可再生能源发电电价形成机制与参与电力市场的竞价策略

陈 政，杨甲甲，金小明，董 楠，冷 媛，吴鸿亮，杨 俊，文福拴

(1.南方电网科学研究院，广东 广州 510080;2.浙江大学电气工程学院，浙江 杭州 310027)

0 引言

优化能源结构，降低温室气体排放，实现可持续发展已成为当前世界各国普遍关注的问题。在这样的背景下，风能、光能等间歇性可再生能源发电技术得到快速发展。为叙述方便，在本文后面的内容中，除非特别指明，“可再生能源发电”特指“间歇性可再生能源发电”。

随着可再生能源发电技术的不断发展，电力系统中这类发电的渗透率逐步提高，其对电力系统规划与运行以及电力市场的设计与运营带来了新的挑战。在过去的几年中，国内外在这方面做了相当多的研究工作。例如，澳大利亚有些学者甚至对电力系统中可再生能源发电比例为100%(即完全采用可再生能源发电)的情况进行了研究［1］。一方面，与传统发电技术相比，尽管可再生能源发电的边际成本较低，但其单位容量的平均投资成本较高。可再生能源发电技术在现阶段一般还无法在电力市场中与传统发电技术进行竞争。这样，为鼓励可再生能源发电，就需要特定的电价形成机制，该电价机制应该能够向市场主体发出合理信号，正确引导投资或消费行为，促进可再生能源发电技术的发展。

另一方面，随着可再生能源发电技术的不断进步，其投资建设成本也在逐步下降，各国关于可再生能源发电的政策也在不断调整。随着可再生能源发电在电力系统中的渗透率的提高，如何让其参与电力市场的运营就是一个无法回避的重要问题。为此，开展可再生能源发电参与电力市场竞争的研究，无论对可再生能源发电技术本身的发展还是电力市场的建设与发展，都具有重要意义。

电价是电力市场中的重要经济参数，其决定着电力资源配置的经济效益和社会效益。国内外很多学者就可再生能源发电参与电力市场的电价问题进行了研究，从总体上可分为以下几类:

(1)可再生能源发电的价格形成机制;

(2)可再生能源发电的竞价策略;

(3)可再生能源发电对电力市场电价的影响。

本文对可再生能源发电的电价形成机制和竞价策略方面的研究文献进行简要综述，以系统的整理相关的研究成果，并识别有待研究的问题。需要指出，尽管在撰写本文的过程中，我们试图涵盖尽可能多的文献，但由于这是一个快速发展的领域，新的文献不断涌现，有些文献可能因此未能被收入，但这并不表示这些文献不够重要。

1 可再生能源发电的电价形成机制

近年来，不少国家除了宏观上制定可再生能源发电的发展规划和可再生能源激励政策外，还探索了与可再生能源发电相适应的电力市场机制，目前主要包括强制性和自愿性两大类政策。前者指政府通过法律法规明确发电企业或电力用户所需履行的义务，主要包括3类:

(1)对可再生能源发电企业在上网电价方面给予支持，称为上网电价制;

(2)通过公开招标来选择可再生能源发电项目的开发者，称为招标制;

(3)强制规定可再生能源发电在电力供给总量中的比例，并依赖市场促进可再生能源的发展，称为配额制或绿色证书制。

自愿性政策则依赖电力消费者自愿购买可再生能源发电来促进其发展，以绿色电价制为主。

1.1 上网电价制

上网电价制指通过政府制定上网电价(Feedin tariffs，FITs)并规定供电企业购买可再生能源发电义务，来保证可再生能源发电企业能够获得稳定的发电收入，也称为强制购电法。确定可再生能源发电上网电价水平的基本方法可归纳为两大类［2］，即标准成本法和机会成本法。前者根据当前可再生能源发电的技术水平、应用规模等，确定合理的收购电价;后者则在电力市场竞价基础上，由政府提供一定的价格补贴。上网电价制可以通过行政手段和经济刺激最大限度地促进可再生能源的发展，目前德国、丹麦、西班牙、比利时等欧洲国家普遍采用了这种方法，其中以德国的固定上网电价制度和西班牙的溢价电价制度最具代表性。

