以配额制激励可再生能源的需求与供给国家可再生能源市场机制设计

马子明, 钟海旺, 谭振飞, 夏 清, 汪 洋

(1. 清华大学电机工程与应用电子技术系, 北京市 100084; 2. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室, 清华大学, 北京市 100084; 3. 北京清能互联科技有限公司, 北京市 100080)

以配额制激励可再生能源的需求与供给国家可再生能源市场机制设计

马子明1,2, 钟海旺1,2, 谭振飞1,2, 夏 清1,2, 汪 洋3

(1. 清华大学电机工程与应用电子技术系, 北京市 100084; 2. 电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室, 清华大学, 北京市 100084; 3. 北京清能互联科技有限公司, 北京市 100080)

针对中国可再生能源消纳面临的挑战,设计了基于配额制的国家可再生能源市场及其与省级日前市场的协调机制、国家绿色证书市场和激励可再生能源准确预测自身出力的偏差电量结算机制。在国家层面,以跨区跨省交易总剩余最大化为目标,构建了内嵌输电成本的国家可再生能源市场出清模型;在省级层面,将国家可再生能源市场出清结果作为可松弛的边界条件,构建了多目标的省级日前市场出清模型。算例分析验证了所述机制的有效性。提出的机制能够实现以配额制的方式激励可再生能源的需求与供给,以市场的方式发现可再生能源的真实成本及其正外部性的货币价值,引导可再生能源和电网投资规划,激励市场成员提升可再生能源发电的预测水平。

可再生能源; 配额制; 绿色证书; 机制设计; 交易协调; 全成本电价

0 引言

随着全球气候变化与环境问题的日益凸显,可再生能源受到世界各国的广泛关注,风电、光伏等可再生能源得到了快速发展。

可再生能源发电在满足人们电能消费的同时,能够减少二氧化碳、污染物的排放,具有正外部性。而可再生能源的间歇性与波动性,给电网运行带来较大的影响。对此,国外主要电力市场均设计了相应的市场机制。

世界各国大多采用可再生能源配额制(renewable portfolio standards,RPS)实现可再生能源正外部性的货币化。可再生能源配额制是规定各发电商(或售电公司)生产(或销售)的电能中,可再生能源必须占到一定的比例。在这些地区,大部分配套实行绿色证书制(green certificate,GC)或可再生能源证书制(renewable energy certificate,REC)。通过可再生能源和绿色证书的交易,以市场化的方式发现可再生能源正外部性的货币价值,摒弃了传统的政府制定补贴价格的模式,摆脱了补贴模式下寻租、补贴价格形成机制不完善等制度性风险。当前,美国[1],澳大利亚[2]、英国、意大利、荷兰等国家[3-4]实施了可再生能源配额制。

由于可再生能源具有较强的波动性,目前其参与电力市场主要有两种模式。一种是可再生能源不报价的全额收购模式,如德国[5];另一种是可再生能源和其他类型电源一样,通过报价参与市场的模式,如北欧[6-7]。而美国主要电力市场的模式介于上述两者之间,一般由国际标准化组织(ISO)采用统一的预测工具进行可再生能源出力预测。一般要求参与容量市场作为容量资源的可再生能源必须参与日前市场,其他可再生能源可选择性地参与日前市场。如果选择不参与市场,那么它们将作为价格接受者,ISO在满足系统安全约束的前提下全额消纳可再生能源[8-12]。

综上所述,国外将可再生能源正外部性的货币化过程与可再生能源的物理消纳完全解耦,可再生能源消纳通过电力市场交易实现。两者解耦使得可再生能源的环境价值和能量价值被区分开来,能够促进可再生能源消纳。

中国能源资源呈逆向分布,可再生能源难以就地消纳。为了促进大范围的可再生能源消纳,中国大力发展特高压,建设并规划了多条特高压输电通道。然而,在中国现行以省为单位的财税体系下,受端省参与跨区跨省消纳可再生能源的积极性不高,弃风弃光问题仍较为严重。

