促进可再生能源消纳的电力市场体系

黄龙，陈皓勇，钟佳宇，刘雨梦

(华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

能源发展是经济命脉，“十三五规划”明确了我国可再生能源发展的路径和方针，积极推动清洁低碳的现代能源体系发展是下一步市场建设的重点。当前可再生能源的发展与其发电的不确定性及波动性呈现出巨大的矛盾，同时由于市场机制不完善、地方消纳责任不清、系统电源灵活性不足等问题，“三北”和西部地区的弃风、弃光率仍居高不下[1-2]。

为提高可再生能源消纳率，解决新能源补贴缺口日益严重的现象，我国分别于2018年3月、2018年9月、2018年11月就《可再生能源电力配额及考核方法》征求意见，初步构建了基于配额制的可再生能源消纳框架，但对于市场主体的责任权重并未具体细化。2019年5月，国家能源局和国家发展改革委联合印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，进一步落实了各省区的消纳责任权重，明确了市场主要交易主体的消纳责任，配额义务重点从发电侧转向了消费侧。

可再生能源配额制及绿色证书(以下简称“绿证”)交易机制作为最广泛使用的可再生能源激励政策，已在美国、英国、澳大利亚等多个国家实施开展[3-4]。从承担配额责任的对象来看，大部分国家对供电企业实行配额制，少数国家实施主体为发电企业[5]。从配额指标分配来看，可根据地区发展情况、资源禀赋、电网网架坚强度采用等比例分配方法或差异化分配方法[6-7]。绿证交易机制作为配额制的重要补充部分，实现了配额指标的二次流转，能够促进市场主体完成消纳责任。各国的绿证交易建设都是基于完善的电力市场交易机制，可再生能源的交易可以在现货市场进行，也可以在期货市场进行[8-9]，同时还能以绿证的形式获得一部分环境外部效益。

当前我国颁布的“可再生能源电力消纳责任权重”机制仅在宏观层面界定了配额主体的消纳责任，市场主体进行的超额消纳量转让或绿证交易均未有具体的机制设计，配额机制、绿证市场、电力市场间尚需构建统一的框架。现阶段我国多个省份已经开展了可再生能源现货交易机制，完善可再生能源市场体系对于促进可再生能源消纳有着重要的意义。

本文以广东电力市场为对象，研究广东省当前市场建设现状和可再生能源消纳情况，剖析广东省建设可再生能源市场体系面临的问题；进一步地提出多能源政策协同的系统框架，研究消纳责任权重机制下适用于广东省可再生能源发展的市场交易机制；最后，针对可再生能源体系建设过程中涉及的诸多关键技术问题进行研究，对我国未来发展可再生能源消纳体系提出建议。

1 基于多种能源政策的系统框架设计

1.1 广东电力市场建设情况及分析

广东省内现有可再生能源消纳呈现出时空和地域分布不均的特点：一方面广东省内负荷资源多集中于珠三角地区，约占全省的58%，但非水可再生能源仅为当地负荷的3.3%；而粤西、粤北地区负荷较少，非水可再生能源容量占比较大[10]。截止至2019年上半年，广东电网统调装机容量达120 GW，其中煤电装机占比达49.1%。表1为2019年上半年广东省电力供应情况。

可以看出，广东省内煤电发电仍占有较大比重，虽然省内可再生能源增长速度较快，但发/受电量占比仍较低。国家发展改革委发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》规定，2020年广东省在非水电可再生能源电力最低消纳责任权重需达到4.0%，再生能源电力总量最低消纳责任权重需达到29.5%。按照广东省目前的省内可再生能源装机速度和发/受电量增速，实现相应的消纳责任权重势必要依靠省内及南方区域其他省区的可再生能源互济[10]。

表1 2019年上半年广东省电力供应情况Tab.1 Power supply of Guangdong province in the first half of 2019

