可再生能源參與電力現貨市場關鍵問題的研究

　　摘要：隨著我國可再生能源持續快速發展和電力市場進一步深化改革，可再生能源參與電力現貨市場是必然趨勢，也是可再生能源消納的柔性靈活方式。文中梳理了我國可再生能源的發展現狀，從市場機制問題和電網運行安全問題兩方面探討分析可再生能源參與電力現貨市場的關鍵問題，提出在市場機制方面，可再生能源參與電力現貨市場的必要性可以通過公平性測試和競爭性測試來確定，在電網安全運行方面，可再生能源參與電力現貨市場的可行性可以通過電量平衡、電力平衡和系統調峰爬坡能力來分析。通過對某地區未來可再生能源參與電力現貨市場案例分析，提出應建設深度調峰輔助服務市場，通過市場來激勵火電機組參與深度調峰，提供充分靈活調節能力保障可再生能源消納和電網的安全運行。

　　關鍵詞：可再生能源;電力現貨市場;市場機制;可行性分析;必要條件

　　0 引言

　　近 20 年可再生能源快速發展，可再生能源發電技術逐步成熟、價格不斷下降、規模不斷擴大，已經成為構成電力資源的重要組成部分。在可再生能源發展過程中，我國陸續制定了許多相關政策，逐步從產業扶持向促進市場消納方向發展。根據國家能源局發布數據，截至 2019 年底，我國可再生能源發電裝機達到 7.94 億 kW，可再生能源發電裝機約占全部電力裝機的 39.5%，可再生能源發電量達 2.04 萬億 kWh,占全部發電量比重為 27.9%，可再生能源的清潔能源替代作用日益突顯 [1-2]。

　　2020 年，我國提出“二氧化碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和”目標的莊嚴承諾，降低化石能源消耗和提高可再生能源利用將成為電力發展的重要方向，可再生能源發電比重將進一步提高，可再生能源消納將成為電力市場和電網發展的重要課題。市場化消納可再生能源是可再生能源健康發展的必然趨勢。隨著我國可再生能源發電的快速增長，2012 年起東北、西北、華北等地出現嚴重“棄風”、“棄光”現象，可再生能源消納成為可再生能源發展需要解決的重要問題。

　　2015 年我國發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱“9 號文”)指出了我國新能源和可再生能源面臨發展機制不健全的問題，包括可再生能源發電保障性收購制度沒有完全落實，新能源和可再生能源發電無歧視、無障礙上網問題未得到有效解決等[3]。堅持市場化改革、開放可再生能源的市場化發展成為政府改善可再生能源消納的基本原則。

　　一方面，推動利用市場機制解決可再生能源消納問題，全國多個地區開展了電力輔助服務市場建設，完善電力調峰輔助服務補償機制，激勵各類資源提供調頻調峰能力。另一方面，推出綠色電力證書交易制度，推行新增項目競爭配置和無補貼平均上網政策，以及制定可再生能源消納權重要求，支持可再生能源柔性消納[4-7]。

　　同時，“九號文”提出加快探索建立電力現貨交易機制，改變計劃調度方式，發現電力商品價格，形成市場化的電力電量平衡機制，逐步構建中長期交易與現貨交易相結合的電力市場體系，充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用[8-9]。在“9 號文”的指導下，2018 年政府啟動了電力現貨市場試點試運行工作[10-11]。

　　可再生能源參與電力現貨市場為實現市場化消納可再生能源提供依據。電力現貨市場的主要功能一是發現電力的時間和空間價值，二是保證電力實時平衡和安全輸送�？稍偕�能源發電存在強不確定性和波動性，在實時電網運行時需要合理調度其他資源，提供足夠的調頻調峰能力來平衡其波動。 當可再生能源參與電力現貨市場，一方面市場可以得到平衡可再生能源波動的電力需求，保證了可再生能源影響下的電網運行安全;另一方面市場為平衡可再生能源波動確定了資源調度計劃和對應的價格信號，為可再生能源市場化消納提供了電力平衡的運行和結算依據。目前國內多個電力現貨市場試點地區根據裝機結構對可再生能源的市場參與方式制定了相應的規則。

　　另外，電力輔助服務市場作為電力現貨市場的一部分，也是支持可再生能源柔性消納的重要機制。“九號文”提出建立基于市場化原則的新型輔助服務共享機制，完善并網發電企業輔助服務的評價機制和補償機制。在“九號文”的頂層設計下，各地也積極開始電力輔助服務市場化探索[12]。電力輔助服務市場的建設為可再生能源參與電力現貨市場交易提供了有效的支撐[13-14]。本文針對可再生能源參與電力現貨市場相關問題進行討論，論文主要內容包括 3 個部分：

