新能源參與電力現貨市場的過渡機制研究

戴潔芬，陳滬偉

（1.國電浙江北侖第一發電有限公司，浙江 寧波 315800；2.國家能源投資集團浙江公司，杭州 310016）

1 電力現貨市場建設發展情況

自2015 年發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號），開始新一輪電力體制改革以來，我國電力體制改革已經經過了5 年。目前，國內各電力現貨試點省份均已陸續于2019 年開展了現貨市場試運行，并開始探索在市場模式下的多日、多周，甚至連續月的結算試運行，市場利益格局調整已初見端倪。

我國開展電力體制改革其實不僅僅是引入市場機制，在電力現貨市場設計建設過程中，提高資源配置有效性的同時兼顧綠色和經濟，促進新能源消納，也是電力市場需要考慮的重要因素之一。2017 年8 月28 日，國家發展改革委、國家能源局聯合下發了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，文件明確了南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8 個地區作為第一批試點，要求結合各地電力供需形勢、網源結構和市場化程度等條件，建立完善的新能源參與市場的交易機制與價格補貼機制[1]。2019 年8 月7 日，國家發展改革委、國家能源局又印發了《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》，要求建立促進清潔能源消納的現貨交易機制，選擇清潔能源以報量報價方式，或報量不報價方式參與電力現貨市場，實現清潔能源優先消納，同時相應優先發電量應覆蓋保障利用小時數[2]。這是2017 年8 月開展電力現貨市場建設試點以來的又一次深化改革，要求兼顧新能源的特點，從國家政策層面擴大新能源的消納。

2 我國新能源消納情況

我國的新能源裝機增長迅速，截至2020 年7月，我國光伏裝機容量達到2.19 億kW，占總裝機容量的10.6%；風電裝機容量達到2.18 億kW，占總裝機容量的10.5%，光伏和風電裝機容量均為世界第一。

使用新能源可以大幅度減少化石燃料燃燒產生的二氧化碳排放和其它污染物排放，有助于緩解全球變暖、空氣污染、水污染等環境問題。為了促進新能源消納實現節能降耗，我國也出臺了很多激勵政策，2016 年國家發改委發布了《新能源發電全額保障性收購管理辦法》，目前采用固定電價與固定補貼的機制，對保障性內新能源發電電量按確定的上網標桿電價進行全額收購，對于參與市場競爭的電量，按上網標桿電價與當地煤電標桿上網電價的差額進行補貼。根據現行國家發改委發布的海上風電上網電價政策，新核準的海上風電項目需全部通過競爭方式確定上網電價，2019 年新核準近海風電指導價調整為0.8元/kWh，2020 年將調整為0.75 元/kWh[3]，相對煤電溢價較高。目前大部分可再生能源主要依靠財政補貼，而補貼資金缺口逐年增大，政策層面或將建立可再生能源電價補貼逐步退坡機制，通過市場形成上網電價或通過競爭性等招標方式形成補貼標準，實現風電、光伏的平價上網。

3 國內外新能源參與電力市場現狀

目前，國外電力市場建設發展已有較長的歷史，形成了不少典型的電力市場體系，其中有以美國PJM、德州等電力市場為代表的集中式電力市場，也有北歐、英國為代表的分散式電力市場，不同的電力市場中的新能源參與機制各有不同[4]。在這些電力市場發展建設中，也逐步經歷了新能源的固定上網電價全額收購、溢價補貼參與電力市場和無補貼直接參與電力市場的發展歷程，對于我國建設發展新能源參與現貨市場具有重要的借鑒意義。

在德國電力市場中，新能源經歷了固定上網電價全額收購向溢價補貼參與電力市場的發展過程[5]。德國電力市場在2012 年之前采用固定上網電價方式全額消納新能源，促進了新能源的快速發展。2012 年之后，德國電力市場允許新能源與其他電源同等參與市場，根據市場價格獲得發電收益。在參與電力市場機制上引入了調度計劃組這一主體（可由多個分布式新能源電站組成，但其均在同一個發電上網節點），在日前市場關閘前，由調度計劃組代表一組新能源發電機組在日前市場上報價出清參與市場。此外，新能源還獲取市場外的溢價補貼來彌補投資建設成本等。溢價補貼從一定程度上也緩解了新能源全額消納帶來的補貼壓力，有助于降低用戶的用電成本。