同时，广东省内A类机组(包含风、光、水、核等)不参与现货市场，市场无法有效地反映机组的真实发电和边际成本，随着省内可再生能源的高速发展和电力市场交易的持续深化，如何衡量可再生能源与传统化石能源的价值、促进中长期市场和现货市场的有效衔接也尚待研究。

当前市场化机制尚未健全，各类能源政策未能形成一个具体而又统一的框架，市场无法起到有效调节配置资源的作用。随着未来南方五省区的进一步融合，进行跨省区可再生能源交易涉及的地域、流程、交易主体将逐渐增多，促进广东省内可再生能源消纳的首要前提是建立一个多种能源政策协同下的系统框架。

1.2 配额制及绿证交易

固定上网电价(feed-in tariff，FIT)是我国较早实行的促进可再生能源发展的政策，在市场初期，FIT能够激励可再生能源发展，随着市场体量增大，政府对可再生能源的补贴缺口进一步扩大，实行配额制就成了重中之重。可再生能源配额制作为一种国家强制配额手段，通过强制市场主体收购、消纳一定比例的可再生能源来干预市场交易。

我国经过十余年的征求意见后，确定了配额制以消纳责任权重的形式落地，由用户侧来承担消纳责任更加有利于保障社会资源分配的公平和合理性，更能够激发市场主体的能动性。在市场主体难以完成政府规定的消纳责任权重的前提下，可通过购买绿证来承担相应的消纳量，同时新能源发电商能够通过出售绿证获取收益，从而间接促进可再生能源的市场消纳能力。

1.3 碳排放权交易市场和碳税政策

作为限制碳排放的市场机制，碳排放权交易通过限制市场主体的碳排放量来促进温室气体减排[11]。当前碳排放权交易市场主要包含碳排放配额和国家核证自愿减排量(Chinese certified emissions reductions，CCER)。对于碳排放的配额，主要存在无偿分配、有偿分配和混合配额形式[12]。碳排放量作为市场主体约束目标，本身不具备交易标的的性质。实行碳排放配额初期，可以在无偿分配的基础上，通过历史法或等额分配法促进化石能源企业节能减排[13]。

国家能源局发布的《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》中指出，鼓励清洁能源机组相互替代发电，促进跨省跨区发电权交易。促进碳排放权和发电权交易协同作用机制，能够一定程度上增大可再生能源消纳量。一方面，实施碳排放权交易增加了传统能源发电商的隐性成本，将会促进传统能源发电商开展节能减排，减少环境污染；另一方面，随着碳排放配额逐渐向有偿竞价过渡，碳排放权价格将逐渐升高，传统能源发电商将逐步出让发电权给新能源发电商，随着可再生能源消纳量的提高，市场整体的碳排放量将逐渐降低。

此外，CCER和碳税政策也可参与到市场主体交易中。CCER作为碳排放配额责任主体抵消多余碳排放量的手段，可被新能源发电商所核定，从而促进可再生能源消纳。碳税政策可通过对化石能源企业征收税收来增加化石能源企业的成本，一定程度上也增加了可再生能源的市场竞争力。

本文设计的碳排放权与发电权交互下的市场机制如图1所示。

图1 碳排放权与发电权交互下的市场机制Fig.1 Market mechanism under the interaction of carbon emission rights and power generation rights

1.4 考虑多种能源政策协同的系统框架

图2为多能源政策协同下的市场体系，在可再生能源电力消纳责任权重机制下，落实区域配额指标可以遵循从省级行政区域到市级行政区域的原则。当市场的交易主体无法满足其实际可再生能源消纳量时，可在绿证交易市场购买绿证或通过消纳量转让市场进行超额量转让，消纳量转让市场可通过开展省内或跨省区交易进行消纳量转让。