当前关于可再生能源消纳市场机制设计的研究主要集中在可再生能源配额制和可再生能源发电权交易。文献[2]和文献[13-14]介绍了国外可再生能源配额制的实施情况,并分析了对中国的启示。文献[15-16]对在中国实施可再生能源配额制进行了探讨,提出了中国实施可再生能源配额制的方案与政策建议,但没有考虑建立与配额制协同的国家可再生能源市场。文献[17]提出了基于发电权交易的跨区跨省可再生能源消纳机制,该机制只是在现有体制框架下寻求优化空间,无法从根本上形成可再生能源的需求与供给,难以提高市场主体主动消纳可再生能源的积极性。文献[18]提出了自备电厂与可再生能源开展发电权交易促进可再生能源消纳的机制。

为了有效推进中国可再生能源在更大范围内的消纳,促进能源结构的转型,本文提出建立与配额制相结合的国家可再生能源市场,以配额制激励可再生能源的需求与供给;以市场的方式促进供给方与需求方的交易,发现可再生能源的真实价格;提出了国家可再生能源市场与省级日前市场的协同模式、模型与方法;设计了国家可再生能源市场与省级市场的协调机制和偏差量处理机制。

1 建设国家可再生能源市场的必要性

当前,业内普遍认为,造成中国可再生能源消纳困难的根源“七分是体制,三分是技术”。中国实行可再生能源的补贴政策,在电费中征收可再生能源电价附加,并将这部分资金用于补贴可再生能源发电。这一机制虽然在一定程度上体现了可再生能源正外部性的货币化,但其只解决了可再生能源厂商的财务问题,其他市场成员的收益与其是否积极主动消纳新能源并无关联。换句话说,现行补贴政策只激励了可再生能源的供给,并未激励可再生能源消纳的需求,市场成员没有动力自觉消纳可再生能源。此外,可再生能源生产成本存在信息不对称、不透明,行政性补贴存在较大的寻租空间,这种非市场化的价格信号难以科学有效地引导可再生能源的投资建设。

因此,为促进可再生能源在更大范围内消纳,引导可再生能源科学发展,实现“谁消纳、谁受益”的正向激励,中国应尽快建立基于配额制的国家可再生能源市场,在日前建立考虑输电费用的可再生能源与常规电源交易市场,并通过配额制对常规电源进行考核。基于配额制的国家可再生能源市场必要性分析如下。

1.1 发现可再生能源发电的真实价格

常规电源通过对比从国家可再生能源市场购买可再生能源发电、从国家绿色证书市场购买绿色证书以及在本地自行建设可再生能源发电的成本,决策其完成可再生能源配额的策略,从而发现可再生能源的真实成本。同时,可再生能源的消纳需要多种能源的配合,实行发电侧可再生能源配额制,能够充分调动火电大省的调峰潜力,使其主动承担更多的调峰,促进可再生能源消纳。基于配额制的国家可再生能源市场能够削弱信息不对称,通过市场竞争发现可再生能源的真实价格,激发常规电源与可再生能源协同的潜力,促进可再生能源在更大范围内消纳。

1.2 发现可再生能源正外部性的货币价值

在国家可再生能源市场及国家绿色证书市场,由供需双方竞争形成可再生能源发电价格和绿色证书价格,改变了传统的基于行政性补贴的正外部性补偿,通过市场竞争发现可再生能源正外部性的货币价值,使可再生能源价格真实反映市场的供求关系,真实反映需求方对可再生能源正外部性的货币评价。

1.3 引导可再生能源投资规划,激励集中式与分布式发电均衡发展

如果可再生能源叠加上跨区跨省输电费用后的价格高于受端分布式可再生能源的价格,则受端市场成员将选择在本地自行投资建设分布式可再生能源。市场成员可根据国家可再生能源市场的价格,在充分考虑地理位置、输电费用、设备利用率、市场价格、市场结构、供求关系等条件下,合理开展可再生能源的投资与规划。

1.4 引导电网优化规划

国家可再生能源市场属于跨区跨省交易,必须考虑交易对电网资源的真实利用程度[19],形成综合考虑发电、输电全成本的市场交易机制。若线路投资太高导致输电费用过高,可能出现交易无法达成、线路利用率低的情况。基于配额制的可再生能源跨区跨省交易能够为电网投资提供供求关系、价格等信号,结合电网建设成本,科学评估电网投资的收益,合理引导电网投资。