在美國PJM 電力市場中，新能源與其他類型機組同等直接報量報價參與電力市場，并可以通過日前和實時市場的價格信號，有效地引導新能源適當控制發電出力，從而實現系統的優化運行。為了促進可再生能源的消納，PJM 通過輔助服務市場以及偏差考核等方式激勵各類發電機組積極響應系統指令調整出力，改善了新能源出力波動帶來的系統不平衡。由于新能源出力的不確定性和現貨市場價格的實時波動性，新能源發電企業可以與用戶簽訂中長期差價合約等金融合約來規避現貨價格風險。美國的新能源配額制要求供電商必須購買一定比例的新能源，也促進了購電商與新能源企業簽訂中長期購電合同。此外，新能源發電企業還可通過出售新能源配額來獲取更多的收益。PJM 的容量市場設計也有助于新能源企業收回投資建設成本。

國內，廣東現貨市場采用了“部分機組計劃調度+部分機組全電量競價”模式[6]，其中煤機、燃機作為B 類機組參與全電量競價，其余的核電、抽蓄、水電、少量火電和省外來電為A 類機組，按照計劃調度方式安排生產。因此，在目前的廣東電力市場中，新能源機組作為A 類機組，暫未獲得廣東電能量市場交易資格，只享有基數合約電量，不直接參與現貨市場和中長期交易，在市場外按政府批復的上網電價進行結算，確保了清潔能源的全額消納。而浙江的電力現貨市場設計采用全電量優化的模式，其中市場初期省內的風電、光伏等新能源機組不直接參與，由浙江電網（代理交易）根據負荷預測參與現貨市場出清優化，接受市場價格，即報量不報價，保障風電、光伏的優先消納[7]。

考慮到新能源出力的間歇性、波動性和預測的不確定性問題，在國內電力現貨試點建設初期，新能源難以做到與其他常規火電平等參與市場申報。新能源“報量不報價”或作為市場邊界不參與市場時，現貨價格的波動與新能源發電出力情況密切相關，同樣會影響市場上其他類型機組價格。比如：山西電力市場試運行期間，風電、光伏以報量不報價方式參與市場，中午基本為全天價格最低時段，凌晨后夜價格居中，晚高峰價格最高；山東現貨市場試運行出清價格在夜間較高、中午較低，與傳統的峰谷分時價格曲線出現“倒掛”現象，主要原因是外來電、新能源發電等未進入現貨市場，不同時段優先發電量與優先用電量不匹配。

根據國外先進電力市場經驗和國內電力現貨試點探索，固定上網電價全額消納是新能源發展初期推動其快速發展的有效激勵政策，也有助于促進能源綠色發展，符合可持續發展的理念。目前國內現貨試點地區電力現貨市場已逐步建立，但考慮計劃與市場的平穩過渡和銜接，在未來較長一段時間里，各省的發電價格仍將實現雙軌制，優先發、用電量仍執行政府定價。有研究指出：電力市場實時電價更易受到新能源發電量情況而非預測誤差的影響[8]，建立新能源的市場機制對于市場發展具有重要影響。參考借鑒德國、美國PJM 的電力現貨市場實際運營經驗，建議新能源的電力市場交易機制需配合市場發展路徑分階段建設，逐步引入競價機制，有研究指出：有效的市場機制可促進高比例新能源的消納，同時效益可觀[9]，并應將新能源固定電價機制轉向溢價補貼[10]。國內有相關研究提出參與日前發電合同轉讓、基于日前預掛牌的電力平衡機制等市場過渡期促進新能源消納的短期交易機制[11]。同時電力市場機制不止電能量交易，對于現行優先發電制度與市場機制的不協調，有相關研究指出需要協同采用政府授權合約制度來保證新能源、外來電等的消納，合理調整政府授權合約覆蓋比例，避免新能源參與市場后對市場價格造成大幅波動，同時避免在市場內產生雙軌制的結算不平衡資金[12]。相關文獻對新能源入市后新增的輔助服務成本如何處理有進行了研究[13-14]，需要配套建立輔助服務市場交易機制和發電容量成本回收機制[15]等，合理保障新能源在電力市場中的收益。

4 新能源參與電力市場過渡機制研究

在光伏、風電大發的時段現貨市場價格較低，導致新能源與傳統發電類型機組之間競爭激烈。對于新能源機組來說，雖然其競價的變動成本較低，但長期來看，在沒有容量市場的情況下將無法收回固定成本，也不利于市場長期穩定運行。同時，在市場建設初期，各類型發電機組仍存在實行電價雙軌制的情況，電力市場體系尚不完善，初期可維持現有的價格機制不變，保證投資建設成本的回收，新能源不直接參與電力市場，便可采用以下的過渡發展路徑，即引入“代理交易商”的概念，以代理交易商作為代理所有新能源參與交易的“市場接口”納入市場出清優化，同時由代理交易商代理與用戶側簽訂政府授權合約，通過中長期合約提前鎖定、合理控制新能源暴露在現貨市場價格的部分，通過代理交易商與新能源企業之間的結算將市場內的現貨價格傳導至新能源，為新能源下一步直接參與現貨市場奠定基礎。過渡機制如圖1 所示。