　　部分 1 討論了可再生能源參與電力現貨市場的市場機制問題;部分 2 討論可再生能源參與電力現貨市場的電網安全運行問題;部分 3 以某地區為例，實證分析可再生能源參與電力現貨市場必要條件和可行性。最后對可再生能源參與電力現貨市場關鍵問題進行總結。

　　1 可再生能源參與電力現貨市場的市場機制問題國內外關于可再生能源參與電力市場已有大量研究與實踐，對應不同地區、不同電網，可再生能源參與電力市場問題不同。綜合起來，可再生能源參與電力市場的問題體現在兩個方面，即市場機制問題和電網安全運行問題[15]。

　　1.1 可再生能源參與電力現貨市場的市場機制問題概述市場機制也是利益分配機制�？稍偕�能源參與電力市場涉及多個利益相關方，包括社會、電網公司、常規發電企業、可再生能源發電企業、售電商和電力用戶[16]。市場機制問題主要體現在4 個方面。

　　1)公平性，即市場機制是否能夠保證參與市場各方的公平競爭。比如，不同發電類型發電成本構成不一樣，有的固定成本高邊際成本低，有的固定成本低邊際成本高，以邊際成本定價的市場結算機制是否合理?

　　2)競爭性，即市場是否存在充分競爭。市場力是電力市場設計考慮的一個重要問題，市場可能因為市場力操縱出現價格畸形而產生不公平競爭。

　　3)完整性。電力生產與消費是一個跨越規劃和實時平衡的多時間尺度多決策過程，市場機制應覆蓋電力的全生產消費周期的所有決策過程，設計多種產品交易，充分體現可再生能源與常規發電不同價值。

　　4) 適應性。由于可再生能源不斷發展、電力消費需求不斷變化、能源政策不斷調整等各種因素，電力市場是動態變化的。市場機制也是在不斷發展來解決可能面臨的各種問題。比如一般電力市場交易只考慮穩態約束，隨著可再生能源滲透率的增加，電網動態安全問題可能出現，需要設計市場規則或產品來改善電網動態穩定控制能力。最終，市場機制體現在市場中可再生能源的電量和電價確定機制。

　　1.2 可再生能源參與電力現貨市場的電量和電價確定模式

　　目前可再生能源參與電力市場的方式包括中長期的容量市場和電量市場，日前、實時現貨市場及輔助服務市場�？稍偕�能源參與電力現貨市場模式通常有 3 種[17-18]，分別采用不同的電量和電價確定機制。

　　1) 計劃電量模式：是指可再生能源發電按照計劃電量接入電網，只有在受到輸電越限約束時才調整發電水平�？稍偕�能源發電結算價格與電力現貨市場價格無關。該模式下，可再生能源發電沒有參與市場競爭，其發電量由政府指定或者與售電商簽訂的長期合同決定，通常適用于可再生能源扶持發展階段，相對可再生能源發電占比較低，對供電側影響小。例如南方(以廣東起步)電力現貨市場中，可再生能源作為保護性發電類型，不參與市場競爭，按照計劃電量發電。

　　2) 市場電價接受者模式：是指可再生能源發電以報量不報價方式參與電力現貨市場，現貨市場出清時，除了受到輸電約束影響外可再生能源發電水平按照申報電量發電，市場出清價格作為結算依據。該模式下，可再生能源發電優先接入，但結算價格受到電力現貨市場出清價格影響，通常適用可再生能源鼓勵性發展階段，政府可能通過溢價補貼形式為保證可再生能源發電商收益，比如當前德國可再生能源參與電力現貨市場模式。

　　3) 競價模式：是指可再生能源發電以報量報價方式參與電力現貨市場，市場出清結果確定了可再生能源的發電水平和結算價格，通常適用可再生能源發展成熟階段，可再生能源發電具有與其他發電平價競爭的能力，而且可再生能源發電超出了可再生能源發電配額要求[19]。

　　該模式下，可再生能源發電自主參與市場競爭。例如，在北歐，可再生能源可以參加北日前現貨市場、日內小時級市場與平衡市場，可再生能源企業收益由現貨市場價格確定。美國電力市場大多基于日前市場和實時現貨市場的雙結算體系，可再生能源發電商均可以直接參與現貨市場交易，以實時電價結算發電量。對于特定地區，可再生能源發電以何種模式參與電力市場可以通過公平性和競爭性來測試。公平性測試是指測試在全市場周期可再生能源發電與其他類型發電是否可以通過公平競爭保證其收益。通常平均發電成本可用來測試可再生能源發電是否可以與常規發電競爭。

