11月30日，业界期盼已久的电改“9号文”6个配套文件悉数下发，配套文件对输配电价、交易机构、发用电计划、售电侧等重点领域改革进行了部署，为分布推进电改描绘了路线图。同一天，《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方会议 (COP21)在巴黎又一次起航，近200个国家和地区的谈判代表为一份具有约束力的国际减排协议艰难谈判。在此背景下，本期观察版精选了两篇由深度参与电改进程的资深电力专家撰写的文章，试图从电改视角切入，深入探讨电力市场如何实现减排，以及我国电力交易机构建设面临的问题和可借鉴的国际经验。
11月30日，《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方会议在巴黎召开。在本届大会上，中国作为全球应对气候变化的重要参与者，与各国一道就达成新的全球协议，对2020年后遏制温室气体排放、保护地球免遭灾难性气候做出努力。
截至2014年末，我国发电装机容量136019万千瓦。其中，火电机组装机容量占67.32%，水电装机22.19%。核电、风电和光伏等清洁能源受益于国家政策大力支持，其在总装机容量的占比不断提升，2014年末其合计占比已超8%。2015年1至9月，全国基建新增发电设备容量7429万千瓦，其中水电新增1085万千瓦，火电新增3955万千瓦，核电新增546万千瓦，并网风电新增1160万千瓦，并网太阳能发电新增683万千瓦。截至2015年9月，全国发电装机容量已超14亿千瓦。中国水电、风电装机和核电在建规模均为世界第一，电力绿色发展成主流。
随着“电改9号文”及其配套文件的发布，我国的新一轮电力改革进程已稳步启动。那么电力市场如何促进节能减排呢?
“厂网分开”以来，在各地确定发电机组上网电量方面，逐渐形成了由各地政府制定年度上网电量分配方案的方式。同时，部分地方政府还将年度电量预控性目标改为年度电量约束性指标，进一步加强电量分配的行政管理特色。发电企业上网电价在核定后相对固定，因此年度电量分配直接决定了其年度经营效益。为保证年度电量计划的公平性，目前国内各电网企业均采用“三公调度”原则，分配发电计划。其制定发电计划的主要目标是实现各机组年度上网电量的完成，在考虑机组检修计划等情况下，尽可能使发电机组电量计划执行进度一致。由于年度负荷预测与实际情况难以保持完全一致，当年度电量与实际执行情况发生偏差时，采取各机组等比例调整方式调整年度电量。随着电力工业大发展，及可再生能源快速增长，现行年度上网电量分配机制已暴露出多方面不足，在调峰矛盾上尤为突出。该机制难以充分考虑水电、风电等受自然条件影响较大的机组发电出力的变化，且火电机组因可再生能源发电量的增加而带来的利益冲突，无法通过合理的机制设计得以疏导，亟需调整当前以电量计划为基础的行政管理模式。
依据配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》，优先发电分为一类优先保障和二类优先保障。一类优先保障主要包括纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电，满足调峰调频和电网安全运行需要的电量，热电联产机组“以热定电”电量等;二类优先保障主要包括跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量，水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组发电等。各省(区、市)可根据本地区实际情况，按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则，合理确定优先顺序。目前优先发电的保障措施主要包括四个方面：一是留足计划空间。二是加强电力外送和消纳。三是统一预测出力。四是组织实施替代发电，同时实现优先发电可交易。
电力除具有商品属性外，还具有特殊物理属性，无论购售双边合同期限长短，也不论双方在日以上的时间段达成了什么样的合同，都必须通过日前市场，或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力曲线，按约定曲线发、用电，保证发、用电功率的实时平衡，也需要通过实时平衡市场调整在日前市场不平衡。市场化对于传统发电计划最大的改变，是从资源优化配置角度出发确定不同时段各机组的发电计划，不再以平均分配为原则。实现资源优化配置的依据是机组对于不同时段的发电报价。在上述合同约定电力曲线的基础上，结合负荷预测信息，以价格优先的次序确定发电机组的开机方式和实时出力，形成最终的发电计划。
以光伏风电为主的可再生能源，其最显著的特征是间歇性和波动性。没有太阳照射的时候光伏不发电，没有风力吹动的时候风机也不发电，在很大程度上是靠天吃饭，其预测精度很难保证。从系统运行安全的角度来讲，由于要考虑负荷电力和电源出力的不确定性，为了保持电力供需的实时平衡，需要预留一定运行备用容量。因为没有承担系统故障停运的全部成本，如果没有电力系统的调整，每一个电源都会面临外部性成本。运行备用容量在负荷偏离预测值、可再生能源发电出力波动，或机组故障时投入运行，根据需要向上或向下调整出力，实现系统功率的实时平衡。