圖1 電力市場中電網企業全額消納新能源

《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》規定，可再生能源與電網公司簽訂優先發電合同，全額保障性收購利用小時數內的所有發電量，因此市場建設初期可由電網企業承擔“代理交易商”的職能，整合所有新能源參與交易。同時文件明確指出優先發電合同可采用差價合同的方式，因此可以授權“代理交易商”與用戶簽訂中長期差價合約，合約部分覆蓋保障性收購利用小時數內的所有發電量。新能源與代理交易商之間仍執行當前的結算模式，簽訂代理交易合約執行優先發電并按目前核定的發電上網電價和實際發電量結算。

代理交易商在現貨市場中進行現貨結算，其結算參考點可以考慮新能源分布位置選取特定多個發電節點分別計算，市場建設初期也可虛擬發電節點例如以計算一個發電側加權電價作為結算參考?，F貨市場中，代理交易商可以根據其代理的新能源的負荷預測申報日前和實時的發電出力曲線，以報量不報價的方式參與現貨市場。與現貨市場配套還需具備中長期合約市場，可采用政府授權合約的設計，由代理交易商持有，以負荷中心價格作為合約參考結算點進行差價結算。政府授權合約對應新能源保量保價部分，以燃煤標桿電價進行結算，而合約外上網部分即對應于保量不保價部分，接受現貨市場價格，符合國家對于新能源收購管理的要求，如圖2 所示。

圖2 新能源電價機制參與現貨市場銜接

如圖3 所示，引入“代理交易商”參與了新能源在市場中的結算，由于新能源出力預測的不確定性，代理交易商承擔了新能源在現貨市場價格波動的風險。而代理交易商在場外仍按當前上網電價與新能源結算，此時代理交易商便存在場內外結算不平衡的風險。代理交易商作為初期新能源參與市場的過渡機制，不宜成為營利機構賺取場內外差價，但也不應替新能源承擔現貨風險，應盡量減少代理交易商的結算不平衡。因此，政府授權合約可以采用事后按實發電量分配給代理交易商，也可采用事前分配事后調整的機制，避免合約電量與實際上網電量的偏差過大時，代理交易商在市場中承擔價格波動風險。同時代理交易商應將現貨市場內的價格信號傳導至新能源側，以下將分為電能量市場和輔助服務市場進行詳細敘述。

圖3 “代理交易商”代理新能源參與電力市場發展

4.1 電能量市場

新能源出力預測和負荷需求的不確定性，代理交易商在日前申報的出力與實際發電出力之間存在一定偏差，而偏差部分在現貨市場中的偏差結算將給代理交易商帶來一定的市場風險，要求代理交易商提高負荷預測的準確性?，F貨市場價格的波動性也會造成代理交易商的電能現貨收益與場外需支付給新能源的價格不匹配，最終導致代理交易商結算偏差費用的產生。此時，可以調整政府授權合約電量Vq占其實際發電上網電量Qr的比例，來控制新能源參與現貨市場的比例。以浙江電力市場為例，市場采用了政府授權合約的設計[9]，將原有的發電計劃轉換為中長期差價合約，可根據不同類型機組的歷史發電曲線明確合約曲線形狀，市場初期合約將覆蓋發電機組90%的發電量，且合約價格仍采用政府批復的機組原上網電價，相當于10%的電量接受現貨市場的價格，做到了由計劃向市場的過渡。

在只考慮電能量的情況下，代理交易商在電力市場中的收益可以表示為：

式中：Ce為現貨市場電能收益；Qd為日前市場申報電量；Pd為日前市場節點電價；Qr為實時市場實際電量；Pr為實時市場節點電價；Vq為政府授權合約電量；Vp為政府授權合約電價；Bq為雙邊合約電量；Bp為雙邊合約電價；Pi為場外新能源的固定電價。

