新能源參與浙江電力現貨市場的交易機制與效益分析

周子青，鄧 暉，房 樂，章 楓，徐程煒，徐立中

（1.國網浙江省電力有限公司電力科學研究院（國網浙江省電力有限公司電力市場仿真實驗室），杭州 310014；2.國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

當今世界各國正面臨嚴峻的氣候變化和能源短缺問題，發展可再生能源是能源低碳轉型的戰略核心，也是構建能源供應體系的重要一環。截至2020 年底，我國可再生能源發電總裝機容量9.34億kW，同比增長約17.5%，占全部電力裝機的42.5%，其中風電裝機容量達2.81億kW，光伏裝機容量達2.53億kW，居世界首位［1-2］。

在國家“雙碳”目標指引下，我國新能源行業迎來新的機遇，大規模新能源將接入電網［3］。盡管在產業技術提升下新能源建設成本不斷下降，但國家政策性補貼的快速退坡使得新能源行業在成本回收與長效發展等方面依舊面臨嚴峻的挑戰。習近平總書記在中央深改委第二十二次會議中提出“推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用”。通過參與電力市場，依托市場化手段促進新能源消納和發展已成為共識。

我國電力市場化改革進程迅猛，根據國家部委相關要求，國內第一批八個現貨市場試點地區均已完成多輪結算試運行，第二批六個現貨試點建設正穩步推進。促進新能源消納是我國電力市場建設的關鍵目標之一，甘肅、山東采取新能源機組大部分以固定出力參與市場、剩余部分按報量報價參與現貨市場的方式［3］。國外成熟電力市場對新能源市場交易機制進行了不少探索與實踐，最主流的方式是采用強制性配額與固定上網電價機制［4-6］。兩種方式均將新能源投入現貨市場與其他類型能源同臺競爭，其中強制性配額方式按市場價格結算，并通過配額制出售綠色證書賺取額外收入，包括美國、澳洲、英國等國家；固定上網電價機制按定期調整法的固定電價結算，并輔以政策補貼，包括日本和德國等歐盟國家。

目前浙江新能源暫未參與電力現貨市場，其出力作現貨市場出清邊界，按實發電量與計劃指導電價疊加補貼進行結算。為滿足“雙碳”目標下國家能源低碳綠色轉型的戰略要求及建設新型電力系統的需要，未來浙江新能源裝機規模將持續大規模增長，新能源如何參與現貨市場是浙江電力現貨市場建設面臨的關鍵問題。

本文基于現階段浙江電力現貨市場運營、交易及結算規則［7］，模擬開展新能源以報量不報價方式參與現貨電能量市場交易，對新能源參與電能量市場的出清進行仿真模擬。對新能源在市場模式下和計劃模式下的收益進行對比分析，探索新能源參與現貨市場的交易方式，為新能源參與電力市場的政策出臺及市場機制設計提供參考。

1 浙江新能源發展情況

1.1 風光資源稟賦

浙江太陽能多年輻射量在1 170～1 375 kWh/m2，平均年太陽能輻射量約1 230 kWh/m2，處于全國中等水平，全省年太陽能輻射量的分布受地理緯度的影響不是十分顯著，而受地形影響較大，有著平原、盆地、海島輻射量較大，山區輻射量較小的分布特征。浙江風速自沿海向內陸遞減，沿海海域及沿岸地區風能資源豐富，受土地資源等約束陸域面積較小，陸上風電不具備大規模發展能力；全省具有開發價值的海上風電場基本分布在近海風能區和沿海風能帶，主要包括杭州灣南岸和寧波、臺州、溫州的沿海岸區，從海岸到近海20 m等深線以內海域的海上風電資源可開發量約6 200萬kW，技術可開發量約為4 100萬kW。

1.2 裝機電量結構

截至2021年底，全省風光新能源裝機共2 177萬kW，光伏裝機達1 817萬kW，占全省裝機容量15%以上，已成為僅次于煤電的第二大電源，其中分布式裝機1 458 萬kW，規模位居全國第二。“十四五”期間，浙江將持續大力發展新能源，實施“風光倍增”工程，持續推進分布式光伏發電應用，積極發展建筑一體化光伏發電系統和“光伏+農漁業”開發模式，推進海上風電集中連片規?；_發，打造“近海及深遠海海上風電應用基地+海洋能+陸上產業基地”發展新模式。預計2025 年底，全省風光新能源裝機將達到3 408萬kW［8］。

