新能源参与电力现货市场的过渡机制研究

戴洁芬，陈沪伟

（1.国电浙江北仑第一发电有限公司，浙江 宁波 315800；2.国家能源投资集团浙江公司，杭州 310016）

1 电力现货市场建设发展情况

自2015 年发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号），开始新一轮电力体制改革以来，我国电力体制改革已经经过了5 年。目前，国内各电力现货试点省份均已陆续于2019 年开展了现货市场试运行，并开始探索在市场模式下的多日、多周，甚至连续月的结算试运行，市场利益格局调整已初见端倪。

我国开展电力体制改革其实不仅仅是引入市场机制，在电力现货市场设计建设过程中，提高资源配置有效性的同时兼顾绿色和经济，促进新能源消纳，也是电力市场需要考虑的重要因素之一。2017 年8 月28 日，国家发展改革委、国家能源局联合下发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，文件明确了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8 个地区作为第一批试点，要求结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件，建立完善的新能源参与市场的交易机制与价格补贴机制[1]。2019 年8 月7 日，国家发展改革委、国家能源局又印发了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，要求建立促进清洁能源消纳的现货交易机制，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，实现清洁能源优先消纳，同时相应优先发电量应覆盖保障利用小时数[2]。这是2017 年8 月开展电力现货市场建设试点以来的又一次深化改革，要求兼顾新能源的特点，从国家政策层面扩大新能源的消纳。

2 我国新能源消纳情况

我国的新能源装机增长迅速，截至2020 年7月，我国光伏装机容量达到2.19 亿kW，占总装机容量的10.6%；风电装机容量达到2.18 亿kW，占总装机容量的10.5%，光伏和风电装机容量均为世界第一。

使用新能源可以大幅度减少化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放和其它污染物排放，有助于缓解全球变暖、空气污染、水污染等环境问题。为了促进新能源消纳实现节能降耗，我国也出台了很多激励政策，2016 年国家发改委发布了《新能源发电全额保障性收购管理办法》，目前采用固定电价与固定补贴的机制，对保障性内新能源发电电量按确定的上网标杆电价进行全额收购，对于参与市场竞争的电量，按上网标杆电价与当地煤电标杆上网电价的差额进行补贴。根据现行国家发改委发布的海上风电上网电价政策，新核准的海上风电项目需全部通过竞争方式确定上网电价，2019 年新核准近海风电指导价调整为0.8元/kWh，2020 年将调整为0.75 元/kWh[3]，相对煤电溢价较高。目前大部分可再生能源主要依靠财政补贴，而补贴资金缺口逐年增大，政策层面或将建立可再生能源电价补贴逐步退坡机制，通过市场形成上网电价或通过竞争性等招标方式形成补贴标准，实现风电、光伏的平价上网。

3 国内外新能源参与电力市场现状

目前，国外电力市场建设发展已有较长的历史，形成了不少典型的电力市场体系，其中有以美国PJM、德州等电力市场为代表的集中式电力市场，也有北欧、英国为代表的分散式电力市场，不同的电力市场中的新能源参与机制各有不同[4]。在这些电力市场发展建设中，也逐步经历了新能源的固定上网电价全额收购、溢价补贴参与电力市场和无补贴直接参与电力市场的发展历程，对于我国建设发展新能源参与现货市场具有重要的借鉴意义。

在德国电力市场中，新能源经历了固定上网电价全额收购向溢价补贴参与电力市场的发展过程[5]。德国电力市场在2012 年之前采用固定上网电价方式全额消纳新能源，促进了新能源的快速发展。2012 年之后，德国电力市场允许新能源与其他电源同等参与市场，根据市场价格获得发电收益。在参与电力市场机制上引入了调度计划组这一主体（可由多个分布式新能源电站组成，但其均在同一个发电上网节点），在日前市场关闸前，由调度计划组代表一组新能源发电机组在日前市场上报价出清参与市场。此外，新能源还获取市场外的溢价补贴来弥补投资建设成本等。溢价补贴从一定程度上也缓解了新能源全额消纳带来的补贴压力，有助于降低用户的用电成本。