1.1.1 固定电价制

固定上网电价制是按照标准成本法，由政府直接确定各类可再生能源发电的入网价格，电网企业必须按照这样的价格向可再生能源发电企业支付费用。

德国是实行这一制度的典型国家。早在1974年，德国就开始研究如何发展可再生能源发电［3］。1991年1月，德国制定了上网电价体系(Stromeinspeisegesetz，StrEG)，对小水电、生物质能所发电量按平均零售价格的80%收购(500 kW以上的则按65%收购)，对风电、太阳能发电量按平均零售价格的90%收购［4］。20世纪末，伴随着电力市场的发展，零售电价出现下跌［5］，政府在2000年颁布了《可再生能源法》(Erneuerbare Energien Gesetz，EEG)，确定了德国的固定上网电价制度，进一步支持可再生能源发电的发展。政府根据各种可再生能源发电的成本差异和市场拓展程度不同，制定了不同的电价标准，并随着时间推移逐步下调购电价格以刺激可再生能源发电的技术进步。文献［6］详细介绍了2011年6月30日通过的最新《可再生能源法》修正案中对各类可再生能源发电的收购电价。以上两个法案(StrEG和EEG)奠定了德国的可再生能源发电政策体系架构，其具有 3 个主要特点［4，7，8］:

(1)可再生能源发电拥有优先上网的权力且电网企业有义务购买;

(2)长达20年(该年限视可再生能源发电的种类和发电容量不同而有所不同)逐年递减的最低收购价格保障;

(3)建立全国成本清算系统 (Nationwide equalization scheme)，以消除区域电网企业间在购电成本方面的不平衡。

德国实施固定上网电价的效果十分显著，目前其风电和光伏发电产业居于世界前列。在21世纪的头十年里，德国新建电厂的80%以上都是基于可再生能源发电技术。截至2011年底，德国的可再生能源发电比例已占电力总消费的20%，占电能消费的12%，均为10年前的3倍［9］。

固定电价制度有以下优点:

(1)以强制上网电价与固定收购电价保证了可再生能源发电公司的收益，有利于快速提高可再生能源发电在电力消费中的比重;

(2)针对不同的可再生能源发电类型、不同的发电容量等采取有差别的电价收购策略，这有利于可再生能源发电发展的多样化;

(3)电价简单明了，相关交易管理操作十分方便;

(4)全国范围内的成本清算有效地减轻了可再生能源发电比重较大地区的电网公司的购电成本压力，有利于政策的推行。

固定电价制度有以下缺点:

(1)该制度是基于价格因素的激励政策，缺乏对可再生能源发电量的直接干预，无法显式表达国家可再生能源发电的发展目标;

(2)固定电价制度摒弃了市场机制，导致无法有效地对短期内可再生能源发电成本的降低做出反应，不能最大限度地刺激可再生能源发电技术的进步;

(3)导致了电价水平上升，上涨的电价将直接施加于电力用户或通过财政方式转嫁给纳税人，对国家的整体经济实力要求较高。

1.1.2 溢价电价制

溢价电价制结合了标准成本法和机会成本法，既顾及了可再生能源发电的实际发电成本，又与市场体制下的电力竞价挂钩。采用这种方法时，可再生能源发电价格的制定原则为［2］:参照常规发电技术的销售价格，乘以一个适当的比例系数;或者在随时浮动的市场电价的基础上加上固定的政府补贴电价(即溢价)。溢价电价制度在鼓励可再生能源发电参与电力市场竞争的同时提供了最基本的价格保障。

实施这一价格制度的典型代表国家是西班牙。在20世纪70年代，西班牙开始与欧洲其它国家开展可再生能源发电技术的合作研究，并于1980年制定了节能法案，这一法案也代表了西班牙可再生能源发电激励政策的开端。其给定了政府对新建可再生能源发电投资项目的补偿细则和对5 MW以内可再生能源发电的收购电价保障［10］。1994年，政府立法保证了可再生能源发电的强制上网，并参考常规能源电价制定可再生能源的收购电价［11］，由此西班牙的可再生能源发电的发展进入了一个全新时期。1997年，在电力市场发展的背景下，西班牙出台了《54号电力法》，其中明确了可再生能源发电的总体发展目标、可再生能源发电的强制上网，以及对可再生能源发电按常规电能销售电价的80%～90%进行收购的方法。1998年政府又将可再生能源发电的收购方案进行了调整，分为两种［12］:a.逐年调整的固定电价收购;b.在电力市场竞价的基础上给予固定补偿。这是西班牙溢价电价制度的雏形。

