電力市場新能源消納分析與思考

翁桂萍 宋少群 程 鑫 賴永生 鄭靜媛

(1.國網福建電科院，福建 福州 350007；2.國網福建電力調度控制中心，福建 福州 350003;3.國網北京豐臺供電公司，北京 100073)

1 概述

化石能源短缺和環境污染促使各國對能源發展方式做出調整，大力發展風、光等新能源是推動能源低碳轉型的關鍵[1]。2021年3月，我國提出構建以新能源為主體的新型電力系統。與傳統電力系統相比，以新能源為主體的新型電力系統的電源與用電結構、系統生態將發生深刻變化[2]。

“十三五”以來，我國能源供應體系由以煤炭為主向多元化轉變，可再生能源逐步成為新增電源裝機主體。風電、光伏等可再生能源已基本具備與煤電等傳統能源平價的條件[3]。截至2020年底，我國風電裝機2.81億千瓦，光伏發電裝機2.53億千瓦。僅2020年，我國風電新增裝機7167萬千瓦，太陽能發電新增裝機4820萬千瓦。

風、光新能源發電具有隨機性、間歇性和波動性，且呈現一定的反調峰特性[4]，給電力系統安全穩定運行帶來巨大挑戰。此外，與新能源裝機快速增長相反，傳統優先購電電量占比逐漸下降，與之對應的新能源“保量保價”部分電量占比將不可避免的隨之減少，新能源剩余部分電量進入市場在所難免。隨著全國電力市場建設的不斷深化，加強電力市場新能源消納相關政策研究、建立適應新能源發展的市場機制，對促進新能源大范圍消納具有重要意義。

2 試點省新能源消納概況

電力市場環境下，新能源主要以市場邊界、報量不報價、報量報價等方式參與現貨市場。各試點省新能源消納情況見表1。在風電、光伏資源相對充沛的區域，如甘肅，新能源市場主體采用“報量報價”的方式參與日前市場，并且日內還有二次報量報價機制；再如山西，新能源市場主體則采用“報量不報價”的方式參與日前市場，通過優先機制保障新能源全電量出清，保障小時數內按政府核定價結算，超過部分作為市場價格接受者參與市場出清，富余新能源參與省間現貨市場。在風光資源相對不充沛的區域，新能源發電大都作為現貨市場邊界條件予以優先安排，全額保障消納，如浙江、福建、四川等。

表1 試點省新能源概況

3 電力市場新能源消納關鍵問題及影響

3.1 對市場競價空間及出清價格的影響

在新能源作為市場邊界條件而優先安排的地區，從機制上確保了新能源的全額消納，但新能源出力隨機性及波動性明顯。新能源實際出力與預測值偏差較大時，市場競價空間將發生變化，進而影響市場出清價格，見圖1。若日前新能源出力預測較大，則日前競價空間隨之變小，使得日前出清價格低；若日內新能源實際出力偏小，對于封存日前報價的日內實時市場，將由于實時競價空間變大而使得出清價格抬升。

圖1 市場出清電價與競價空間變化(標幺化)

3.2 對市場限價的影響

新能源發電出力較小時，現貨市場價格通常較高。因此，當新能源實際發電能力較預測偏小時，勢必要高價買電，造成市場總體成本上升，與釋放電改紅利、降電價相悖。若設置較低限價，則無法進一步拉大峰谷電價差，從而無法很好地體現電能的分時價格信號。因此需要統籌考慮電力系統峰谷差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，按照國家發改委關于進一步完善分時電價機制的要求，合理確定市場電價上限。

3.3 對市場運營的影響

鑒于新能源出力的不確定性，需要調頻、備用等資源去匹配，以滿足系統安全穩定需求。調頻、備用需求的增加，使得系統“再調度”成本進一步抬升。

3.4 利用預測偏差蓄意套利

新能源發電特性決定了其無法簽訂帶曲線的中長期合約。為了提高新能源預測準確性，市場主體可根據日前新能源預測自主申報中長期合約曲線。若新能源市場主體預測運行日實時電價較高而在日前申報時刻意減少中長期電量申報，則存在利用日前申報中長期合約曲線進行套利的可能。

4 電力市場新能源消納機制完善建議

4.1 做好新能源消納機制與計劃手段銜接

一方面，建立可再生能源保障性收購政策與市場交易有序銜接的機制，合理確定新能源保障收購利用小時，超出部分進入市場；以平價或低價新能源作為優先發電全額保障性收購，若存在棄風棄光情況，可將限發電量核定為可轉讓的優先發電計劃。另一方面，進一步優化存量可再生能源補助資金管理，逐漸改為“價補分離、總額管控”模式，財政補助資金單獨核定和管理，不再與上網電價掛鉤。

4.2 建立適應新能源出力間歇性的市場化機制

在中長期市場階段，新能源市場主體可采取與火電、水電、儲能等打捆方式簽訂中長期合同，形成穩定的中長期曲線，增強簽約曲線適應性，同時可進一步降低電能量成本，提高二者在中長期市場的綜合競爭力。在現貨市場階段，根據當地新能源消納情況，新能源市場主體可通過保量保價、報量不報價或報量報價等方式參與現貨市場，并且在鼓勵新能源市場主體申報日前發電預測曲線的同時加強對預測精度的考核。

4.3 加快建設全國統一電力市場，打破省際市場壁壘

各省新能源市場主體通過市場競爭的方式解決跨省跨區發電與輸電資源的優化配置問題，也可通過與常規電源之間的發電權替代或優先替代機制，加強市場主體之間的利益協調，提升消納積極性。

4.4 發展“新能源+儲能”

新能源的大量接入減小了電力系統的轉動慣量，不利于系統安全穩定。利用儲能轉動慣量小、調頻性能優越等特點，可有效應對電網突發事故，進一步提升電力應急管理水平。此外，新能源發電配置儲能還可以平滑出力，提高新能源發電并網調節能力和電網設備利用效率[5]。

4.5 優化輸配電價機制，促進新能源投資與消納[6]

2016年4月，英國正式實施采用改進的DCLF ICRP模型輸電定價方法的輸電改革法案。該法案考慮了包括可再生能源在內的不同發電技術對電網的實際使用程度及其對輸電費用分攤的影響，有效區分了不同發電技術的過網費，很好地反映用戶的位置信息，為用戶提供經濟信號與激勵，促進了可再生能源的發展。

4.6 通過新能源超額獲利回收機制減少套利空間

當新能源發電實際出力曲線與日前申報曲線(中長期合約)的分時偏差電量超出允許偏差范圍時，對價差收益進行回收，促使新能源市場主體提高預測準確率。

4.7 其他建議

①全面開展火電機組靈活性改造，進一步降低最小技術出力水平，為新能源消納釋放空間。

②加快新能源送出通道建設，強化電力系統輸電網架，提升新能源送電通道能力，最大限度減少因電網斷面受阻造成的新能源棄限。

③建立新能源中長期合約電量滾動調節與轉讓機制，以保障中長期合約電量的高彈性和流動性，利于后續新能源發電計劃編排。