在美国PJM 电力市场中，新能源与其他类型机组同等直接报量报价参与电力市场，并可以通过日前和实时市场的价格信号，有效地引导新能源适当控制发电出力，从而实现系统的优化运行。为了促进可再生能源的消纳，PJM 通过辅助服务市场以及偏差考核等方式激励各类发电机组积极响应系统指令调整出力，改善了新能源出力波动带来的系统不平衡。由于新能源出力的不确定性和现货市场价格的实时波动性，新能源发电企业可以与用户签订中长期差价合约等金融合约来规避现货价格风险。美国的新能源配额制要求供电商必须购买一定比例的新能源，也促进了购电商与新能源企业签订中长期购电合同。此外，新能源发电企业还可通过出售新能源配额来获取更多的收益。PJM 的容量市场设计也有助于新能源企业收回投资建设成本。

国内，广东现货市场采用了“部分机组计划调度+部分机组全电量竞价”模式[6]，其中煤机、燃机作为B 类机组参与全电量竞价，其余的核电、抽蓄、水电、少量火电和省外来电为A 类机组，按照计划调度方式安排生产。因此，在目前的广东电力市场中，新能源机组作为A 类机组，暂未获得广东电能量市场交易资格，只享有基数合约电量，不直接参与现货市场和中长期交易，在市场外按政府批复的上网电价进行结算，确保了清洁能源的全额消纳。而浙江的电力现货市场设计采用全电量优化的模式，其中市场初期省内的风电、光伏等新能源机组不直接参与，由浙江电网（代理交易）根据负荷预测参与现货市场出清优化，接受市场价格，即报量不报价，保障风电、光伏的优先消纳[7]。

考虑到新能源出力的间歇性、波动性和预测的不确定性问题，在国内电力现货试点建设初期，新能源难以做到与其他常规火电平等参与市场申报。新能源“报量不报价”或作为市场边界不参与市场时，现货价格的波动与新能源发电出力情况密切相关，同样会影响市场上其他类型机组价格。比如：山西电力市场试运行期间，风电、光伏以报量不报价方式参与市场，中午基本为全天价格最低时段，凌晨后夜价格居中，晚高峰价格最高；山东现货市场试运行出清价格在夜间较高、中午较低，与传统的峰谷分时价格曲线出现“倒挂”现象，主要原因是外来电、新能源发电等未进入现货市场，不同时段优先发电量与优先用电量不匹配。

根据国外先进电力市场经验和国内电力现货试点探索，固定上网电价全额消纳是新能源发展初期推动其快速发展的有效激励政策，也有助于促进能源绿色发展，符合可持续发展的理念。目前国内现货试点地区电力现货市场已逐步建立，但考虑计划与市场的平稳过渡和衔接，在未来较长一段时间里，各省的发电价格仍将实现双轨制，优先发、用电量仍执行政府定价。有研究指出：电力市场实时电价更易受到新能源发电量情况而非预测误差的影响[8]，建立新能源的市场机制对于市场发展具有重要影响。参考借鉴德国、美国PJM 的电力现货市场实际运营经验，建议新能源的电力市场交易机制需配合市场发展路径分阶段建设，逐步引入竞价机制，有研究指出：有效的市场机制可促进高比例新能源的消纳，同时效益可观[9]，并应将新能源固定电价机制转向溢价补贴[10]。国内有相关研究提出参与日前发电合同转让、基于日前预挂牌的电力平衡机制等市场过渡期促进新能源消纳的短期交易机制[11]。同时电力市场机制不止电能量交易，对于现行优先发电制度与市场机制的不协调，有相关研究指出需要协同采用政府授权合约制度来保证新能源、外来电等的消纳，合理调整政府授权合约覆盖比例，避免新能源参与市场后对市场价格造成大幅波动，同时避免在市场内产生双轨制的结算不平衡资金[12]。相关文献对新能源入市后新增的辅助服务成本如何处理有进行了研究[13-14]，需要配套建立辅助服务市场交易机制和发电容量成本回收机制[15]等，合理保障新能源在电力市场中的收益。

4 新能源参与电力市场过渡机制研究

在光伏、风电大发的时段现货市场价格较低，导致新能源与传统发电类型机组之间竞争激烈。对于新能源机组来说，虽然其竞价的变动成本较低，但长期来看，在没有容量市场的情况下将无法收回固定成本，也不利于市场长期稳定运行。同时，在市场建设初期，各类型发电机组仍存在实行电价双轨制的情况，电力市场体系尚不完善，初期可维持现有的价格机制不变，保证投资建设成本的回收，新能源不直接参与电力市场，便可采用以下的过渡发展路径，即引入“代理交易商”的概念，以代理交易商作为代理所有新能源参与交易的“市场接口”纳入市场出清优化，同时由代理交易商代理与用户侧签订政府授权合约，通过中长期合约提前锁定、合理控制新能源暴露在现货市场价格的部分，通过代理交易商与新能源企业之间的结算将市场内的现货价格传导至新能源，为新能源下一步直接参与现货市场奠定基础。过渡机制如图1 所示。