在经过若干年实践后，2004年确定的电力法修正案中规定:可再生能源发电企业每年年初需在给定的两种电价方案中选择一种，作为之后一年内该企业的结算方式［13］。这两种电价方案为:

(1)机组无需参与日前市场竞价，其所有时段的发电量均按照规定的固定电价结算，该固定电价给定为年平均上网电价的某一百分比。

(2)机组需参与市场竞价或双边交易，其结算电价为市场电价或双边合同中的协商电价，再加上一定的政府补贴(即溢价)。

2005年之后，伴随着全球能源价格的上涨，西班牙电力市场的平均电价持续提高，越来越多的可再生能源发电企业愿意采取溢价电价收购方案。在这一制度的支持下，西班牙的可再生能源发电得到迅速发展。截至2011年底，可再生能源发电量已占电能需求总量的33%［14］。

相比于固定电价制度，溢价电价在一定程度上引入了市场竞争，能促使发电结构更加合理，同时市场竞价也能有效地促进可再生能源发电技术的进步。不过，溢价部分的确定不仅需要考虑可再生能源发电的技术成本和发展规模，还需要考虑市场竞争下不断变化的常规能源发电电价，这导致溢价电价制的管理成本比固定电价制高。

1.2 招标制

可再生能源发电招标制是由政府对可再生能源发电项目进行招标，以允许其上网为保证，与可再生能源发电供应商签订长期购电协议。在这一制度下，项目所申报的电价往往是评标的主要因素，因此也称为招标电价制。通过多家公司竞争，可以有效降低可再生能源发电的价格。

英国在1990年至2001年实行的非化石燃料公约(The Non－Fossil Fuel Obligation，NFFO)是这一体系的典型代表。与其它西欧国家一样，英国也从20世纪70年代中期石油危机后逐渐意识到发展可再生能源发电的重要性，由此开展了一系列研究工作。在1982年，由相关专家组成的咨询委员会 (The Advisory Council on Research and Development for fuel and power，ACORD)对可再生能源发电技术的发展前景及其成本进行了评估［15］，并在之后不断更新相关报告，这为英国的可再生能源发电制度的建立提供了基础。在1989年，英国颁布了《电力法》，其相关条款规定了电力供应机构必须收购一定量以非化石燃料为原料生产的电能，同时提高化石燃料税来补贴相应的财政支出。该法律从1990年开始施行，其核心内容就是NFFO。尽管制定NFFO的最初目的是维持核电在竞争的电力市场环境下的发展［16］(当时英国的核电均属国有)，但这在客观上为英国可再生能源发电的发展提供了制度保障。

NFFO 的特点［17］如下:

(1)由政府发布待开发的可再生能源发电项目，并通过竞标确定项目开发者;

(2)项目所在地区的供电机构按中标电价与中标者签订长期购电合同，保证可再生能源发电上网;

(3)地方供电机构所承受的附加成本(中标电价与常规电力的市场电价的差值)通过政府征收的化石燃料税进行补贴。

在实践过程中，NFFO的一些细节不断被完善［18］，购电合同的最长年限从最初的8年延长到15年，而且为了保证投资者顺利完成中标容量的建设以及发电上网，从项目中标到实际运营之间又增设了5年的宽限期。表1为5轮NFFO的相关数据［19，20］。由表1中的统计数据可以看出，自实行招标制以来，英国的可再生能源发电电价不断下降，但项目的实际上网率很低。由于没有相关的措施对未完成中标容量建设的投资者进行惩罚，导致投机者利用低电价竞标，但中标后因融资、技术等各种原因无法完成项目建设;此外，也有部分中标项目在申请发电上网时遇到障碍，无法顺利实现发电入网。由于无法达到政府的可再生能源发展目标，政府宣布完成现有NFFO合同以后，不再签订新的合同。

表1 NFFO数据统计Table 1 The NFFO statistical data

招标制有以下优点:

(1)通过竞争性招标，能够有效降低可再生能源发电价格;

(2)开发项目由政府统一发布，有利于促进发电技术类型的多样化;

