第1章绪论
实现碳达峰、碳中和（以下简称“双碳”目标）对于推动中国经济社会高质量发展与全球共同应对气候变化具有重大意义。为了实现“双碳”目标，发展风电与光伏等新能源、推动电力系统脱碳已成为共识。2021年3月，中央财经委员会提出要“构建以新能源为主体的电力系统”，这意味着未来40年，我国电力系统将从以煤电为主要发电来源转向以风电、光伏等新能源为主要发电来源。
与传统化石能源发电的高可控性不同，风电和光伏受自然条件影响大，具有明显的间歇性、波动性和不确定性等不可控特征。高比例可再生能源接入电力系统，将对电力安全运行、长期容量充足以及成本可负担产生新的挑战。传统电力系统运行规律将出现根本性变化，进而对现有的更适应以传统可控化石能源为主的电力市场规则产生冲击。
我国电力市场化改革正在进行，规模巨大的电力行业正在从以计划为主的资源配置方式向市场化转型，同时面临主体发电能源从煤炭向风光的转型，如何前瞻性建立促进与适应以新能源为主体的新型电力系统的市场化规则，保障电力供给安全充足、促进电力绿色转型以及实现转型成本可负担是需要研究与讨论的重要议题。
1.1研究背景与研究问题
1.1.1研究背景
我国碳排放无论是从能源投入品种还是终端需求的产业结构来看都较为集中（图1-1）。从能源要素投入角度来看，我国约83%的二氧化碳排放来自煤炭和天然气，17%的二氧化碳排放来自石油。从终端产业结构来看，电力、热力供应部门的二氧化碳排放占比在40%以上，是我国现阶段二氧化碳排放占比*高的部门；其次是金属冶炼与加工业，占比约为30%，交通、仓储以及服务业等部门占比小于10%。
图1-12021年我国碳排放部门结构数据来源：《中国能源统计年鉴2022》
“电力行业无碳化、其他行业电气化”是实现碳中和目标的一条可行路径。碳排放在能源生产侧和消费侧集中意味着能源领域尤其是电力领域是实现碳中和的主战场。我国发电系统的平均碳排放强度为581gCO2/kW h，是欧盟的2倍以上，是美国的1.5倍（IEA，2020）。电力系统脱碳带来的直接二氧化碳排放减少可以达到40%以上。电力行业不仅要在能源生产侧实现对化石能源的清洁替代，还要在能源消费侧实现电能替代，承接工业、建筑、交通等领域转移的能源消耗和碳排放。若考虑间接排放，电力系统脱碳转型带来的二氧化碳排放减少将达到80%以上。
实现电力系统脱碳需要由清洁能源机组替代化石能源机组进行发电。我国目前约有29亿kW的发电能力，每年提供约9万亿kW h的发电量。从发电结构来看，我国还是以传统的火力发电为主，燃煤机组以48%的装机规模提供了66%的发电量（图1-2）。
由我国电力装机结构和发电结构可知，以产出衡量的清洁能源的替代规模近70%火电，这要求可大规模推广的电源类型必须要具备三个特征：资源充沛、技术可行且具有成本优势。清洁能源机组包括风电、太阳能发电、水电、生物质能源、潮汐能等可再生能源。其中，水电受自然空间的限制，还要承担调峰、蓄能等社会角色，全国可开发容量不足7亿kW，目前发展已经饱和，不符合资源充沛特征。核电开发仍有核废料如何处理的问题尚未解决，核心要素铀资源的有限性，不具备大规模推广的前景。生物质能的发展受制于耕地红线与技术水平，也不具备大规模推广以替换燃煤机组和燃气机组的潜质（王鑫，2020）。
图1-22023年我国电力装机与发电结构数据来源：《中华人民共和国2023年国民经济和社会发展统计公报》目前技术上和经济上*具有可行性的替代能源是风能和太阳能。如表1-1所示，世界范围内，风电与太阳能发电的成本在*近十几年大幅下降，2022年太阳能光伏的单位装机成本较2010年下降83%，度电a成本下降89%；陆上风电的单位装机成本下降42%，度电成本下降69%；海上风电的单位装机成本下降34%，度电成本下降了59%，在发电侧已经可以与煤电发电成本竞争。我国具有较好的风能与太阳能资源，陆地风能资源可开发量约为23.8亿kW，海上风能资源可开发量约为2亿kW；全国2/3以上地区年日照时数大于2000h，我国陆地面积每年接收的太阳辐射总量相当于2.4×104亿tce的能量。受益于税收减免、补贴与保障发电小时数等支持性政策，我国风电、光伏设备制造业与发电行业过去二十年迅速成长。2022年我国光伏组件产能约占全球总产能的80.8%，光伏组件产量占全球总产量的84.8%（中国光伏行业协会，2023）。2022年我国陆上风电的平准化度电成本降至0.033美元/kW h。太阳能光伏的度电成本下降更为明显，在2010～2022年下降89%，降至0.049美元/kW h（IRENA，2023）。
