随着电力市场化改革迈向纵深，有利于解决新能源消纳这一“老大难”问题的新机制、新举措也在不断涌现。

国网能源研究院近日发布的《2016中国新能源发电分析报告》（以下简称《报告》）盘点了我国正在探索的新能源市场化消纳机制，它们分别是东北电力调峰辅助服务市场、新能源代替企业自备火电厂发电、新能源参与大用户直购电和新能源微电网。

这四项措施，哪些地方在开展，又收到了哪些成效呢？

东北构建电力调峰辅助服务市场

西北新能源代替自备电厂发电

在我国东北，供热期长，供热机组在供热期调峰能力有限，热、电之间矛盾突出。另外，东北风电、核电发展迅猛。诸多因素共同影响下，东北电力系统调峰问题十分棘手，既影响电源、电网和供热安全，又影响清洁能源消纳，亟待建立更有效的电力辅助服务机制。

2016年10月，国家能源局正式复函同意东北开展电力辅助服务市场专项改革试点工作。此前，东北对此项工作已经探索了两年时间。

《报告》显示，东北根据火电机组调峰深度的不同，引入“阶梯式”浮动报价及分摊机制，火电企业可在不同档内自由报价，依照报价由低到高依次调用，最终按照各档实际出清价格进行结算；提高奖罚力度，激励火电企业增加调峰深度；改变了只在火电机组内部进行补偿和分摊的模式，将风电、核电作为重要市场主体纳入调峰机制，实现了风火、核火之间的互补互济。

截至2016年10月，东北电力调峰辅助服务市场运行满两周年，挖掘火电调峰潜力100万千瓦以上，补偿费用累计金额13.5亿元，风电受益多发109.8亿千瓦时。

新能源代替企业自备火电厂发电，即调峰替代交易，在自备电厂占比较高的西北受到了青睐。“它的运行模式是，自备电厂根据系统调度指令，在新能源发电出力较大时段，降出力运行。根据计量关口统计的下网电量，由新能源企业给予自备电厂一定经济补偿。”国网能源研究院专家谢国辉告诉记者。

据了解，2015年，甘肃有138家新能源企业与酒钢集团自备电厂完成调峰替代交易，交易电量6.5亿千瓦时；有85家新能源企业与中铝兰州分公司自备电厂完成调峰替代交易，交易电量6.3亿千瓦时。2016年，甘肃扩大了交易范围，中铝兰州分公司自备电厂、玉门油田分公司自备电厂共拿出20.3亿千瓦时电量，与新能源企业进行了交易。

新疆方面，2015年组织119家新能源企业和5家自备电厂进行了调峰替代交易，全年交易电量10.24亿千瓦时。参与交易的新能源企业发电利用小时数平均提升了191.1小时，获得国家新能源补贴和上网电费近4亿元。预计2016年参与交易的新能源企业发电利用小时数可平均提升310小时，并获得补贴20亿元左右。

记者查询到，宁夏、内蒙古、青海等省份也都尝试过新能源代替自备电厂发电。

新能源参与直购电愈发普及

新能源微电网的潜力待发挥

以优惠的电价来吸引用电量大的工业企业使用新能源，交易价格、交易量由双方协商确定，此即为新能源企业参与大用户直购电或电力直接交易。这一举措在新能源消纳压力较大的省份基本都有应用，高耗能行业受益显著。

《报告》举例：2015年，甘肃省金昌市的7家光伏发电企业与6家大工业企业签订了直接交易合同，新增消纳电量约2.4亿千瓦时。而据国网甘肃省电力公司统计，当年甘肃共完成新能源直接交易电量17.46亿千瓦时；2016年，这个数字预计会翻数番。

内蒙古早在2014年就开展了电力用户与风电企业直接交易试点，当年完成交易电量0.34亿千瓦时；2015年，全区又完成交易电量约8亿千瓦时。

宁夏方面，自治区经信委刚刚下发《关于组织开展2017年一季度电力直接交易的通知》，规定一季度交易规模为65亿千瓦时，参与交易的火电企业要将不低于20%的交易电量，通过合同转让给新能源企业。

据宁夏有关部门披露，仅2016年前8个月，宁夏就完成直接交易电量194亿千瓦时。其中，新能源由于发电成本较低，让利空间高于火电企业，共完成直接交易电量28亿千瓦时，平均降价0.101元 ／千瓦时，为电力用户降低用电成本2.83亿元。

新疆方面，2016年，新疆电网第一批直购电交易规模约为100.6亿千瓦时，在 3月至12月期间执行。风电、光伏发电首次被纳入交易范围，共完成交易电量5亿千瓦时。

与新能源参与直购电的模式基本成熟不同，新能源微电网尚处于萌芽阶段，对新能源消纳的促进作用还没有明显体现出来。但国家能源局2015年出台的《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》指出：新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向，可为新能源创造巨大发展空间。

《报告》提到，位于内蒙古二连浩特的新能源微电网示范项目，规划到2020年装机253.5万千瓦，其中风电182万千瓦、光伏发电56.5万千瓦、光热发电15万千瓦，配套储能设施16万千瓦。如此规模，当可管窥新能源微电网在未来发挥的积极作用。

创新相关价格机制

建立和完善多元化市场架构

与国外相比，我国新能源市场化消纳机制建设还很滞后。未来，该如何补齐这一短板？

“第一，创新提高电力系统灵活性的价格机制，包括市场化辅助服务补偿机制、用户侧分时电价、上网侧峰谷电价等。”国网能源研究院新能源与统计研究所室主任王彩霞告诉记者，“要继续尝试电力辅助服务，完善东北电力调峰辅助服务市场，通过市场化辅助服务补偿机制，调动常规电源参与深度调峰的积极性；探索用户侧分时电价和上网侧峰谷电价，完善需求响应机制，推进电能替代，促进清洁能源就地消纳。”

“第二，完善适应清洁能源发展需要的电力运行机制。”王彩霞说，“完善支持清洁能源优先消纳的运行调节手段，调整发电和送受电计划安排原则，在保障电网安全运行、电力可靠供应的前提下，放开对清洁能源优先调度的机制束缚；提高清洁能源优先调度的运行控制水平，定量评估各地区电网清洁能源消纳能力，精细化开展机组组合、经济调度、备用安排和实时控制。”

王彩霞给出的第三项建议是，尽快解决供热电厂盈利模式问题，释放热电厂灵活性。为满足供热需求，供热机组在冬季风电大发期多发是影响新能源消纳的一个重要因素。优化系统机组组合方式的一个重要前提是解决供热与发电矛盾，实现热电解耦。因此，针对北方地区热电厂供热业务无法盈利，必须依赖发电保障收入的问题，要加快推进热电厂的盈利模式改革创新。

最后，王彩霞表示，要积极探索建立包含电量市场、辅助服务市场、跨省跨区交易市场等在内的多元化市场架构，为新能源和常规电源盈利提供充足的市场选择与空间。在具体市场规则设计中，一方面要通过合理的投资保障机制，调动各类型，尤其是灵活性较高电源的投资积极性，保障电力系统长期安全可靠运行；另一方面要通过运行阶段规则设计，如日前市场竞价、结算，日前市场与日内市场衔接、实时市场奖惩措施等，充分调动灵活性资源潜力。