电力市场新能源消纳分析与思考

翁桂萍 宋少群 程 鑫 赖永生 郑静媛

(1.国网福建电科院，福建 福州 350007；2.国网福建电力调度控制中心，福建 福州 350003;3.国网北京丰台供电公司，北京 100073)

1 概述

化石能源短缺和环境污染促使各国对能源发展方式做出调整，大力发展风、光等新能源是推动能源低碳转型的关键[1]。2021年3月，我国提出构建以新能源为主体的新型电力系统。与传统电力系统相比，以新能源为主体的新型电力系统的电源与用电结构、系统生态将发生深刻变化[2]。

“十三五”以来，我国能源供应体系由以煤炭为主向多元化转变，可再生能源逐步成为新增电源装机主体。风电、光伏等可再生能源已基本具备与煤电等传统能源平价的条件[3]。截至2020年底，我国风电装机2.81亿千瓦，光伏发电装机2.53亿千瓦。仅2020年，我国风电新增装机7167万千瓦，太阳能发电新增装机4820万千瓦。

风、光新能源发电具有随机性、间歇性和波动性，且呈现一定的反调峰特性[4]，给电力系统安全稳定运行带来巨大挑战。此外，与新能源装机快速增长相反，传统优先购电电量占比逐渐下降，与之对应的新能源“保量保价”部分电量占比将不可避免的随之减少，新能源剩余部分电量进入市场在所难免。随着全国电力市场建设的不断深化，加强电力市场新能源消纳相关政策研究、建立适应新能源发展的市场机制，对促进新能源大范围消纳具有重要意义。

2 试点省新能源消纳概况

电力市场环境下，新能源主要以市场边界、报量不报价、报量报价等方式参与现货市场。各试点省新能源消纳情况见表1。在风电、光伏资源相对充沛的区域，如甘肃，新能源市场主体采用“报量报价”的方式参与日前市场，并且日内还有二次报量报价机制；再如山西，新能源市场主体则采用“报量不报价”的方式参与日前市场，通过优先机制保障新能源全电量出清，保障小时数内按政府核定价结算，超过部分作为市场价格接受者参与市场出清，富余新能源参与省间现货市场。在风光资源相对不充沛的区域，新能源发电大都作为现货市场边界条件予以优先安排，全额保障消纳，如浙江、福建、四川等。

表1 试点省新能源概况

3 电力市场新能源消纳关键问题及影响

3.1 对市场竞价空间及出清价格的影响

在新能源作为市场边界条件而优先安排的地区，从机制上确保了新能源的全额消纳，但新能源出力随机性及波动性明显。新能源实际出力与预测值偏差较大时，市场竞价空间将发生变化，进而影响市场出清价格，见图1。若日前新能源出力预测较大，则日前竞价空间随之变小，使得日前出清价格低；若日内新能源实际出力偏小，对于封存日前报价的日内实时市场，将由于实时竞价空间变大而使得出清价格抬升。

图1 市场出清电价与竞价空间变化(标幺化)

3.2 对市场限价的影响

新能源发电出力较小时，现货市场价格通常较高。因此，当新能源实际发电能力较预测偏小时，势必要高价买电，造成市场总体成本上升，与释放电改红利、降电价相悖。若设置较低限价，则无法进一步拉大峰谷电价差，从而无法很好地体现电能的分时价格信号。因此需要统筹考虑电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，按照国家发改委关于进一步完善分时电价机制的要求，合理确定市场电价上限。

3.3 对市场运营的影响

鉴于新能源出力的不确定性，需要调频、备用等资源去匹配，以满足系统安全稳定需求。调频、备用需求的增加，使得系统“再调度”成本进一步抬升。

3.4 利用预测偏差蓄意套利

新能源发电特性决定了其无法签订带曲线的中长期合约。为了提高新能源预测准确性，市场主体可根据日前新能源预测自主申报中长期合约曲线。若新能源市场主体预测运行日实时电价较高而在日前申报时刻意减少中长期电量申报，则存在利用日前申报中长期合约曲线进行套利的可能。

4 电力市场新能源消纳机制完善建议

4.1 做好新能源消纳机制与计划手段衔接

一方面，建立可再生能源保障性收购政策与市场交易有序衔接的机制，合理确定新能源保障收购利用小时，超出部分进入市场；以平价或低价新能源作为优先发电全额保障性收购，若存在弃风弃光情况，可将限发电量核定为可转让的优先发电计划。另一方面，进一步优化存量可再生能源补助资金管理，逐渐改为“价补分离、总额管控”模式，财政补助资金单独核定和管理，不再与上网电价挂钩。

4.2 建立适应新能源出力间歇性的市场化机制

在中长期市场阶段，新能源市场主体可采取与火电、水电、储能等打捆方式签订中长期合同，形成稳定的中长期曲线，增强签约曲线适应性，同时可进一步降低电能量成本，提高二者在中长期市场的综合竞争力。在现货市场阶段，根据当地新能源消纳情况，新能源市场主体可通过保量保价、报量不报价或报量报价等方式参与现货市场，并且在鼓励新能源市场主体申报日前发电预测曲线的同时加强对预测精度的考核。

4.3 加快建设全国统一电力市场，打破省际市场壁垒

各省新能源市场主体通过市场竞争的方式解决跨省跨区发电与输电资源的优化配置问题，也可通过与常规电源之间的发电权替代或优先替代机制，加强市场主体之间的利益协调，提升消纳积极性。

4.4 发展“新能源+储能”

新能源的大量接入减小了电力系统的转动惯量，不利于系统安全稳定。利用储能转动惯量小、调频性能优越等特点，可有效应对电网突发事故，进一步提升电力应急管理水平。此外，新能源发电配置储能还可以平滑出力，提高新能源发电并网调节能力和电网设备利用效率[5]。

4.5 优化输配电价机制，促进新能源投资与消纳[6]

2016年4月，英国正式实施采用改进的DCLF ICRP模型输电定价方法的输电改革法案。该法案考虑了包括可再生能源在内的不同发电技术对电网的实际使用程度及其对输电费用分摊的影响，有效区分了不同发电技术的过网费，很好地反映用户的位置信息，为用户提供经济信号与激励，促进了可再生能源的发展。

4.6 通过新能源超额获利回收机制减少套利空间

当新能源发电实际出力曲线与日前申报曲线(中长期合约)的分时偏差电量超出允许偏差范围时，对价差收益进行回收，促使新能源市场主体提高预测准确率。

4.7 其他建议

①全面开展火电机组灵活性改造，进一步降低最小技术出力水平，为新能源消纳释放空间。

②加快新能源送出通道建设，强化电力系统输电网架，提升新能源送电通道能力，最大限度减少因电网断面受阻造成的新能源弃限。

③建立新能源中长期合约电量滚动调节与转让机制，以保障中长期合约电量的高弹性和流动性，利于后续新能源发电计划编排。