可再生能源企业可出售绿证或参与CCER项目促进电力消纳，绿证或CCER项目对应的可再生能源发电量相互独立，不可重复申报。绿证交易和碳排放权交易存在相互耦合关系，即绿证和碳排放权配额可以相互转换，可再生能源发电商可以将绿证按一定比例转化为碳排放权配额卖给化石能源发电企业，绿证市场和碳排放权交易的相互转化可以对发电权交易产生一定影响。化石能源企业同时参与碳排放权交易市场和碳税交易，承担相应的减排责任。监管部门对承担消纳责任的主体以及化石能源企业进行责任义务考核，对于未完成责任义务的市场主体将进行一定程度的惩罚。

图2 多能源政策协同下的市场体系Fig.2 Market system under the coordination of multi-energy policies

2 消纳责任下的电力市场交易机制

国家下发省级行政区域消纳责任权重后，各市级行政区域的可再生能源消纳责任权重需要依据各地区的电源装机容量、负荷增长率、可再生能源利用时间等关键指标来确定。在确定各区域非水可再生能源消纳指标时，需要充分考虑当地线路约束、安全稳定约束、传统电源装机等情况。消纳责任下的市场分为电力批发市场和消纳量交易市场。

2.1 电力批发市场

鉴于未来广东省实现可再生能源消纳责任权重需要借助于南方区域其他省区的外送可再生能源，本文在多能源政策协同的框架下，按照“统一市场，两级运作”的建设机制，设计了广东省电力批发市场的交易机制。在市场建设初期，可开展省间现货市场和省内现货市场共存的模式；市场进一步成熟后，逐步实现南方区域的统一现货出清。批发市场组织流程如图3所示，其中日前市场又分为省内日前市场和省间日前市场。

图3 市场组织流程Fig.3 Flow chart of market organization

中长期市场分为跨省区中长期市场和省内中长期市场，日前市场包含省内日前市场和省间日前市场，省间日前市场优先于省内日前市场进行。广东省可再生能源不够丰富，因此部分市场主体参与省内交易无法完成相应的消纳责任，其可通过省间日前市场积极与云南省、贵州省等地区的可再生能源商进行交易。推动省间日前市场建设，能够在一定程度上充分挖掘送端省和受端省可再生能源的消纳能力并促进省间可再生能源互济。

由于可再生能源发电存在波动性，当可再生能源发电企业的实际发电曲线不满足日前市场结果和中长期交易合约时，多余或缺失的电能部分则需要按照实时市场的价格进行结算。缺失部分电能对应的可再生能源消纳量应由新能源发电企业通过绿证或购买消纳量补偿给对应的市场主体。

2.2 消纳量交易市场

在消纳责任权重机制下，市场主体可通过消纳量交易市场完成对应的责任义务，市场主体可自由选择绿证市场和消纳量转让市场进行消纳量交易，如图4所示。

图4 消纳量交易市场Fig.4 Absorption trading market

2.2.1 绿证市场

绿证作为配额制下的产物，代表了可再生能源电力的环境、社会等外部价值[14]，其具有独立于电能交易的特点。绿证交易可分为捆绑式和非捆绑式2种交易方式，前者将绿证和可再生物理电量捆绑在中长期市场出售，后者可独立交易绿证和电能。

可再生能源企业可通过捆绑式交易和非捆绑式交易出售绿证获得额外收益，承担市场消纳责任的主体可通过跨省区可再生能源交易市场购买可再生能源电力，当其无法满足核定消纳责任权重时，可通过购买绿证完成消纳量。绿证作为一种交易商品，其价格受到市场供求影响，容易因为可再生能源出力的不确定而呈现较大的波动性；因此，相应的市场主体可通过中长期市场的捆绑式交易提前锁定绿证价格，不参与捆绑式交易的市场主体则需要承担绿证的价格波动所带来的风险。同时，为了抑制市场过度波动导致的风险，绿证的价格应设置合理的上下限。