2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出构建新型电力系统。2023年国家能源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，阐述了“新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为*要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成部分和实现‘双碳’目标的关键载体”，明确了电力系统未来的主体能源将从煤炭转向风光等新能源。
过去二十年，我国政府为应对全球气候变化、保障能源安全、促进农村偏远地区发展，通过制定新能源发展规划、设立明确的新能源发展目标、出台保障性收购、支持性电价和税收补贴等经济激励措施，逐步消除新能源发展面临的成本过高、融资困难等障碍，建立起新能源产业体系，大力推进新能源的产业化和规模化发展。在一系列政策的支持下，我国的风电和光伏等新能源的发展在过去二十年取得了令人瞩目的成就，发电成本实现了大幅下降，进入全面平价上网的时代。截至2024年12月，全国光伏发电装机容量达到8.86亿kW，风电累计并网容量达到5.21亿kW，2024年全国水电、风电、太阳能发电、生物质发电等可再生能源发电量达3.46万亿kW h（图1-3）。虽然风电和太阳能发电的装机容量占比大幅提升，但发电量占比仅为全社会用电量的18.5%左右，离主体能源地位相差较远，这一比例与实现碳中和目标下以新能源为主体的“新型电力系统”要求仍然相距甚远。
图1-32013～2024年我国发电装机容量及风电、光伏发电量占比情况数据来源：国家统计局
1.1.2研究问题
向新能源为主体的新型电力系统转型是全方位与根本性的，传统电力体制更适应以煤电为主的电力系统，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的发布标志着我国电力市场新一轮改革启动，加快我国电力行业从“计划”走向“市场”的进程。电力低碳转型是本轮电力体制改革的目标之一。
与传统化石能源发电的高可控性不同，风电和光伏受自然条件影响大，具有明显的间歇性、波动性和不确定性等不可控特征，成本函数呈现高固定成本、低边际成本与高系统成本的特点。高比例新能源接入现有电力系统，将对电力安全运行、长期容量充足以及成本可负担产生新的挑战。传统电力系统运行规律将出现根本性变化，进而对现有的更适应以传统可控化石能源为主的电力市场规则产生冲击。
推动新能源与竞争性市场融合、改革电力市场机制适应大规模新能源消纳是世界各国的政策难题，也是学术界的研究热点。新一轮电力体制改革启动后，市场化取得很大进展，在促进新能源消纳方面也取得了长足进步。但新能源大规模市场化消纳仍面临多重挑战：新能源消纳比例的上升对电力市场运行的效率与安全影响将越来越大；新能源市场化消纳需要破解现有的体制机制的约束，与竞争性电力市场融合；新能源支持政策需要向更为市场化方式转型，与电力市场模式相协调；缺乏对辅助服务的合理激励，系统灵活性不足；以省为单位建立电力市场会加剧省级壁垒和市场分割，新能源无法在更大的范围内进行优化配置等。
本书研究聚焦促进和适应我国新能源大规模消纳的电力市场机制设计与市场化改革路径。我国电力行业面临从计划向市场、从煤电向新能源的双转型叠加挑战，电力市场改革与市场机制设计一方面应考虑如何推动包括新能源在内的电力企业参与市场竞争、提升行业效率，另一方面应前瞻性考虑如何适应大规模可变性的新能源消纳。电力市场应和新能源消纳统筹设计，通过电力市场化改革促进我国新能源的发展与消纳，通过良好的机制设计应对新能源给电力系统运行带来的挑战，实现电力系统向清洁、高效、安全与可持续发展转型。
1.2主要内容与研究结论
本书的研究思路是将电力市场化改革的一般规律与我国国情相结合，理论与实际相结合，*先从现实出发识别我国建设促进和适应新能源消纳的体制机制障碍，建立理论分析框架并结合我国实际数据实证评估不同电力市场模式在促进和适应新能源消纳方面的表现以及社会成本收益；模拟评估大规模新能源消纳可能给电力市场建设带来的影响；在此基础上结合我国实际情况和国际经验提出适合我国国情的市场机制设计方案与改革路径。本书共分为8章。
1.2.1主要内容
第1章介绍和总结本书的研究问题、主要内容和研究结论。
第2章回顾电力市场运行的微观经济学基本原理，阐明竞争性市场边际成本定价原则在配置电力生产与长期投资有效性需要的前提条件，分析新能源的生产成本函数特点与其对现有电力市场理论的挑战，总结各国实践探索并提炼适应高比例新能源的新型电力市场构建原则。
第3章从促进新能源发展的视角回顾电力市场化改革取得的进展，分析新能源从保障性收购向市场化交易转变的必要性，介绍各个省（自治区、直辖市）在推动新能源入市的有益探索，提炼新能源全面进入电力市场面临的关键制约因素，分析我国传统电力系统制约新能源可持续发展的体制机制障碍，为第4～第7章的实证分析提供制度背景，也为第8章针对这些关键问题的配套政策的讨论提供现实基础。
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