(3)长期购电合同为投资者提供了可观的收益保障，同时也使其有动力进行技术革新，不断降低成本从而获得更大利润。

招标制有以下缺点:

(1)项目的评审流程较长，对投资者的前期准备要求较高，项目的初期投入较大;

(2)合同时间较长，准确估计可再生能源发电技术的成本变化比较困难，竞标过程中难以避免投机情况的出现。

1.3 配额制

可再生能源发电配额制(Renewable Portfolio Standard，RPS)指以法律的形式对可再生能源发电在总电能消费中的份额做出强制性规定;一般而言，这一责任将被落实到各电力供应商或者电力销售商。配额制体系常包括绿色证书(Renewable Energy Certificates，RECs)交易环节，因此也被称为绿色证书制。这是一个以市场为基础，无需政府投入大量资金和管理的政策模式，供电企业将通过市场寻求成本最低、效率最高、最灵活的方式来完成规定的配额。

配额制起源于美国。在1995年，随着电力工业改革的进行，加利福尼亚州政府机构正式开始对配额制的具体制度设计进行讨论［21］。之后，越来越多的专家学者开始关注配额制，并开展了深入研究。目前，美国已有29个州施行了可再生能源配额制［22］，其中德克萨斯州被认为是实施配额制最为成功的州之一［23］。在1999年，德州《公共事业监管法》(Public Utility Regulatory Act)修正案中确定了在推行电力改革的同时实施可再生能源发电配额制，并于2001年7月开始施行。

与其它可再生能源发电发展机制相比，配额制更注重市场的作用，其制度设计更加详细周密。以德州为例，介绍其配额制的主要内容［24，25］如下:

(1)总体目标及份额分配:制定比较符合实际的随时间变化的可再生能源发电发展的总体目标，并根据一定的准则强制分配可再生能源发电份额。德州的可再生能源发电总量目标以装机容量为标准，并随时间推移不断增加，到2015年可再生能源发电总装机容量要达到5880 MW［26］(其中，至少500 MW来自风能以外的其它可再生能源发电)。按照发电公司出售电能在市场中所占比例进行份额分配。

(2)有效的义务对象:规定了哪些可再生能源发电要履行配额义务，包括时间和地域范围要求。这里，“义务主体”指发电公司。在德州，可以被用来完成配额义务的可再生能源发电包括风能、太阳能、地热能、生物质能等，而且必须是1999年9月1日后建成或者装机容量小于2 MW的可再生能源发电厂，同时不接受德州以外的可再生能源发电(区外专供德州的可再生能源电力除外)。

(3)义务履行主体:即由谁承担配额任务，包括发电公司、电力批发商、零售商等。德州规定，所有向州内用户提供零售电力服务的机构必须要消纳一定比例的可再生能源发电。

(4)绿色证书制度设计:这也是配额制最主要的特征，包括绿色证书的设计(指证书上应涵盖的信息，如可再生能源发电类型、发电时间、有效期、容量单位标识等)、绿色证书的产生及交易、绿色证书的监管(包括对未完成配额义务的惩罚及一些弹性机制的制定)。

德州是美国第一个通过可再生能源信用 (与绿色证书相同，只是表述方式有别)交易系统来跟踪配额义务履行情况的州［27］。德州的信用证书上标示了发电设备、可再生能源发电类型、发电年份和季度、以MW·h为单位的发电量标识等 (尽管标示了可再生能源发电的类型，但德州的可再生能源发电配额义务是不区分技术种类的)。德州公用事业委员会 (Public Utility Commission of Texas，PUCT)作为政府监管部门，负责可再生能源信用的审批签发，以及对相关信用的终止。德州电力可靠性委员会 (Electric Reliability Council of Texas，ERCOT)受PUCT委托，负责对可再生能源发电信用的生产、买卖、转移和回收的行为进行跟踪。德州规定已通过核准的可再生能源发电项目每生产1 kW·h的电量就产生1个可再生能源信用，信用可以通过长期合同、短期合同或者随时购买的方式在ERCOT建立的信用交易平台上进行交易，信用将被用于衡量过去1年内相关电力零售机构的配额义务完成情况。用来抵扣配额义务、过期未使用或自愿终止的信用都将失效并被回收。对于未完成配额义务的机构，未完成部分将被处以不高于50$/MW·h或义务期内可再生能源信用交易平均价格200%的罚款，其远远大于履行义务的成本。另外，考虑到市场突发情况，德州建立了相应的信用弹性机制以便于零售商完成其配额义务，如设定了3个月的义务补足期，供前一年未完成义务的机构弥补相应的信用缺额。