1.5 实现激励相容的制度安排

基于配额制的国家可再生能源市场将可再生能源消纳的义务平等地分摊给所有发电企业,实现“谁消纳谁受益,谁不消纳谁受罚”的制度安排,激励可再生能源的需求与供给。由于中国能源生产与消费在空间上呈逆向分布的特点,仅仅依靠省级、区域级电力市场难以实现可再生能源需求与供给的充分匹配,为了促进可再生能源的大范围消纳,必须以配额制激励跨区跨省交易,建立国家可再生能源市场。

2 国家可再生能源市场的机制设计

本节提出基于发电侧配额制的国家可再生能源市场机制设计。

2.1 市场总体架构

国家根据当前弃风弃光比例、经济发展水平、碳减排目标、各省发用电情况制定可再生能源配额,要求各省在一定时期内上网的电能中,必须包含一定比例的可再生能源发电;依据可再生能源实际上网电量,授予对应数量的绿色证书,绿色证书可在国家绿色证书市场交易。国家可再生能源市场为可再生能源与需求方提供一个日前交易的平台,以社会总剩余最大化为目标,实行考虑输电成本和网络约束的撮合交易出清机制。

可再生能源可以选择参与国家可再生能源市场,将自己获得的绿色证书卖给证书需求方;也可以选择直接参与省级日前市场,并将获得的绿色证书在国家绿色证书市场上交易。可再生能源需求方既可以选择参与国家可再生能源市场获得绿色证书,也可以从国家绿色证书市场直接购买绿色证书。

国家可再生能源市场的交易结果需作为省级日前市场的边界条件,以可松弛约束的方式纳入省级日前市场出清过程(一般为安全约束机组组合(security constrained unit commitment,SCUC))中,得到可物理执行的消纳量和可再生能源发电量。市场总体架构如图1所示。

图1 市场总体架构Fig.1 Structure of overall market

2.2 国家可再生能源市场

可再生能源市场在国家层面组织,交易时间为各省日前市场开市之前。各省可再生能源自行预测自身出力后,在国家可再生能源市场上申报交割日各时段的出力和报价;各省常规电源企业(以下简称常规电源)根据自身考核期内可再生能源配额完成情况,申报交割日各时段的可再生能源需求量和报价。送出省电力调度机构需预评估本省各送端节点各时段可再生能源最大送出能力,受端省电力调度机构需预评估本省各受端节点各时段可再生能源最大接受能力,并作为国家可再生能源市场交易出清的边界条件。

国家可再生能源市场组织者根据市场成员的报价,采用撮合交易规则,以社会总剩余最大化为目标,对交易执行分时出清。各省之间的可再生能源与各省常规电源两两高低匹配,定义交易匹配对的单位剩余为两者交易单位电量产生的社会福利减去两者之间的输电费用(交易成本),交易出清以全国交易的总剩余最大为目标,充分考虑全国主要跨区跨省联络线的功率传输上限、各送端节点各时段可再生能源最大送出能力以及各受端节点各时段可再生能源最大接受能力等约束。

记送端省为省A,受端省为省B,省A与省B之间联络线的单位输电费率为ρAB,省A的可再生能源1报价为C1,省B的常规电源1的报价为B1,则可再生能源1与常规电源1之间交易产生的单位剩余为:

R12=B1-C1-ρAB

(1)

国家可再生能源市场采用撮合交易规则出清,交易对产生的剩余由交易双方共享。在国家可再生能源市场成交的交易对,成交电量对应的绿色证书归受端省常规电源。

对于没有联络线与可再生能源生产基地直接相连的省份,若其周边省份有可再生能源跨区输送落点,则可将该省与周边省的跨省联络线纳入国家可再生能源市场,该省份与各可再生能源生产基地之间的交易按照固定的合同路径交易,调度时应按照跨省联络线交易结果执行。

2.3 国家可再生能源市场与省级日前市场的协调

国家可再生能源市场出清后,将出清结果下发给各省。各省在开展日前市场交易时,应优先满足国家可再生能源市场的出清结果。虽然在国家可再生能源市场中已经考虑了送端省可再生能源最大送出能力和受端省可再生能源最大消纳能力,但由于省内网络约束复杂,在实际调度运行中可能出现省内网络阻塞、调峰困难等问题,导致送端省可再生能源无法全部发出或受端省无法全部消纳的情况。

