市場成員的共贏和節能減排的全局目標。市場電量規模有一個逐步放開的過程。在這一過程中，計劃電量和市場電量之間的有效銜接也非常重要。
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