图1 电力市场中电网企业全额消纳新能源

《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》规定，可再生能源与电网公司签订优先发电合同，全额保障性收购利用小时数内的所有发电量，因此市场建设初期可由电网企业承担“代理交易商”的职能，整合所有新能源参与交易。同时文件明确指出优先发电合同可采用差价合同的方式，因此可以授权“代理交易商”与用户签订中长期差价合约，合约部分覆盖保障性收购利用小时数内的所有发电量。新能源与代理交易商之间仍执行当前的结算模式，签订代理交易合约执行优先发电并按目前核定的发电上网电价和实际发电量结算。

代理交易商在现货市场中进行现货结算，其结算参考点可以考虑新能源分布位置选取特定多个发电节点分别计算，市场建设初期也可虚拟发电节点例如以计算一个发电侧加权电价作为结算参考。现货市场中，代理交易商可以根据其代理的新能源的负荷预测申报日前和实时的发电出力曲线，以报量不报价的方式参与现货市场。与现货市场配套还需具备中长期合约市场，可采用政府授权合约的设计，由代理交易商持有，以负荷中心价格作为合约参考结算点进行差价结算。政府授权合约对应新能源保量保价部分，以燃煤标杆电价进行结算，而合约外上网部分即对应于保量不保价部分，接受现货市场价格，符合国家对于新能源收购管理的要求，如图2 所示。

图2 新能源电价机制参与现货市场衔接

如图3 所示，引入“代理交易商”参与了新能源在市场中的结算，由于新能源出力预测的不确定性，代理交易商承担了新能源在现货市场价格波动的风险。而代理交易商在场外仍按当前上网电价与新能源结算，此时代理交易商便存在场内外结算不平衡的风险。代理交易商作为初期新能源参与市场的过渡机制，不宜成为营利机构赚取场内外差价，但也不应替新能源承担现货风险，应尽量减少代理交易商的结算不平衡。因此，政府授权合约可以采用事后按实发电量分配给代理交易商，也可采用事前分配事后调整的机制，避免合约电量与实际上网电量的偏差过大时，代理交易商在市场中承担价格波动风险。同时代理交易商应将现货市场内的价格信号传导至新能源侧，以下将分为电能量市场和辅助服务市场进行详细叙述。

图3 “代理交易商”代理新能源参与电力市场发展

4.1 电能量市场

新能源出力预测和负荷需求的不确定性，代理交易商在日前申报的出力与实际发电出力之间存在一定偏差，而偏差部分在现货市场中的偏差结算将给代理交易商带来一定的市场风险，要求代理交易商提高负荷预测的准确性。现货市场价格的波动性也会造成代理交易商的电能现货收益与场外需支付给新能源的价格不匹配，最终导致代理交易商结算偏差费用的产生。此时，可以调整政府授权合约电量Vq占其实际发电上网电量Qr的比例，来控制新能源参与现货市场的比例。以浙江电力市场为例，市场采用了政府授权合约的设计[9]，将原有的发电计划转换为中长期差价合约，可根据不同类型机组的历史发电曲线明确合约曲线形状，市场初期合约将覆盖发电机组90%的发电量，且合约价格仍采用政府批复的机组原上网电价，相当于10%的电量接受现货市场的价格，做到了由计划向市场的过渡。

在只考虑电能量的情况下，代理交易商在电力市场中的收益可以表示为：

式中：Ce为现货市场电能收益；Qd为日前市场申报电量；Pd为日前市场节点电价；Qr为实时市场实际电量；Pr为实时市场节点电价；Vq为政府授权合约电量；Vp为政府授权合约电价；Bq为双边合约电量；Bp为双边合约电价；Pi为场外新能源的固定电价。

其中，考虑新能源出力的不确定性，政府授权合约电量Vq可以事后根据新能源实际上网电量Qr的一定比例确定，例如负荷侧放开参与市场的电量占比。

代理交易商在场外应支付给新能源的上网电费可以表示为：

式中：F 为场外支付给新能源的上网电费；P 为新能源当前上网固定电价；Qr为实时上网电量。

代理交易商在现货市场中的收益与应支付给新能源的电费便产生了偏差费用，可以表示为：

式中：δ 为市场内外结算产生的电能量偏差费用。

在只考虑电能量收益暂不考虑辅助服务、成本补偿等因素时，当政府授权合约量Vq完全覆盖实际上网电量即Vq=Qr时，且Bq=0，P=Vp，此时偏差费用δ=0，即代理交易商代理新能源在市场交易中的电费收益与应支付给新能源机组的场外电费相等，可以认为此时新能源发电机组完全没有接受现货价格，相当于新能源发电完全保量保价。