　　以光伏發電為例，2019 年，全國光伏的年均利用小時數為 1169 h，光伏電站建設成本 4.5 元/W，此時發電成本為0.44 元/kW·h。根據目前降本趨勢，預計 2020 年底光伏電站建設成本平均約為 3.5 元/W，此時發電成本為 0.36 元/kW·h。全國脫硫燃煤電價平均值為：0.3624 元/kW·h[20]�？梢�，在電量市場，光伏發電已具有與煤電公平競爭的能力。競爭性測試是指用戶對于可再生能源發電是否具有選擇性。

　　當可再生能源發電需求大于可再生能源發電時，則形成可再生能源發電稀缺，可再生能源發電必須全電量接入，對可再生能源發電不需要通過市場競爭進行分配，那么用戶對于可再生能源不具有選擇性。2019 年，政府決定對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重，建立健全可再生能源電力消納保障機制[21]�？稍偕�能源消納權重要求在電力消費中可再生能源發電達到一定的占比。如果某地區的可再生能源發電低于可再生能源發電占比要求，則所有可再生能源發電必須全電量消納，不存在市場競爭，那么可再生能源參與電力現貨市場不能采用競爭模式。

　　2 可再生能源參與電力現貨市場的電網安全運行問題

　　電網安全運行是可再生能源參與電力市場需要考慮的一個重要問題�？稍偕�能源具有強不確定性、可控性低、容量利用率低等特性，對電網安全運行都會有嚴重影響[22]。綜合來看，可再生能源接入對電網安全運行的影響表現在兩個方面，在穩態運行方面主要表現為可再生能源發電不確定性對電網電力平衡及輸電安全帶來挑戰，主要表現為：

　　一是預測偏差大直接影響日前計劃安排，在日前計劃中安全校核所針對的運行方式與實時運行潮流偏差大而沒有起到作用[23];二是高比例可再生能源發電壓抑了常規火電機組出力，尤其是高比例太陽能發電減少了常規機組白天發電需求，而在傍晚因為光照消失需要非可再生能源發電來彌補電力損失;三是可再生能源發電的不確定性增加了系統備用需求。

　　由于風電、光伏出力具有強隨機性，難以準確預測，因此為保證實時功率平衡，系統需要準備足夠的運行備用，應對可再生能源發電的突然波動;四是可再生能源分布范圍廣，可能遠離負荷中心，遠距離輸電需求增加，而且潮流具有突變的可能性。由于可再生能源多點接入，可能整體發電變化不大，但單個風電、光伏發電場出力波動，引起潮流大幅變化。在動態控制方面的影響表現為系統穩定安全控制更加復雜。

　　電力系統是復雜系統，系統動態變化模式復雜[24]，可再生能源接入引入大量電力電子設備，系統動態變化更加難以分析清楚，很多基于小擾動分析的方法、工具及控制策略可能不再有效。另外，可再生能源的接入，減少了常規發電機組的接入，造成系統慣性降低，對擾動的阻尼效果減弱，降低了系統動態穩定性�？稍偕�能源參與電力現貨市場主要與電網調度運行相關，體現在發電計劃、調頻調峰等穩態運行問題[25]，動態運行問題主要通過電網運行安全約束，現貨市場出清時體現在輸電約束產生的發電計劃調整和額外調頻調峰備用的獲取。

　　因此，可再生能源參與電力現貨市場的可行性可以從 3個方面進行分析：一是電量平衡，即在考慮可再生能源發電參與下，在給定時間段，系統發電資源是否能夠滿足系統用電量需求;二是電力平衡，即在可再生能源發電與負荷波動影響下，發電是否能夠滿足負荷需求;三是系統調峰爬坡能力，即在可再生能源發電與負荷波動影響下，系統是否具有足夠爬坡能力滿足功率變化需求。

　　3 案例分析

　　本文以某地區未來可再生能源參與電力現貨市場為例，舉例分析可再生能源發電參與電力現貨市場的可行性。

　　3.1 市場公平性如前文部分 1 所述，可再生能源參與電力現貨市場的市場可行性問題可以用公平性測試和競爭性測試來分析。以平均發電成本為準進行公平性測試，某地區光伏發電的估算平均成本 在0.3706~0.5013 元/kW·h 之間 [8]，煤電上網電價為0.3844 元/kW·h，光伏發電達到了與煤電平價競爭的水平。風力發電幾年前已經達到與煤電平價競爭水平。