配额制依赖于一个比较完善的市场机制，近年来在许多发达国家得到了施行，如英国、瑞典、日本、澳大利亚等。不过，绝大多数国家或地区都是从2000年左右才开始实施的，所积累的经验还比较有限，而且各国的配额制也各有不同。到目前为止，美国尚未能在联邦范围内推行配额制，部分原因就在于各州的配额制度以及可再生能源发电发展水平存在差异。此外，配额制所带来的可再生能源发电价格的不确定性也是很多学者争论的焦点［28］。

配额制有下述优点:

(1)循序渐进且又被量化的长期发展目标以及强制性的配额义务可以提高可再生能源发电项目投资者的投资信心。

(2)绿色证书交易系统与传统发电竞价市场的良好结合，体现了可再生能源发电的外部价值，营造了公平竞争的市场环境，让可再生能源发电参与电力市场竞争成为可能。

(3)市场化的操作大大降低了政府的管理成本。

配额制有下述缺点:

(1)配额的确定在一定程度上限制了可再生能源发电的发展，因为若可再生能源发电的开发速率高于政策目标，将会使得绿色证书的交易价格下降，而该价格被视为是对新能源企业的补贴。

(2)市场竞争风险较大，可引起可再生能源发电电价变动的不确定因素多。

(3)市场机制容易使部分企业或部分地区在竞争中处于优势地位，甚至导致垄断。

(4)配额目标的设定和绿色证书交易体系的设计都比较复杂，在电力市场环境下很难准确预测其效果。

1.4 绿色电价制

绿色电价制即通过鼓励用户自愿额外支付一些费用来购买绿色电力，从而在一定程度上补偿可再生能源发电的高成本投入。通常会有相应的配套措施来对用户的自愿购买行为进行认证，并保证额外支付的费用被用于发展可再生能源发电。这种机制通过用户选择来增加对可再生能源发电发展的投入，其实施效果取决于电力用户对可再生能源发电的认同程度。

政府为了能够完成可再生能源发展的承诺，通常会采取较为可靠的强制性发展政策，而将自愿性政策附加于强制性制度之上，用以吸引有责任感的用户自愿分担部分发展可再生能源发电的成本。美国、德国在可再生能源发电的发展上采取了不同的制度，但都鼓励用户自愿购买费用较高的可再生能源发电。相比而言，荷兰的绿色电力营销经验更令人关注［29］。

在20世纪70年代，荷兰开始启动一系列涉及可再生能源发电的研发项目，一些工业项目自发地使用风能和太阳能;之后，政府又出台了相关政策，对可再生能源发电投资项目进行直接的财政补贴［3］。进入1990年代后，国际上要求各国降低温室气体排放的呼声越来越高，荷兰政府也因此鼓励用户从供电公司自愿购买可再生能源发电，绿色电能也开始真正进入荷兰电力系统。尽管荷兰的可再生能源发电有了长足的发展，但一直未达到政府的期望目标。因此，荷兰政府自1996年起对常规能源的消费征收能源消费税，以减少可再生能源发电与常规能源发电的成本差异［30］;随后，通过与荷兰能源公司行业协会协商，使后者同意在2000年以前使可再生能源电能消费占总电能消费的比例达到3%，并于1998年建立了绿色能源标签体系。在这一体系下，可再生能源电价包括3部分［31］:固定电价 (电力市场建立后采用市场电价)、绿色标签价格和政府基金补贴。随着电力市场的不断发展，绿色能源标签体系在2001年被绿色证书制度取代。可以这么讲，荷兰的绿色证书市场是伴随着绿色电能配额制并结合用户的自愿购买及政府的财税补贴发展起来的［32］。用户自愿购买绿色电能则源于企业和公民的环保意识。

绿色电价制度有下述优点:

(1)易于理解，用户付出超出常规能源电价的额外费用用于支持可再生能源发电的发展，体现了用户的社会责任感。

(2)电价信号简单明了，易于操作。

(3)与强制性制度将可再生能源发电高出常规能源发电的成本在全网范围内分摊不同，在绿色电价制度中这部分费用将由自愿认购的用户承担，这减轻了其他用户的负担。

绿色电价制度有下述局限:

(1)以自愿购买为基础，过分依赖于公民的文化素质和环保意识，供电公司缺乏支持的动力，使得可再生能源的发展具有不确定性;

(2)不同的发电公司、不同可再生能源发电技术的成本差异导致了绿色电价的不确定性，不利于可再生能源发电结构的多样化，而且容易形成部分发电企业的垄断地位。

1.5 国外可再生能源发电价格形成机制小结

促进可再生能源发电发展的激励机制有助于消除或降低可再生能源发电投资者的风险，提高可再生能源发电的社会效益。上述几种机制都是国外一些国家在不断探索可再生能源发电发展过程中形成的;这些制度的实施通常以法律为基础，有明确的发展目标、特定的资源和技术范围、具有时效性的详细措施，同时也有政府的税费补贴、公众较高的环保意识等，这些都为相关国家的可再生能源发电发展机制的顺利实施提供了保障。

不同国家采用的可再生能源发展机制不同，各有侧重，各有所长。上网电价制与配额制是争论较多的两种机制。相比而言，配额制的市场化操作比较符合电力市场的发展。不过，各国的电力市场改革历程并非一帆风顺。德国于1998年实施电力市场改革，但几个大型电力企业仍控制着全国80%的电能生产［33］，类似的情况在西班牙也同样存在［14］。文献［34］研究了在寡头垄断电力市场中，价格控制机制(上网电价制)与发电量控制机制(配额制)对社会经济效益和技术创新支持力度的影响，结果表明价格控制机制的效果更好些。另有观点认为上网电价制无法合理压低可再生能源发电电价，这会增加政府的财政支出。然而，文献［35］利用ExternE(Extern cost of Energy)法的分析结果表明，可再生能源发电上网电价制所带来的收益要远远大于公众额外的付出。ExternE是在能源系统研究领域广泛应用的外部费用评估方法。

因此，选择何种可再生能源发电发展机制往往取决于各国的实际情况，并可在发展中不断完善和更新。从目前的可再生能源发电发展来看，实施强制上网电价制国家的可再生能源发展速度要快于实施其它制度的国家，且前者的电价水平处于可接受水平。

2 可再生能源发电的市场策略研究

为支持可再生能源发电技术的发展，不少国家实施了不同的可再生能源发电激励政策。通过采用能够保证可再生能源发电收入的电价政策或者提供项目投资补贴政策来激励可再生能源发电技术的发展。

近几年来，欧洲各国纷纷开始减少了对可再生能源发电的电价补贴，并允许或要求其参与电力市场竞价。西班牙第661/2007号法令规定，允许可再生能源发电厂直接参与电力市场竞争而不采用固定电价;而且第1758/2008号法令又大幅降低了光伏系统的固定上网电价，并限定了政府提供补贴的光伏市场规模。德国于2009年下调了光伏发电上网电价，并提高了上网电价的年下降幅度;美国电力采购协议电价持续下降［36］(2011年美国大约66%的风电是通过固定价格的电力采购协议卖出的)，这些均促使了可再生能源发电竞价的发展。鉴于上述政策环境变化，美国和欧洲的一些风力发电公司已经承诺要像其它参与者一样参与电力市场，并且接受不能按竞标电量供电的经济惩罚［37］。

2.1 风电竞价策略研究

由于风电出力具有间歇性和不确定性，因此风电参与电力市场竞价的研究主要集中于:如何让风力发电公司在风机出力不确定的情况下制定最优竞价策略。

现有的一些研究提出了几种解决办法:

一种方法是对风电和储能技术如抽水蓄能和压缩空气储能组合使用并协同竞价［38～41］。采用储能元件减小风机实际出力和竞标出力的差额并将电能从低价时段转移到高价时段出售，以此来提升风电场的收益［40］。这种方法的主要问题在于储能的成本仍然较高，无法大规模采用［37］。风电和抽水蓄能协同竞价时有两种策略:a.风电和抽水蓄能分别竞价;b.风电和抽水蓄能作为整体竞价。文献［42］对两种策略的收益进行了比较，发现风电和水电作为整体竞价时效益更好，这合乎预期。