只有当省级市场出清结果无法执行时,才考虑削减国家可再生能源市场的交易结果,此时,以社会总剩余最大为原则,根据中标结果产生的剩余由小到大有序削减。经过削减后的交易结果应在实时调度中保证执行。

2.4 国家绿色证书市场

中国应建立国家绿色证书市场,为绿色证书持有者和需求方提供二级交易的平台,提高绿色证书交易的流动性,以市场的方式发现可再生能源正外部性的货币价值。

市场成员可以根据国家可再生能源市场及绿色证书市场的供求关系,优化不同绿色证书渠道的获取和出售比例。

2.5 国家可再生能源市场偏差电量处理机制

国家可再生能源市场偏差量主要为日前市场与实时市场的偏差,其产生原因为可再生能源日前申报的预测出力不准确,无法实时发出相应的电量。本文按照“谁产生的成本谁承担”的理念设计偏差电量结算机制,以激励相容的原则激励可再生能源提升出力预测水平。

若可再生能源预测偏差导致其在实时市场无法发出相应电量,其责任在可再生能源企业。其结算关系如图2所示。图中：可再生能源实时未发出国家可再生能源市场成交量为Q1；可再生能源实时发电量为Q2；A机组省内物理中标出力为Q3。

图2 可再生能源无法实时发出日前预测电量时的结算关系Fig.2 Settlement relation when renewable energy output is lower than day-ahead prediction in real time

假设国家可再生能源市场上,送端省可再生能源和受端省常规电源A成交量为Q1,于是,常规电源A将Q1电量对应的购电费用交给受端省电网公司,进而支付给送端省可再生能源,可再生能源需要在考核期内按合同约定向常规电源A提供Q1电量对应的绿色证书。

将f(x)的具体表达式代入φ2,并利用φ和φ′在x=-b(或x=b)处的连续性,确定各个参数,并得到最终φ(x,z)的解,由ψ(x,z)=(z-φ(x,z))U,可求出受地形影响后大气运动流函数的值并绘出流线。在下节将给出一个具体的例子。

假设常规电源A在省内日前市场中标量为Q3。由于常规电源A与送端省可再生能源企业达成了电量交易,本质上相当于发电权转让。常规电源A向可再生能源企业支付了相应的购电费用,在省内日前市场中,认为Q1对应的电量也是由常规电源A承担,电网企业按照省内日前市场价格与常规电源A结算Q1电量对应的费用。那么常规电源A在省内日前市场的总收入RAd为:

RAd=(Q1+Q3)pd

(2)

式中:pd为受端省日前市场价格。

但是可再生能源实时发电量只有Q2(Q2

RAr=(Q1-Q2)pr

(3)

式中:pr为受端省实时市场价格。

此部分相当于常规电源A支付了受端省其他机组代替可再生能源发电的费用。由于此部分费用是由可再生能源预测偏差导致的,因此,可再生能源企业需要将此部分费用经由送受端电网企业返还给常规电源A。

本文设计的偏差电量结算机制中,可再生能源企业需支付偏差电量部分对应的受端省替代发电的费用和受端省配额制需求方的绿色证书,需要承担市场波动的风险,实现了谁产生的成本谁承担,激励可再生能源提升出力预测水平。

3 国家可再生能源市场出清及其协调机制

3.1 国家可再生能源市场交易出清模型

国家可再生能源市场的交易出清模型的目标函数为最大化总剩余:

(4)

该目标函数无法得到确切的交易出清匹配对,只能得到各省可再生能源厂商与常规电源的中标量[20],若潜在交易省份的输电费用相同,则无法得到成交的常规电源所在的确切省份。若交易申报为:送端省A申报100 MW,报价600元/(MW·h),送端省B申报100 MW,报价700元/(MW·h),受端省C申报100 MW,报价900元/(MW·h),受端省D申报100 MW,报价1 000元/(MW·h)。省A、省B与省C、省D之间均有联络线相连,输电费用均为80元/(MW·h)。