当政府授权合约量小于实际上网电量即Vq

随着市场不断成熟发展，可以逐步减少政府授权合约覆盖的比例，此时场内外不同结算机制导致的偏差费用将随合约比例的减少而增加，此时可以类似于售电公司代理电力用户时传导电价优惠的方式，代理交易商可以按度电费用的价格传导方式传导至新能源机组，一定程度上参与了现货市场结算，承担了市场价格波动。

4.2 辅助服务市场

4.1 节仅讨论了电能量市场，但电力市场在实际建设发展过程中，必须配套建立调频、备用等辅助服务市场，以应对电网运行过程中安全和可靠性问题。但新能源由于发电出力的随机性，无法提供现货市场所需的各项辅助服务，且新能源的接入需要其他类型发电机组提供更多的辅助服务以应对其在电网系统中产生的波动性，增加了市场中总的辅助服务成本。同时，新能源采用负荷预测报量不报价的方式参与市场出清时，由于提前锁定发电出力曲线确保了新能源的消纳，无法在现货市场中获得额外的成本补偿。

市场中产生的辅助服务和成本补偿等费用原则上需要由所有用户承担。由于发、用电计划有序放开，计划和市场在未来很长一段时间内都将双轨运行，参与市场的电力用户根据其在市场中的用电量比例，需承担一部分辅助服务和成本补偿等成本。而未放开的用户仍由政府授权合约覆盖，执行计划模式下的目录电价，这部分用户的用电价格需考虑民生、经济发展等因素，目前暂不具备调整的空间，难以将辅助服务和成本补偿等成本通过价格机制进行传导，在市场过渡期间需考虑由发电侧承担，因此代理交易商作为主体参与现货市场也应承担其政府授权合约对应用电部分的辅助服务和成本补偿等各项成本费用，在考虑辅助服务及成本补偿等现货市场各项收益，市场内及市场外各项费用分摊的情况下，代理交易商在电力市场中的收益可以表示为：

式中：C 为现货市场收益；Ca为辅助服务市场收益；Cm为成本补偿收益；Ca′为市场内所有需分摊的辅助服务成本；Cm′为市场内所有需分摊的成本补偿成本；i 为代理交易商需参与分摊费用的占比，可以取政府授权合约费用的占比。

代理交易商代理新能源参与市场产生的偏差费用可以表示为：

式中：δ′为现货市场内外结算产生的偏差费用。

传导至新能源机组的度电费用可以表示为：

式中：ΔF 为新能源参与现货市场结算的度电传导费用。

4.3 引入多个“代理交易商”的市场机制

由代理交易商集中多个新能源厂站参与现货市场，可减少单个厂站负荷预测不准确导致的辅助服务需求增加，避免造成市场成本的抬高。初期采用报量不报价的方式也符合国家当前对于可再生能源消纳的要求。随着市场建设不断发展，则可由单一的代理交易商发展至多个代理交易商，可参照德国电力市场的调度计划组，分别代理不同区域或不同节点的多个新能源厂站，或者根据市场建设程度逐步过渡至由新能源市场主体自行参与。此时，式（1）—（6）便可进行扩展。

将上述式（1）—（6）中的单一节点扩展至多节点n 时，即引入n 个代理交易商分别代理不同区域或不同节点的多个新能源厂站时，其参与市场的电能量收益可以表示为：

其在现货市场的收益可以表示为：

代理交易商在场外应支付给新能源的上网电费可以表示为：

该代理交易商应疏导给新能源主体的偏差费用可以表示为：

式中：n 可表示为某代理交易商或某新能源市场主体所有的在节点n 处参与市场的新能源厂站。

4.4 算例分析

以市场初期仅有一个代理交易商即n=1 为例，并以某省5 月开展电力现货市场周结算试运行结果数据为基础，假设运行期间风电、光伏新能源由该代理交易商代理参与现货市场出清，共产生上网电量3.98 亿kWh。表1 提供了市场用户放开比例分别为0，10%，50%，90%，对应的政府授权合约覆盖比例分别为100%，90%，50%，10%时，新能源收益变化趋势情况。在政府授权合约对应保量保价电量部分时，电价为燃煤机组标杆上网电价取0.42 元/kWh，因此市场外新能源上网电价为0.42 元/kWh（不含补贴）。假设现货市场平均价格为0.38 元/kWh。