另一个解决办法则采用金融工具来对冲风电发电量的不确定性［43］。还有一些文献提出了采用随机优化模型求解风力发电公司的最优竞价策略［44～47］。

此外，也有文献对利用具有快速爬坡能力的火电机组来降低风电不确定性的收益与风险进行了研究。文献［48］建立了由同一个发电公司对所属的风电厂和火电厂进行协调竞价的两阶段随机优化模型，以最大化风电厂和火电厂的总利润。此处的火电厂具有快速爬坡能力且出力下限可接近为0，但发电成本也较高。

上述研究均着重解决电能市场中风电出力不确定情况下的竞价问题，鲜有考虑风电参与辅助服务市场的情况。文献［37，49］研究了风电参与备用市场竞价的情况，并给出了风力发电公司参与由电能市场和备用市场组成的联合市场的竞价策略。

2.2 光伏发电参与电力市场的研究

在2011年，受欧洲主权债务危机的影响，欧洲各国大幅调整光伏产业政策。由于2011年之前光伏市场的迅速扩容，光伏企业纷纷扩大产能，当欧洲市场因政策调整受阻时，光伏产品几乎陷入滞销状态，造成光伏组件价格大幅下跌，光伏原材料、光伏组件制造公司纷纷陷入经营困境，破产、停产整顿、技术升级等现象此起彼伏。

当前的相关研究主要集中在光伏发电的产业政策和光伏发电的发展前景［50，51］，以及光伏发电并网的影响［52］几个方面。

受多种因素影响，目前对光伏发电参与电力市场竞价的研究还鲜有涉及，已有文献也只是简单讨论了光伏电站参与电力市场的营销策略［53］。此外，有些文献分析了光伏发电对电力市场的影响。例如，文献［54］分析了光伏电厂安装容量的增加对电力市场均衡点的影响，研究表明其可直接影响节点电价和发电公司利润，进而影响发电公司的竞价策略。

3 可再生能源发电对电力市场电价的影响

国际可再生能源局(International Renewable Energy Agency，IREA)在2013年1月份公布的研究报告［55］显示，可再生能源发电成本正在逐年降低，并已进入了“发电成本降低—推广应用增加—加速技术进步”的良性循环阶段。

随着低发电成本的可再生能源发电在电力系统中渗透率的增加，其对电力市场运营和市场电价的影响越来越明显。可再生能源发电发展机制的实施会给电力市场的运营带来哪些新问题，是值得认真研究的课题。文献［56］采用模仿者动态学习算法描绘了发电公司报价策略的动态变化过程，用智能代理方法模拟了电力市场运营过程，采用了一些评价指标来反映电力市场运营状态，并以此分析了可再生能源发电发展机制的实施对电力市场运营的影响。有关研究表明［57～61］，当电力系统中可再生能源发电渗透率增加时，市场电价总体上趋于下降。

特别地，文献［60］的研究表明，由于可再生能源发电的可变成本比传统化石能源发电的可变成本低，这样当可再生能源发电量增加后，将会取代化石能源发电机组成为系统的边际机组，而在普遍采用的统一清算价格的电力市场中边际机组决定着系统电价，因此可再生能源发电会降低系统电价。以西班牙风电为例，批发电价下降的幅度大于用户支持可再生能源发展而支付的费用，且能够带来零售电价的下降。由于这种价格的下降对用户而言是正面的，这反过来进一步支持可再生能源发电的发展，同时反驳了因会给用户带来额外经济负担而反对发展可再生能源发电的观点。

4 结论

与传统发电技术相比，尽管可再生能源发电的边际发电成本较低，但其投资成本较高，在电力市场中还难以与传统发电技术竞争，现阶段还有赖于相关政策支持。随着可再生能源发电技术的发展，其参与电力市场竞价的问题也会逐步显现。本文就有关上述这两方面的研究进行了梳理和总结，首先概述了可再生能源发电参与电力市场的发展演变，然后综述了其电价形成机制和竞价策略方面的研究，并结合部分国家的实践经验，分析了可再生能源发电对电力市场电价的影响。期望通过对可再生能源电价形成机制和竞价策略研究的梳理，找到值得借鉴的经验和应该避免的教训，进而探索出一条适合我国可再生能源发电发展的道路。

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