虽然可再生能源生产的电能边际成本非常低，但其外部性成本相对于传统能源却很高。可再生能源的间歇性和波动性在很大程度上决定了其总体经济价值，或者说其社会成本。发电的社会成本主要由以下三个方面决定，首先是电源和负荷的波动性，其次是电源出力的可预测性，再次是建立维持系统所需备用电源的成本。由于目前电能无法大量存储，为了保持电力的实时平衡，电力系统需要昂贵的备用发电容量来应对大规模光伏的间歇性。大规模的可再生能源接入，需要投资、运行、需求侧管理等方面全面的变革，来降低其社会成本。因此，促进可再生能源消纳的优化调度过程需要考虑权衡用户缺电损失、需求侧管理成本与维持系统备用容量的成本之间的关系。
以光伏发电为例，国外机构对美国亚利桑那州光伏数据的测算显示，随着光伏发电渗透率提高，其社会成本也水涨船高，从10%渗透率的126.7美元/MWh，提升到20%渗透率的138.4美元/MWh。这一成本的上涨是由于较贵的光伏发电取代了便宜的火电机组发电造成的。随着光伏发电自身投资成本的逐步下降，如果其固定成本从目前的4.41美元/W下降到业界所期望的2美元/W，其社会成本将降低99美元/MWh，情况会有所改善。除了高成本，可再生能源间歇性的影响也很明显。在20%光伏渗透率的情况下，如果光伏发电出力能够精确预测，则社会成本会略微降低，大概6.1美元/MWh;而如果光伏发电能够完全存储，则社会成本将下降45.9美元/MWh。另外，光伏电站的分布也对其社会成本有一定影响，而跨省区输电、光伏日内预测、用户侧实时价格响应等其他因素对社会成本的影响则相当有限。
电力市场的本质就是通过市场手段，实现资源优化配置，是有利于节能减排的。火电、水电、核电、风电、光伏发电等各种电源具有各自的技术经济特性，相应的其发电出力的时空分布和边际成本也有很大差异，再考虑到需要实现电力供需的实时平衡，发电资源的价值就体现出极大的多样性。正是由于这种多样性的存在，为资源优化配置提供了丰富的素材和厚实的土壤。由于电力的价值随时间、空间、供需等要素不断变化，因此，相对固定的计划性价格始终无法准确的将其呈现出来，电力市场则正是为了体现电力的价值而设计和运作的。这正是本次电力改革提出“还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制”的初衷。更为准确的价格信号不仅能够反映电力供需的实时状况，更能够在长期指导电源和电网的规划建设。
通过电力市场实现节能减排，要确保电价能够体现能耗和排放的影响。应通过建立排放权市场对包括发电行业在内的各种废气、废水等排放进行管理。排放所产生的成本和发电能耗可以通过电力现货市场中的报价体现，化石能源消耗越多，电源的边际成本也就越高，例如燃煤、燃气，甚至燃油的价格对于火电成本就起着决定性的作用，而风电、光伏等可再生能源的边际成本近乎为零，无疑在现货市场竞价中具有先天优势。在此前提下，通过市场竞争，能耗较小的电源很自然地能够获得较大的市场份额。另一方面，为实现电力实时平衡，保障电力安全，可调节性较强的传统电源将为可再生能源提供调频、调压、备用、黑启动等各类服务，相应的也应从各种服务中获取足够的回报。
单纯的保障可再生能源全部发电量上网并不一定是最高效的调度方式。在部分情况下，由可再生能源通过适时的降低出力，承担一部分下向调节的备用服务，避免传统火电机组由于低负荷率运行造成单位电量煤耗和设备磨损的增加，甚至被迫停机，将能够使整个系统获得更好的经济性。这一过程可以称经济弃风或经济弃光，但对于可再生能源发电商会造成电量损失，这一损失可以通过下备用服务费用进行一定的经济补偿。
在美国的集中式电力批发市场中，以往人工减弃可再生能源出力的方式，正逐渐被基于市场报价的经济调度所取代。基于报价的经济调度，也可能使得可再生能源的可发电量不能完全中标。随时间尺度的缩短，可再生能源的预测精度可以显著提高。为此，美国德州将发电计划的时间精度从15分钟调整到了5分钟。在德国，虽然从2008年到2014年，其可再生能源装机容量增长了一倍，但其备用容量却下降了20%，而备用成本更是降低了50%。德国可再生能源与备用容量和成本之间看似不可思议的现象，说明了尽管可再生能源的增加会带来社会成本的上升，但仍然有很多方式可以进行补偿，可以完全抵消甚至超过可再生能源带来的社会成本上升。这些方法包括：建立平衡市场鼓励包括可再生能源在内的各种资源共同提供平衡服务;建立不平衡结算机制，对可再生能源的预测精度进行约束，促使市场主体自行设法保障自身发电计划的可用性;开展更灵活的跨区交易，利用电网的传输优势，经济调用更大范围的可调节资源。
综上所述，科学的电力市场设计和价格机制，有利于可再生能源充分发挥其竞争优势，又能够给予保障可再生能源消纳的调节资源足够的激励，从而实现市场成员的共赢和节能减排的全局目标。市场电量规模有一个逐步放开的过程。在这一过程中，计划电量和市场电量之间的有效衔接也非常重要。