　　3.2 市場競爭性競爭性測試可以通過比較某地區可再生能源發電規劃和可再生能源發電消納權重要求分析。

　　本文對地區可再生能源消納可能出現的兩種場景進行分析：一是保守場景，即在 2025 年該地區可再生能源消納與當前國家可再生能源消納權重要求一致，該地區最低可再生能源消納總量為 510 億 kW·h，非水可再生能源消納 425 億 kW·h，其中規劃可再生能源發電總量474 億 kW·h，非水可再生能源發電 446 億 kW·h，跨區受入水電 40 億 kW·h，新能源(風電、太陽能發電)76 億 kW·h，該地區規劃的 2025 年可再生能源發電超出了可再生能源消納權重要求，允許可再生能源發電進入電力市場，與常規發電競爭入網。在保守場景，如果新能源受入只是按照跨區直流輸入約 90 億 kW·h 新能源來規劃，全網可再生能源消納需要通過市場消化大約 100 億 kW·h。

　　根據預估的 2025 年日負荷曲線，發現爬坡需求最大的是 7 月 29 日。在 0% 光伏時，峰谷差 1879 萬 kW，最大小時爬坡達到 743 萬 kW，在 100% 光伏時，峰谷差達到 2314 萬 kW，最大小時爬坡仍然是 743 萬 kW。最大小時爬坡沒有發生變化的主要原因是負荷晚高峰大約出現在晚上 21:00，20:00—21:00 負荷爬坡快。光伏已經不再發電。

　　一般來說，燃煤發電機組爬坡率在 2%~5%/分鐘，按照 5667 萬 kW 開機，每小時 60 min 爬坡，超過 743 萬 kW 的爬坡需求。按照煤電發電計劃，在 100% 光伏時，峰谷差 2314 萬 kW 也可以在 60min 內爬坡完成。因此，光伏影響下系統上調峰能力是足夠的。綜合電量平衡、電力平衡及調峰能力三方面來分析，2025 年該地區電網運行在電量平衡方面可以滿足社會用電需求，由于新建特高壓的投運，區內火電機組平均發電小時數將降至 4000 h(3887 h)以下，相對來說偏低，不利于火電機組投資成本回收。

　　電力平衡分析通過極端負荷日發電計劃分析，在低負荷日煤電機組發電率低，在光伏出力高時，系統需要煤電進行深度調峰。當新建特高壓輸電投運后，可能深度調峰都不能滿足電力平衡要求，需要日內進行煤電機組起停。而在高負荷日，由于高峰負荷大約出現在 21:00，光伏發電不能減少尖峰負荷需求，電網出現發電容量不足，尤其是只有跨區直流運行時，系統面臨缺電風險。按照預估的 2025 年日負荷曲線，電網上調峰爬坡能力充足。

　　可再生能源發電在低負荷日增加下調峰需求。因此，從電網運行要求來看，該地區可再生能源參與電力現貨市場約束在于：一是系統容量充裕性，可再生能源發電能夠提供有效電量，但不能提供有效容量。容量充裕性問題需要在電網與電源規劃時進行考慮，非電力現貨市場可以解決的問題。二是系統深度調峰能力，可再生能源發電可能壓抑火電機組出力，減少了火電機組向下調峰能力。該地區可以在電力現貨市場建立輔助服務市場，通過市場激勵火電機組進行深度調峰改造。

　　4 結論

　　可再生能源參與電力現貨市場是可再生能源一種柔性消納方式�？稍偕�能源參與電力現貨市場的關鍵問題主要表現在市場機制問題和電網運行安全問題兩個方面。本文認為在市場機制方面，可再生能源參與電力現貨市場的必要性可以通過公平性測試和競爭性測試確定，電網安全運行方面，可再生能源參與電力現貨市場的可行性可以通過電量平衡、電力平衡和系統調峰爬坡能力分析。通過模擬地區 2025 年可再生能源參與電力現貨市場案例，發現該地區可再生能源參與電力現貨市場是市場發展的必然趨勢。

　　該地區可再生能源發電將降低煤電機組運行率，煤電機組需要通過系統調節能力，建設深度調峰輔助服務市場，通過市場激勵火電機組參與深度調峰，提高系統靈活調節能力，保障電網安全運行。通過案例分析，本文系統地闡述了評估可再生能源參與電力現貨市場的方法。可再生能源參與電力現貨市場的影響是多方面的，研究建立全面合理的量化評估體系可為電力現貨市場設計和規則制定提供依據，為可再生能源市場化消納政策制定提供支撐。

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　　作者：任曦駿1，朱劉柱1，謝道清2，葉斌1，許中平3，張沛4，朱駐軍4

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