其中，考慮新能源出力的不確定性，政府授權合約電量Vq可以事后根據新能源實際上網電量Qr的一定比例確定，例如負荷側放開參與市場的電量占比。

代理交易商在場外應支付給新能源的上網電費可以表示為：

式中：F 為場外支付給新能源的上網電費；P 為新能源當前上網固定電價；Qr為實時上網電量。

代理交易商在現貨市場中的收益與應支付給新能源的電費便產生了偏差費用，可以表示為：

式中：δ 為市場內外結算產生的電能量偏差費用。

在只考慮電能量收益暫不考慮輔助服務、成本補償等因素時，當政府授權合約量Vq完全覆蓋實際上網電量即Vq=Qr時，且Bq=0，P=Vp，此時偏差費用δ=0，即代理交易商代理新能源在市場交易中的電費收益與應支付給新能源機組的場外電費相等，可以認為此時新能源發電機組完全沒有接受現貨價格，相當于新能源發電完全保量保價。

當政府授權合約量小于實際上網電量即Vq

隨著市場不斷成熟發展，可以逐步減少政府授權合約覆蓋的比例，此時場內外不同結算機制導致的偏差費用將隨合約比例的減少而增加，此時可以類似于售電公司代理電力用戶時傳導電價優惠的方式，代理交易商可以按度電費用的價格傳導方式傳導至新能源機組，一定程度上參與了現貨市場結算，承擔了市場價格波動。

4.2 輔助服務市場

4.1 節僅討論了電能量市場，但電力市場在實際建設發展過程中，必須配套建立調頻、備用等輔助服務市場，以應對電網運行過程中安全和可靠性問題。但新能源由于發電出力的隨機性，無法提供現貨市場所需的各項輔助服務，且新能源的接入需要其他類型發電機組提供更多的輔助服務以應對其在電網系統中產生的波動性，增加了市場中總的輔助服務成本。同時，新能源采用負荷預測報量不報價的方式參與市場出清時，由于提前鎖定發電出力曲線確保了新能源的消納，無法在現貨市場中獲得額外的成本補償。

市場中產生的輔助服務和成本補償等費用原則上需要由所有用戶承擔。由于發、用電計劃有序放開，計劃和市場在未來很長一段時間內都將雙軌運行，參與市場的電力用戶根據其在市場中的用電量比例，需承擔一部分輔助服務和成本補償等成本。而未放開的用戶仍由政府授權合約覆蓋，執行計劃模式下的目錄電價，這部分用戶的用電價格需考慮民生、經濟發展等因素，目前暫不具備調整的空間，難以將輔助服務和成本補償等成本通過價格機制進行傳導，在市場過渡期間需考慮由發電側承擔，因此代理交易商作為主體參與現貨市場也應承擔其政府授權合約對應用電部分的輔助服務和成本補償等各項成本費用，在考慮輔助服務及成本補償等現貨市場各項收益，市場內及市場外各項費用分攤的情況下，代理交易商在電力市場中的收益可以表示為：

式中：C 為現貨市場收益；Ca為輔助服務市場收益；Cm為成本補償收益；Ca′為市場內所有需分攤的輔助服務成本；Cm′為市場內所有需分攤的成本補償成本；i 為代理交易商需參與分攤費用的占比，可以取政府授權合約費用的占比。

代理交易商代理新能源參與市場產生的偏差費用可以表示為：

式中：δ′為現貨市場內外結算產生的偏差費用。

傳導至新能源機組的度電費用可以表示為：

式中：ΔF 為新能源參與現貨市場結算的度電傳導費用。

4.3 引入多個“代理交易商”的市場機制

由代理交易商集中多個新能源廠站參與現貨市場，可減少單個廠站負荷預測不準確導致的輔助服務需求增加，避免造成市場成本的抬高。初期采用報量不報價的方式也符合國家當前對于可再生能源消納的要求。隨著市場建設不斷發展，則可由單一的代理交易商發展至多個代理交易商，可參照德國電力市場的調度計劃組，分別代理不同區域或不同節點的多個新能源廠站，或者根據市場建設程度逐步過渡至由新能源市場主體自行參與。此時，式（1）—（6）便可進行擴展。

將上述式（1）—（6）中的單一節點擴展至多節點n 時，即引入n 個代理交易商分別代理不同區域或不同節點的多個新能源廠站時，其參與市場的電能量收益可以表示為：

其在現貨市場的收益可以表示為：

代理交易商在場外應支付給新能源的上網電費可以表示為：

該代理交易商應疏導給新能源主體的偏差費用可以表示為：

式中：n 可表示為某代理交易商或某新能源市場主體所有的在節點n 處參與市場的新能源廠站。

4.4 算例分析

以市場初期僅有一個代理交易商即n=1 為例，并以某省5 月開展電力現貨市場周結算試運行結果數據為基礎，假設運行期間風電、光伏新能源由該代理交易商代理參與現貨市場出清，共產生上網電量3.98 億kWh。表1 提供了市場用戶放開比例分別為0，10%，50%，90%，對應的政府授權合約覆蓋比例分別為100%，90%，50%，10%時，新能源收益變化趨勢情況。在政府授權合約對應保量保價電量部分時，電價為燃煤機組標桿上網電價取0.42 元/kWh，因此市場外新能源上網電價為0.42 元/kWh（不含補貼）。假設現貨市場平均價格為0.38 元/kWh。