交易结果1为:PAC=100,PAD=0,PBC=0,PBD=100。交易结果2为:PAC=0,PAD=100,PBC=100,PBD=0。

交易结果1和交易结果2的总剩余均为44万元,目标函数相同,但只有结果2才是符合撮合交易高低匹配原则的最优解。

为此,本文提出目标函数的修正策略,为每个交易匹配对的剩余加上一定的权重系数,交易匹配对的剩余越大,其权重系数越大,这样就可以保证交易结果符合撮合交易高低匹配的原则。目标函数的具体修正方法如下:

(5)

交易出清模型的约束条件包括以下几项。

1)i省与j省间联络线有功传输功率上限约束

∀t

(6)

2)j省送往i省的i省受端节点可再生能源最大消纳能力约束

∀t

(7)

式中:Pi-ij,max,t为j省送往i省的i省受端节点在时段t的可再生能源最大消纳能力。

3)j省送往i省的j省送端节点可再生能源最大送出能力约束

∀t

(8)

式中:Pj-ij,max,t为j省送往i省的j省送端节点在时段t的可再生能源最大送出能力。

4)i省常规电源m与j省可再生能源k的交易量非负约束

∀t

(9)

5)i省常规电源m与j省可再生能源k交易的报价段申报量约束

∀t

(10)

6)i省常规电源m与j省可再生能源k交易的可再生能源申报出力约束

∀t

(11)

式中:Pjk,max,t为j省的可再生能源k在时段t申报的出力。

3.2 省级日前市场出清模型

国家可再生能源市场出清结果反馈给省级市场后,省级市场需将国家可再生能源市场出清结果内嵌到SCUC程序中,优先执行国家可再生能源市场出清结果。本文采用目标约束的方式,在文献[21]的基础上对省内SCUC模型进行了修正,增加了以下约束,以开展省内日前市场。

1)该省可再生能源k的第n个撮合交易成交对发电约束

(12)

2)该省常规电源m与外省可再生能源第s个撮合交易成交对的外省注入约束

(13)

3)送往外省i的功率约束

∀t

(14)

式中:Pi,t为时段t该省送往i省的联络线潮流;Pkn,t,i为日前市场出清后时段t该省可再生能源k送往i省的第n个撮合交易成交对在日前市场通过的可成交功率;Pi,t′为跨区跨省交易已经形成的该省送往i省的联络线潮流。

SCUC的目标函数修正为:

(15)

该目标函数为多目标规划,优先级最高的目标为尽可能满足可再生能源市场的出清结果,当出清结果无法满足时,根据交易创造的剩余有序削减成交结果。在最大化满足可再生能源市场交易结果的前提下,以总费用最小的原则进行机组组合,就能够得到日前市场出清后国家可再生能源市场交易结果执行情况。

对于尚未建立现货市场的省份,制定日前计划时应将国家可再生能源市场交易结果作为固定约束。如果此时日前计划不可行,则优先削减剩余小的交易对,直至满足日前计划编制要求。

4 算例分析

本文将中国特高压跨区互联电网进行了简化处理,抽象成6个地区的系统进行算例分析,6个地区的系统结构如图3所示。

图3 6个地区的系统结构图Fig.3 System structure diagram of six regions

本算例采用某一天风电、光伏的实际出力作为风电、光伏在可再生能源市场上申报的96个时段出力曲线,并生成了风电、光伏和常规电源在可再生能源市场上的报价。各地区之间联络线的输电费用如图3所示。各地区内风电汇总申报出力曲线、光伏汇总申报出力曲线、系统负荷曲线如附录A图A1所示。

在实际交易过程中,各常规电源将根据自身可再生能源配额完成情况自行决策可再生能源需求,本算例为了计算方便,假定各常规电源申报的可再生能源总需求为当日负荷需求的7%,本假设并不影响算例的验证效果。

在可再生能源市场中,各地区的可再生能源有相当一部分被本地的负荷消纳了,可再生能源富余的地区会通过联络线将可再生能源外送。国家可再生能源市场交易结果形成的联络线外送的各时段可再生能源功率如附录A图A2所示。各地区日前市场运行后,各地区之间的交易削减情况如表1所示。交易成功消纳的可再生能源占6个地区当日总用电负荷的4.87%。

