“价格信号反映市场中短期需求，并在一定范围内可以指导市场主体进行主动调节。” 中国工程院院士、清华大学教授倪维斗日前在第二届电力市场国际峰会上指出。他表示，价格信号引导对我国电力市场尤其是现货交易市场建设，将发挥重要作用，需要得到重视。这一观点也得到了多位国内外与会专家的认可。

　　改善煤电运行成本

　　随着我国可再生能源装机规模的快速增长，可再生能源发电并网与燃煤机组灵活性之间的矛盾日益突出。尤其北方地区冬季供暖期间，热电机组调节能力不足，电网难以提高对可再生能源的接纳能力。虽然“双弃”问题近年逐渐得到缓解，但形势依然严峻，火电灵活性改造被视为促进可再生能源消纳的主要措施。

　　倪维斗直言，目前我国电力系统并未充分考虑到产业链上各方应该享有的权利与义务。“燃煤电厂整体利用小时数较低，经营情况也在持续恶化，但为了接纳可再生能源还要加强灵活性改造，成本压力巨大。”他指出，价格信号的缺失不利于推动市场化改革，“能源产业的发展，要做利益相关者分析，让相关者受益理解并接受产业的发展。”

　　倪维斗还以煤电机组的运行为例，解释了价格信号如何让市场主体受益。

　　据他介绍，我国热电机组的调峰能力仅有20%，纯发电机组也只有50%，但世界先进的火电机组，对应的调峰能力可达到60%和75%。“以美国公共事业公司WestConnect的基荷电厂为例，其机组进行技术和运行程序的改造后，48万千瓦机组可压负荷至18%，为接纳可再生能源每天启停两次。频繁启停增加的成本达到1.5亿美元，但节约的燃料成本是增加成本的数倍。”倪维斗说，“通过现货市场引导优化可再生能源、传统煤电的运行，通过价格信号体现不同负荷下的运行差异，可以让煤电机组承受更高的停机率。”

　　除了灵活性改造，倪维斗表示，通过建设有实时价格信号引导的现货市场，还可以保证尖峰机组的成本回收，以满足部分地区用电高峰期的电力需求。

　　“以北京为例，北京电网的负荷大约在1800万千瓦，一年中2%的尖峰负荷持续时间仅有10小时。”倪维斗说，“如果由一台36万千瓦的机组来承担尖峰负荷，年固定成本在每千瓦850元。想维持这样一台尖峰机组的生存，可以在现货市场上给这10个小时制定85元/度的尖峰电价，就可以覆盖其作为尖峰备用机组的成本。”

　　促进新能源发电市场化

　　近年来，我国清洁能源装机容量增长迅速，可再生能源发电进入电力市场成为必然趋势。2017年，甘肃省内200余家新能源发电场站全部接入现货交易系统，全年实现新能源现货交易32.7亿千瓦时。内蒙古电力交易中心市场处处长王海利指出，蒙西区域新能源企业70%以上都进入了市场，2017年交易规模达到89亿千瓦时，并探索开展了新能源和自备电厂的日前交易。

　　“现在风电、光伏发电的上网电价和补贴都比较固定，与天气、时段都无关，不管风大风小，阴天晴天，售电的价格也没有变化。” 倪维斗认为，可再生能源发电的活力并没有被激发，其在电力市场中的价值和义务应该在价格等方面有所体现。“目前的提前预留、优先发电等调度规则，缺乏可调节的空间，调度上也面临安全风险与可再生能源消纳指标上的两难。”

　　倪维斗指出，根据欧盟的评估，风电、光伏发电也可以提供某些类型的辅助服务。可再生能源发电在大量接入电力市场时，也应该具备一定的灵活度。“此外，针对可再生能源发电，也应该引入适当的偏差考核机制，给这些企业‘施压’，也有利于提升其预测水平。”

　　“建设现货市场，必须考虑新能源加入带来的影响。”美国德克萨斯州（以下简称“德州”）电力可靠性委员会(Ercot)可再生能源并网首席工程师杜鹏伟也指出，根据德州经验，新能源接入必然会改变现货实时价格形成，需要合理的市场机制来规范。“新能源报价可能因为系统物理特性、价格过高等原因不被接受，但每个风电场都必须遵守基于市场机制形成的调度命令。调度命令5分钟产生一次，如果不遵守这个调度命令就会受到惩罚。”

　　据了解，由于我国电力市场建设仍处起步阶段，可再生能源发电电量中保障利用小时数的部分占比较大。对此，欧洲电力交易所总监Arnold Weiss认为，通过合理的规则设计，电力现货市场可以做到高比例接纳可再生能源：“德国要求所有可再生能源参与市场交易后，电价运行仍保持平稳水平，证明德国的电力市场设计是可靠的。”