可再生能源发电商可以在一定周期内持有绿证，当其因为出力偏差导致中长期物理合约和现货市场中的交易结果无法满足时，则可以利用绿证抵消偏差电量部分对应的消纳量。

2.2.2 消纳量转让市场

市场主体也可通过消纳量转让市场完成消纳责任，超额消纳量和缺额消纳量均可通过双边协商的方式进行交易。按照交易区域划分，消纳量转让市场可分为广东省内市场和跨省区市场，省内消纳量转让市场优先于跨省区消纳量转让市场进行交易，市场主体可自愿选择参与省内或跨省区消纳量转让市场。当省内消纳量转让交易无法满足时，交易机构通知满足条件的市场主体参与跨省消纳量转让交易。

跨省消纳量转让市场可组织多个省份参与集中交易，既可以促进省间资源互动协调、优化多余的消纳量，又可以通过转让消纳量的方式进一步提高这些地区的可再生能源消纳量，缓解弃风弃光现象。

3 可再生能源体系建设的关键技术问题

国内外对于可再生能源消纳的问题已有了诸多研究，本文分析了广东省电网情况和可再生能源发展现状，提出了多能源政策协同下的可再生能源消纳体系，并进一步构建了消纳责任机制下的电力市场交易机制；但在当前市场环境下，建设可再生能源体系还涉及到一些关键性技术问题，以下将进行探讨。

3.1 可再生能源在市场中的出清方式

在市场建设初期，可再生能源发电占比较低，政府为大力推动可再生能源发展，往往对可再生能源进行全额收购，可再生能源作为市场的价格接受者参与竞价。但随着电力市场的进一步成熟，推动现货市场建设就有必要从发电机组的真实边际成本出发，引导市场成员按照自身情况参与竞价，从而反映市场的整体供需关系。

当前我国大多数省份的现货市场建设多采用统一电价出清。随着可再生能源在市场中的比例逐渐提高，其发电成本也在不断下降。如果可再生能源和化石能源按照自身边际成本报价，低边际成本的可再生能源不仅会降低系统边际电价，也会使市场出清差异性变大，进一步加剧峰谷差[15]。

文献[16]研究了风电参与市场的两部复合竞价方法，兼顾了分时、分段竞价方法，增强了风电的市场竞争力。文献[17]考虑了风电的不确定性对日前市场出清结果的影响。文献[18-19]表明大规模风电并网情况下，不仅会使传统火电商收益降低，也会引起市场出清价格大幅波动。

国外电力市场为应对可再生能源发电商可能的报低价行为，采取了相应的措施。美国德州电力市场在实时市场中实行了稀缺电价机制，根据实时运行备用需求曲线计算备用价格增量，从而对化石能源发电商进行一定的激励[20-21]。英国电力市场针对可再生能源发电商引入了差价合约机制，偏差电量按照参考价格结算，可再生能源发电商按照接近参考电价的水平竞价，从而避免了市场出清价格的压低和大幅波动[22]。

借鉴国外电力市场建设经验，为避免传统化石能源被可再生能源挤占收益空间，有必要在实时市场中引入备用需求曲线，通过事后计算额外溢价提升化石能源商的收益。同时，也可通过制订差价合约中的市场参考电价来抑制可再生能源商的刻意报低价行为。

3.2 适应可再生能源消纳的算法研究

大规模可再生能源并网将会增大系统的不确定性和随机性，不少学者对不确定条件下促进可再生能源消纳的出清算法进行了研究。文献[23]利用交替方向乘子算法研究了日前随机市场下可再生能源的不确定性。文献[24]提出了一种基于潮流路由器技术的多时间尺度可再生能源消纳方法。文献[25]利用随机优化理论，建立了风电消纳最大化条件下的随机调度模型。

随着分布式可再生能源的快速发展，未来市场主体将会变得更加多元，所考虑的网络约束也会更加复杂，分布式可再生能源消纳问题实际上就是一个多主体决策的问题。文献[26]利用多智能体NETRL算法求解多主体参与可再生能源消纳的问题，最大化了系统可再生能源消纳能力。文献[27]对分布式可再生能源进行集群划分，提出凸松弛算法和分解协调控制系统，降低了可再生能源发电成本。