2021年，浙江省風電最大出力256萬kW，年上網電量48.96 億kWh，光伏最大出力1 032 萬kW，年上網電量154.57億kWh，風光新能源年上網電量占全年總用電量的3.68%。

1.3 現行補貼政策

我國風電、光伏分別于2009年和2011年根據地區資源稟賦劃分多級資源區，實現上網電價標桿化，尤其是光伏上網電價，遠高于同期燃煤機組上網電價。由于國家新能源發展基金來源單一，新能源裝機呈現爆發式增長，補貼壓力日益沉重，核定標桿電價一降再降，政策調整也愈發頻繁。截至目前，新能源上網電價改標桿電價為指導價，陸上風電與光伏現行指導價較新能源發展初期標桿電價降幅明顯，僅海上風電指導價相對較高，為0.75元/kWh。風電、光伏歷年上網電價如圖1、圖2所示。

圖1 風電上網電價變化

圖2 光伏上網電價變化

自2021年1月1日起，新核準的集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。

2 浙江電力現貨市場交易機制

中國地域遼闊，各試點結合地區經濟社會發展情況、資源稟賦、網源結構、供需形勢、送受電情況等因素，因地制宜設計市場方案。各試點省份在推進現貨市場建設中多采用集中式模式，通過全電量競價優化出清，得到開機組合、分時出力和時段價格。現階段，浙江已初步建成含中長期交易、現貨交易和輔助服務交易的多層級市場化體系，具備中長期金融合約、現貨全電量出清和差價結算的特點，并作為國家第一批現貨試點圓滿完成五輪結算試運行。

2.1 市場參與

參與對象為全省統調發電機組，包括煤電、氣電、水電、核電等能源類型機組，外來電、省內華東直代管機組與新能源提供計劃曲線作現貨市場邊界，不參與市場優化［8］。

2.2 申報出清

目前采用發電側單邊每日申報，市場競價機組可按接受市場指令的經濟報價或是自計劃出力形式參與市場。其中，經濟報價機組按10 段非遞減報量報價曲線進行正常申報與優化出清，自計劃機組（試驗機組、政府批準的熱電聯產機組、水電與核電機組）于D-2日（運行日前兩天）提交交易日出力曲線，作為固定出力機組參與市場。外來電于D-1 日（運行日前一天）由華東下發總外來電計劃與直代管機組出力計劃，再由省內調度控制中心下分到省間聯絡線；新能源由新能源廠申報固定出力曲線。

日前市場采用電能量與30 min 備用輔助服務聯合優化出清，優化得到15 min 共96 時段的機組分時出力曲線以及價格；實時市場采用電能量與15 min 備用、調頻輔助服務聯合優化出清，優化得到5 min 共288 時段的機組分時出力曲線以及價格。

2.3 市場結算

市場結算項目包括電能量收入、成本補償收入、市場化輔助服務費用、電能量分攤返還資金和燃煤電廠超低排放扣除費用等。電能量收入以發電側節點電價進行結算，遵照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則。成本補償收入暫僅包括運行成本補償收入。市場化輔助服務收入暫僅包括調頻輔助服務收入。未參與現貨市場的新能源機組按實發電量與計劃模式下核定上網電價進行結算［9］。

式中：Ri，電能量為機組i在電能量市場中的電能電費；Ri，CFD為機組i中長期電量差價電費；Ri，DA為機組i日前市場電量電費；Ri，RT為機組i實時市場偏差電量電費；Qi，CFD為機組i中長期合約電量；Pi，CFD為機組i中長期合約價格；Qi，DA為機組i日前市場中標電量；Pi，DA機組i日前市場節點電價；Qi，RT為機組i實時市場中標電量；Pi，RT機組i實時市場節點電價。

3 新能源參與現貨市場模擬邊界

3.1 參與市場方式

在電力現貨市場建設初期，市場規則尚未完善，交易品種相對較少，缺乏配套市場機制與實施細則。新能源僅采用報量報價方式進入市場與其他類型機組同臺競價，存在無法中標出清或是市場收益無法回收成本的風險［10-11］。