表1 新能源参与市场电能量收益变化趋势

以政府授权合约覆盖90%为例，新能源的政府授权合约量共为3.58 亿kWh，此时代理交易商在现货市场内参与结算后最终的电能电费收益Ce=0.38×3.98+（0.42-0.38）×3.58=1.655 6 亿元。代理交易商在场外应支付给新能源的购电费用F=3.98×0.42=1.671 6 亿元，偏差费用δ=1.671 6-1.655 6=0.016 亿元，新能源的度电传导费用ΔF=0.016/3.98=0.004 元/kWh。根据表1 可以得到，随着新能源政府授权合约覆盖比例的减少，代理交易商需要向其传导的度电费用也越贴近现货降价幅度。

如表2 所示，在考虑辅助服务及成本补偿的情况下，假设市场内需新能源机组分摊的辅助服务成本i×Ca′=0.01 亿元，成本补偿成本i×Cm′=0.01 亿元，市场初期新能源的辅助服务收益Ca=0，成本补偿收益Cm=0，则代理交易商在现货市场的总收益C=1.655 6-0.01-0.01=1.635 6 亿元。代理交易商在场外应支付给新能源的购电费用F=3.98×0.42=1.671 6 亿元，偏差费用δ′=1.671 6-1.635 6=0.036 亿元，最终新能源的度电传导费用ΔF=0.036/3.98=0.009 元/kWh。

表2 考虑辅助服务等成本的新能源参与市场收益变化趋势

通过上述计算可知，在考虑辅助服务及成本补偿后，由于新能源自身的发电特性，其难以提供辅助服务且需要承担辅助服务成本，通过度电费用中包含辅助服务市场和成本补偿收益及分摊费用的方式，新能源发电的收益会进一步减少。

5 结语

目前国内各现货试点中对于新能源参与市场的机制设计各不相同。广东、浙江的新能源机组暂未参与市场，仍在市场外根据固定电价与固定补贴的电价机制，不符合我国电力体制改革的总体方向。山西新能源机组报量不报价参与现货市场，市场价格低于标杆电价的情况将影响到场外补贴的金额，导致场内场外双重降价的情况，目前新能源补贴政策面临着不确定性，也加大了新能源参与市场化交易的压力。

本文提出了一种在电力市场架构初期新能源参与现货市场的过渡机制，即通过代理交易商代理新能源报量不报价参与市场，同时以调整减少中长期合约覆盖比例的方式，逐步引导新能源机组由当前的计划体制向参与市场结算过渡，同时可考虑辅助服务分摊费用和成本补偿费用向新能源进行传导，并给出了在此机制下参与市场结算的方式和具体的结算公式。本文提出的方式适用于在市场初期新能源无法直接参与市场时，通过代理交易商“打捆”参与，既接受了市场价格信号，也向新能源疏导了在市场中应该参与分摊/返还的各项市场化费用，如辅助服务成本、成本补偿成本等费用，提供了疏导计算公式，并根据算例可以得到新能源发电收益将随着其参与市场各项费用分摊而减少。同时，本文提出逐步发展至多个代理交易商的一般性通用结算方式，适用于由单个代理交易商逐步扩展至多个代理交易商的场景，为进一步发展至多个新能源主体独立参与市场提供过渡基础。

在现货市场建设发展过程中，关于新能源仍有多个问题亟需解决。

（1）需逐步建立新能源参与辅助服务市场机制。在上文推演过程中，考虑新能源暂无法参与辅助服务市场，且同时需要承担辅助服务等成本，不利于新能源机组长远发展，考虑新能源的发电特性和储能设施的互补性，与储能设施配套提供辅助服务获取辅助服务收益是新能源未来发展方向之一。

（2）需建立容量市场机制。在当前以边际成本竞价的现货市场中，新能源较低的边际成本和初期接受市场价格的模式不利于其收回投资建设成本，建立容量市场是现货市场各类型机组合理生存，并为投资建设提供有效价格信号的有效措施。推广新能源配额制，研究探索与储能联合应用参与市场等方式，相信新能源可以在未来的电力现货市场中具备更大的发展空间。

（3）需配套发展绿电交易和建立新能源配额制，促进新能源长远的发展及消纳，促进其在中长期市场中的交易和流动性。