表1 新能源參與市場電能量收益變化趨勢

以政府授權合約覆蓋90%為例，新能源的政府授權合約量共為3.58 億kWh，此時代理交易商在現貨市場內參與結算后最終的電能電費收益Ce=0.38×3.98+（0.42-0.38）×3.58=1.655 6 億元。代理交易商在場外應支付給新能源的購電費用F=3.98×0.42=1.671 6 億元，偏差費用δ=1.671 6-1.655 6=0.016 億元，新能源的度電傳導費用ΔF=0.016/3.98=0.004 元/kWh。根據表1 可以得到，隨著新能源政府授權合約覆蓋比例的減少，代理交易商需要向其傳導的度電費用也越貼近現貨降價幅度。

如表2 所示，在考慮輔助服務及成本補償的情況下，假設市場內需新能源機組分攤的輔助服務成本i×Ca′=0.01 億元，成本補償成本i×Cm′=0.01 億元，市場初期新能源的輔助服務收益Ca=0，成本補償收益Cm=0，則代理交易商在現貨市場的總收益C=1.655 6-0.01-0.01=1.635 6 億元。代理交易商在場外應支付給新能源的購電費用F=3.98×0.42=1.671 6 億元，偏差費用δ′=1.671 6-1.635 6=0.036 億元，最終新能源的度電傳導費用ΔF=0.036/3.98=0.009 元/kWh。

表2 考慮輔助服務等成本的新能源參與市場收益變化趨勢

通過上述計算可知，在考慮輔助服務及成本補償后，由于新能源自身的發電特性，其難以提供輔助服務且需要承擔輔助服務成本，通過度電費用中包含輔助服務市場和成本補償收益及分攤費用的方式，新能源發電的收益會進一步減少。

5 結語

目前國內各現貨試點中對于新能源參與市場的機制設計各不相同。廣東、浙江的新能源機組暫未參與市場，仍在市場外根據固定電價與固定補貼的電價機制，不符合我國電力體制改革的總體方向。山西新能源機組報量不報價參與現貨市場，市場價格低于標桿電價的情況將影響到場外補貼的金額，導致場內場外雙重降價的情況，目前新能源補貼政策面臨著不確定性，也加大了新能源參與市場化交易的壓力。

本文提出了一種在電力市場架構初期新能源參與現貨市場的過渡機制，即通過代理交易商代理新能源報量不報價參與市場，同時以調整減少中長期合約覆蓋比例的方式，逐步引導新能源機組由當前的計劃體制向參與市場結算過渡，同時可考慮輔助服務分攤費用和成本補償費用向新能源進行傳導，并給出了在此機制下參與市場結算的方式和具體的結算公式。本文提出的方式適用于在市場初期新能源無法直接參與市場時，通過代理交易商“打捆”參與，既接受了市場價格信號，也向新能源疏導了在市場中應該參與分攤/返還的各項市場化費用，如輔助服務成本、成本補償成本等費用，提供了疏導計算公式，并根據算例可以得到新能源發電收益將隨著其參與市場各項費用分攤而減少。同時，本文提出逐步發展至多個代理交易商的一般性通用結算方式，適用于由單個代理交易商逐步擴展至多個代理交易商的場景，為進一步發展至多個新能源主體獨立參與市場提供過渡基礎。

在現貨市場建設發展過程中，關于新能源仍有多個問題亟需解決。

（1）需逐步建立新能源參與輔助服務市場機制。在上文推演過程中，考慮新能源暫無法參與輔助服務市場，且同時需要承擔輔助服務等成本，不利于新能源機組長遠發展，考慮新能源的發電特性和儲能設施的互補性，與儲能設施配套提供輔助服務獲取輔助服務收益是新能源未來發展方向之一。

（2）需建立容量市場機制。在當前以邊際成本競價的現貨市場中，新能源較低的邊際成本和初期接受市場價格的模式不利于其收回投資建設成本，建立容量市場是現貨市場各類型機組合理生存，并為投資建設提供有效價格信號的有效措施。推廣新能源配額制，研究探索與儲能聯合應用參與市場等方式，相信新能源可以在未來的電力現貨市場中具備更大的發展空間。

（3）需配套發展綠電交易和建立新能源配額制，促進新能源長遠的發展及消納，促進其在中長期市場中的交易和流動性。