為保障新能源在市場中能全額消納，并通過參與市場降低財政補貼壓力，設置新能源以報量不報價方式參與現貨市場。分別設置保障利用小時數與合理利用小時數：在保障利用小時數以內，新能源“保量保補保價”，收益與計劃方式下相同；在合理利用小時數以內“保量保補不保價”，即按節點邊際電價進行結算，全額消納并提供補貼；在合理利用小時數之外“保量不保補不保價”，即該部分電量收益完全由現貨市場確定，如圖3所示。

圖3 新能源參與現貨市場原則

3.2 仿真算例設置

基于浙江電網實際運行和報價模擬數據，考慮浙江省風電和光伏按報量不報價方式，對不同保障利用小時數和合理利用小時數下參與市場出清及市場成員收益進行對比分析。選取光伏電站和風電場各1個，每月選取1個典型日共12個典型案例仿真測算到全天電價，再根據場站全年實際出力測算得到全年收益。

3.2.1 現貨市場出清算法

現貨市場出清優化模型的目標函數為最小化基于報價的發電成本，其中發電成本包括出力運行成本、啟動成本、空載成本、備用成本4 部分。約束主要考慮系統平衡約束、機組出力上下界約束、備用約束、爬滑坡約束、線路限額約束等，其中僅線路限額約束可松弛［12-15］。

式中：C為發電總成本；為機組i啟動成本；為機組i空載 成本；ui，t為機組i在t時刻的啟停狀態（0/1）；為機組i在t時刻的電能成本；為機組i在t時刻的備用成本；pi，t為機組i在t時刻中標出力；σi為機組i廠用電率；Pf，t為所有自計劃機組出力與外來電的總和；pj，t為母線j在t時刻的負荷值；Pls為網損總和；pi，min和pi，max分別為機組i的最小、最大發電能力；分別為機組i在t時刻的中標正備用、負備用；P+re和P-re分別為市場正備用、負備用需求；分別為機組i的爬坡、滑坡限值；分別為機組i、母線負荷j于t時刻對于線路l的功率分布因子；分別為線路l于t時刻的最大、最小潮流限值。

3.2.2 邊界條件及場景設置

1）現貨市場邊界條件

從浙江2020 年每月選取1 個共計12 個典型日歷史數據，數據種類主要包括網絡拓撲及運行方式、短期負荷預測數據、風電、光伏電站歷史出力曲線、設備檢修計劃、備用需求等。

2）統調新能源機組情況

選取浙江具有代表性的XF光伏電站與WX風電場（陸上風電，因海上風電補貼高，不具參考價值），場站相關信息如表1所示。

表1 XF光伏電站與WX風電場情況

計劃方式下的可再生能源（集中式）基礎電價與補貼價格如表2所示。

表2 2020年浙江省新能源上網電價元/kWh

3）收益測算方式

根據新能源報量不報價參與現貨市場原則，對市場出清結果設置保障收購利用小時數占比k1和合理利用小時數占比k2。按照保障收購利用小時數以內的發電量不參與市場，保電量保補貼保價格；保障收購利用小時數和合理利用小時數之間的發電量，實行保電量保補貼，不保價格，按市場出清價格+補貼價格結算；合理利用小時數之外的發電量，實行保電量，不保補貼不保電價，按市場出清價格結算。計算步驟如下：

步驟1：得到各可再生能源電站的發電出力與節點電價數據。

步驟2：設置保障收購利用小時數占比k1和合理利用小時數占比k2。

步驟3：計算各時段各可再生能源電站的收益，以及全年總收益。

式中：Ri，t為可再生能源電站i在時段t的收益；分別為可再生能源電站i的保障利用電量電價、現貨市場電價、合理利用電量電價；Qi，t為可再生能源電站i在時段t的電量；Ri為可再生能源站i全年收益。

4 仿真分析

4.1 典型日市場出清情況

XF 光伏電站市場出清節點電價如表3 所示。晴天、雨天典型日出力曲線如圖4所示。

圖4 XF光伏電站典型日出力

表3 XF光伏電站典型日節點電價元/MWh

WX風電場市場出清節點電價如表4所示。大風、小風典型日出力曲線如圖5所示。

圖5 WX風電場大風、小風典型日出力

表4 WX風電場典型日節點電價元/MWh

4.2 不同保障收購利用小時數/合理利用小時數下收益變化情況

為了解在新能源全量參與現貨市場下，不同保障收購利用小時數占比以及合理利用小時數占比的設置對新能源收益所產生的影響，按如下方式進行靈敏度分析：

以k1表示保障收購小時數占實際小時數的比例，以k2表示合理利用小時數占實際小時數的比例，k1和k2的取值范圍均為［0，1］，以10%為步長，逐步調節k1和k2的取值大小，以確定不同保障收購利用小時數與合理利用小時數下收益變化，得到XF 光伏電站結果如表5 和表6 所示，WX 風電場結果如表7和表8所示。