表1 各地区间交易削减情况Table 1 Transaction curtailment between regions

本文提出的机制充分考虑了包括输电费用在内的电力交易全成本,图4为在交易出清中考虑与不考虑输电费用下线路1-5和线路1-6之间国家可再生能源市场交易结果的变化,该结果仅为国家可再生能源市场交易结果,不是联络线的实际潮流,联络线实际潮流可能还包括跨区跨省中长期交易、常规电源打捆外送、为维持联络线潮流相对稳定采取的其他调度措施等。可以看出,由于线路1-6之间输电费用为120元/(MW·h),远高于其他输电线,因此该线路功率较低,两地区之间交易量较少,线路1-5承担了地区1可再生能源的主要外送容量;但是若在交易出清中不考虑输电费用,线路1-6的传输功率显著升高。

图4 线路1-5和线路1-6考虑输电费前后变化的曲线Fig.4 Power curves of line 1-5 and line 1-6 with and without considering transmission cost

5 结语

本文针对中国可再生能源消纳的困局,分析了建设国家可再生能源市场的必要性,设计了国家可再生能源市场及其与省级日前市场的协调机制、国家绿色证书市场,构建了国家可再生能源市场出清模型和省级日前市场出清模型,能够实现以配额制的方式激励可再生能源的需求与供给,发现可再生能源的真实成本及其正外部性的货币价值,引导可再生能源投资规划和电网优化规划。设计了可再生能源提升出力预测水平的偏差电量结算机制,为解决可再生能源消纳难题提供了新思路。算例分析验证了本文所提机制的有效性。期待本文能够为中国可再生能源发展和电力体制改革提供有益的参考。

然而,由于篇幅所限,本文并未对可再生能源送端省最大送出能力和受端省最大接纳能力的测算方法做深入研究,并未深入研究确定受端省配额制的方法,这些将作为下一步的重点研究方向。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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IncentingDemandandSupplyofRenewableEnergywithRenewablePortfolioStandard:MechanismDesignofNationalRenewableEnergyMarket

MAZiming1,2,ZHONGHaiwang1,2,TANZhenfei1,2,XIAQing1,2,WANGYang3

(1. Department of Electrical Engineering, Tsinghua University, Beijing100084, China;2. State Key Laboratory of Control and Simulation of Power System and Generation Equipments, Tsinghua University, Beijing100084, China;3. Beijing Tsintergy Technology Co. Ltd., Beijing100080, China)

In response to the challenge of renewable energy accommodation in China, the mechanism design of national renewable energy market (NREM) is proposed. The coordinating mechanism between the NREM and provincial day-ahead market is designed. The national green certificate market is proposed. A settlement mechanism for electricity quantity deviation is proposed to incent renewable energy farms to improve their forecast accuracy. On the national level, the NREM clearing model is constructed. The objective is to maximize the total surplus and to incorporate the transmission cost. On the provincial level, a multi-objective day-ahead market clearing model is established. The NREM clearing results are taken as relaxed boundaries. The case study verifies the effectiveness of the proposed mechanism. The proposed mechanism can incent the demand and supply of renewable energy with renewable portfolio standard, help discover the true cost of renewable energy and the positive externalities of the renewable energy, guide renewable energy and power grid planning, and encourage market participants to improve their forecast accuracy.

This work is supported by National Natural Science Foundation of China (No.51537005) and State Grid Corporation of China.

renewable energy; renewable portfolio; green certificate; mechanism design; coordination of transactions; price with overall cost

2017-04-09;

2017-10-20。

上网日期: 2017-11-06。

国家自然科学基金资助项目(51537005);国家电网公司科技项目“跨区省间富余可再生能源现货市场关键技术研究和应用”。

马子明(1992—),男,博士研究生,主要研究方向:电力市场、能源互联网。E-mail: mzm_thu@foxmail.com

钟海旺(1986—),男,博士,助理教授,主要研究方向:智能电网、需求侧响应、电力市场。E-mail: zhonghw@tsinghua.edu.cn

谭振飞(1994—),男,博士研究生,主要研究方向:电力市场,电力系统经济运行。E-mail: zftan@outlook.com

夏 清(1957—),男,通信作者,教授,主要研究方向:电力市场、电力规划、电网运行、负荷预测。E-mail： qingxia@tsinghua.edu.cn

(编辑孔丽蓓)