为应对多元化的市场主体和不确定条件下的市场交易问题，开发多主体决策下的分布式出清算法，能够进一步适应可再生能源规模化消纳，并有效提升市场效率，促进市场交易。

3.3 促进可再生能源消纳的需求侧灵活性机制

当前我国电力市场价格机制和交易模式过于单一，从发电侧寻求促进可再生能源消纳的方式已无法满足市场需求，而需求侧响应通过减少或转移需求侧的电能负荷实现供需平衡，与促进可再生能源消纳有着良好的互补特性[28-29]。从需求侧探索可再生能源的消纳问题目前多集中在调度优化、建模分析层面[30]，未能系统地建立基于需求侧管理的可再生能源市场消纳机制。在需求侧管理机制下，促进用户侧主动参与需求侧响应，对于提高负荷侧调峰能力、扩大可再生能源消纳体量有着重要的作用。

泛在电力物联网作为一种新型的智慧服务系统，将需求侧管理和新能源发电紧密联系起来[31]。依托泛在电力物联网技术，能够实现可再生能源发电精细化预测，通过挖掘需求侧响应能力，进一步对负荷侧实现灵活调节并促进可再生能源消纳。对于可再生能源体系的建设，应从交易机制、价格机制以及激励机制对需求侧管理进行整体框架设计，如图5所示。

图5 基于需求侧管理的市场体系框架Fig.5 Market system framework based on demand side management

在新能源大规模接入电网的背景下，开展负荷侧资源参与辅助服务市场能够进一步增大系统备用容量并减小峰谷差。需求侧可以以储能设备、电动汽车和电力用户为对象，鼓励负荷资源积极参与辅助服务市场，各市场主体通过竞价的方式参与辅助服务市场，如图6所示。发电侧和负荷侧可以通过售电公司代理，也可以自行参与辅助服务市场。在辅助服务市场建设初期，可采取与电能量市场相互独立运行的方式，市场采用日前报价、日内集中统一出清的方式。随着辅助服务市场和现货市场的成熟，可开展辅助服务市场和现货市场联合交易出清的方式。

图6 发电侧与负荷侧共同参与辅助服务市场Fig.6 Generation side and load side jointly participating in ancillary service market

3.4 可再生能源指标评价体系研究

可再生能源体系的运行情况受到多方面的因素影响，如政策衔接情况、市场力、绿证市场价格波动性等[32-33]。当前我国的可再生能源体系尚未建立起一套全面而客观的指标评价体系，构建可再生能源指标评价体系需要考虑多维度下多指标的影响，并通过对指标的筛选和优化获得可再生能源体系的综合评估结果，从而反映消纳责任权重机制下我国能源政策实施成效及市场运行情况，满足市场相关主体对可再生能源市场的评价、监管等要求。

对于可再生能源指标评价体系可以从以下主题进行构建：多能源政策激励成效、市场运营效率、绿证市场竞争度及系统运行可靠性。对于不同主题可根据市场需求细分多级指标，基于综合评价模型或大数据分析技术量化各指标的相关权重[34]，通过仿真模拟可再生能源体系发展过程的指标变化情况，实现对市场运行的定量评估与分析。

4 结束语

在我国实施的可再生能源电力消纳责任权重机制下，本文为进一步研究市场环境下可再生能源消纳体系，以广东省为研究对象，分析了未来广东省构建可再生能源消纳体系面临的问题与难点，提出了多能源政策协同下的市场框架，在消纳责任权重的基础上完善了广东省批发市场和消纳量交易市场的交易机制。同时，针对可再生能源体系构建的关键技术问题开展了探讨，研究了我国可再生能源的市场出清方式和出清算法、需求侧灵活性市场机制以及可再生能源指标评价体系，对我国未来发展可再生能源消纳市场提出了针对性的建议。

本文的后续工作将对建立的可再生能源体系进行指标细化和模型构建，研究市场消纳的配套机制与方案。