表5 XF光伏電站不同保障收購利用小時/合理利用小時占比下收益情況億元

表6 XF光伏電站不同保障收購利用小時/合理利用小時占比下度電上網電價元/MWh

表7 WX風電場不同保障收購利用小時/合理利用小時占比下收益情況億元

表8 WX風電場不同保障收購利用小時/合理利用小時占比下度電上網電價元/MWh

由表5和表6可以看出：隨著保障利用小時數占比k1逐步上升，XF 光伏電站全年收益逐漸降低，即XF光伏電站電量暴露在現貨價格下的比重越高，收益越高；隨著合理利用小時數占比k2逐步上升，XF光伏電站全年收益逐漸增加，k2大小關系到電量中被補貼所覆蓋的占比，顯然收益與k2大小呈正相關。

由表7和表8可以看出：隨著保障利用小時數占比k1逐步上升，WX風電場全年收益逐漸增加，即WX風電場電量暴露在現貨價格下的比重越高，收益越低；與XF光伏電站情況相似，隨著合理利用小時數占比k2逐步上升，WX 風電場全年收益逐漸增加。

4.3 測算結果對比分析

根據測算中新能源參與現貨市場方式可知，當k1=k2=1 時，即為計劃模式下的新能源全額消納全量補貼模式；當k1=k2=0 時，即為新能源全電量接受現貨價格，且沒有補貼。

基于上述測算結果來看，在補貼不變的情況下，XF光伏進入市場的收益將更大，而WX風電則相反。其主要原因是因為光伏為日間出力，光伏大發時段與負荷較高時段重疊，受供需形勢影響，此時現貨價格相對較高，大部分光伏發電量能以較高的價格進行結算；對于風電，其主要為晚間大出力，一部分發電量能在浙江晚高峰期間以高價結算，但在凌晨之后的低谷時間段，仍有相當一部分的電量以市場低價進行結算，因此從整體來看，其接受市場價格的比重越大，虧損越多。

從表5 來看：在保量保價保補即計劃模式下，XF光伏電站全年收益為5 382.5萬元，隨著保障利用小時數k1的逐步降低，總收益逐漸增加。在全電量接受市場價格即k1=0的情況下，經過進一步細化測算，當k2=97%時，總收益基本與計劃模式相當，在合理的保障利用小時數、合理利用小時數占比下，實現XF光伏電站通過參與市場降低了補貼費用。

5 結論

建立新能源參與現貨市場的交易機制有助于促進新能源消納、回收成本和引導行業健康發展，同時對于我國能源結構綠色低碳轉型、實現“碳達峰、碳中和”目標、應對氣候變化具有重要意義。本文對于新能源參與浙江現貨市場的交易機制開展了有益探索，并以浙江電力現貨市場為例，對于新能源按報量不報價方式參與現貨電能量市場出清進行了測算分析。主要得出以下幾點結論：

1）在電力現貨市場建設初期，新能源采用報量不報價方式參與市場是一種較好的過渡方式，在保證新能源全電量優先出清的同時，部分地區通過設置合理的保障消納利用小時數和合理利用小時數，一定程度上在保障新能源收益的同時，降低了財政補貼壓力。

2）在當前浙江電力現貨市場機制和政策補貼下，光伏因其出力時段與負荷高峰時段相重合，相較于風電，其對現貨市場的接受能力更強。在新能源參與現貨市場的前期探索階段，可通過模擬結算的方式來評估新能源進入市場后的損益情況，同時可考慮由光伏先開展結算試運行，為風電進入市場積累有益經驗。

3）“新能源+儲能”是有利于促進新能源發展的趨勢之一，能平抑新能源發電功率的波動，提高新能源消納能力?？蛇M一步探索“新能源+共享儲能”的市場應用場景和商業模式，促進新能源參與市場，提高新能源在市場中的收益。