新能源参与浙江电力现货市场的交易机制与效益分析

周子青，邓 晖，房 乐，章 枫，徐程炜，徐立中

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院（国网浙江省电力有限公司电力市场仿真实验室），杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

当今世界各国正面临严峻的气候变化和能源短缺问题，发展可再生能源是能源低碳转型的战略核心，也是构建能源供应体系的重要一环。截至2020 年底，我国可再生能源发电总装机容量9.34亿kW，同比增长约17.5%，占全部电力装机的42.5%，其中风电装机容量达2.81亿kW，光伏装机容量达2.53亿kW，居世界首位［1-2］。

在国家“双碳”目标指引下，我国新能源行业迎来新的机遇，大规模新能源将接入电网［3］。尽管在产业技术提升下新能源建设成本不断下降，但国家政策性补贴的快速退坡使得新能源行业在成本回收与长效发展等方面依旧面临严峻的挑战。习近平总书记在中央深改委第二十二次会议中提出“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用”。通过参与电力市场，依托市场化手段促进新能源消纳和发展已成为共识。

我国电力市场化改革进程迅猛，根据国家部委相关要求，国内第一批八个现货市场试点地区均已完成多轮结算试运行，第二批六个现货试点建设正稳步推进。促进新能源消纳是我国电力市场建设的关键目标之一，甘肃、山东采取新能源机组大部分以固定出力参与市场、剩余部分按报量报价参与现货市场的方式［3］。国外成熟电力市场对新能源市场交易机制进行了不少探索与实践，最主流的方式是采用强制性配额与固定上网电价机制［4-6］。两种方式均将新能源投入现货市场与其他类型能源同台竞争，其中强制性配额方式按市场价格结算，并通过配额制出售绿色证书赚取额外收入，包括美国、澳洲、英国等国家；固定上网电价机制按定期调整法的固定电价结算，并辅以政策补贴，包括日本和德国等欧盟国家。

目前浙江新能源暂未参与电力现货市场，其出力作现货市场出清边界，按实发电量与计划指导电价叠加补贴进行结算。为满足“双碳”目标下国家能源低碳绿色转型的战略要求及建设新型电力系统的需要，未来浙江新能源装机规模将持续大规模增长，新能源如何参与现货市场是浙江电力现货市场建设面临的关键问题。

本文基于现阶段浙江电力现货市场运营、交易及结算规则［7］，模拟开展新能源以报量不报价方式参与现货电能量市场交易，对新能源参与电能量市场的出清进行仿真模拟。对新能源在市场模式下和计划模式下的收益进行对比分析，探索新能源参与现货市场的交易方式，为新能源参与电力市场的政策出台及市场机制设计提供参考。

1 浙江新能源发展情况

1.1 风光资源禀赋

浙江太阳能多年辐射量在1 170～1 375 kWh/m2，平均年太阳能辐射量约1 230 kWh/m2，处于全国中等水平，全省年太阳能辐射量的分布受地理纬度的影响不是十分显著，而受地形影响较大，有着平原、盆地、海岛辐射量较大，山区辐射量较小的分布特征。浙江风速自沿海向内陆递减，沿海海域及沿岸地区风能资源丰富，受土地资源等约束陆域面积较小，陆上风电不具备大规模发展能力；全省具有开发价值的海上风电场基本分布在近海风能区和沿海风能带，主要包括杭州湾南岸和宁波、台州、温州的沿海岸区，从海岸到近海20 m等深线以内海域的海上风电资源可开发量约6 200万kW，技术可开发量约为4 100万kW。

1.2 装机电量结构

截至2021年底，全省风光新能源装机共2 177万kW，光伏装机达1 817万kW，占全省装机容量15%以上，已成为仅次于煤电的第二大电源，其中分布式装机1 458 万kW，规模位居全国第二。“十四五”期间，浙江将持续大力发展新能源，实施“风光倍增”工程，持续推进分布式光伏发电应用，积极发展建筑一体化光伏发电系统和“光伏+农渔业”开发模式，推进海上风电集中连片规模化开发，打造“近海及深远海海上风电应用基地+海洋能+陆上产业基地”发展新模式。预计2025 年底，全省风光新能源装机将达到3 408万kW［8］。

2021年，浙江省风电最大出力256万kW，年上网电量48.96 亿kWh，光伏最大出力1 032 万kW，年上网电量154.57亿kWh，风光新能源年上网电量占全年总用电量的3.68%。

1.3 现行补贴政策

我国风电、光伏分别于2009年和2011年根据地区资源禀赋划分多级资源区，实现上网电价标杆化，尤其是光伏上网电价，远高于同期燃煤机组上网电价。由于国家新能源发展基金来源单一，新能源装机呈现爆发式增长，补贴压力日益沉重，核定标杆电价一降再降，政策调整也愈发频繁。截至目前，新能源上网电价改标杆电价为指导价，陆上风电与光伏现行指导价较新能源发展初期标杆电价降幅明显，仅海上风电指导价相对较高，为0.75元/kWh。风电、光伏历年上网电价如图1、图2所示。

图1 风电上网电价变化

图2 光伏上网电价变化

自2021年1月1日起，新核准的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

2 浙江电力现货市场交易机制

中国地域辽阔，各试点结合地区经济社会发展情况、资源禀赋、网源结构、供需形势、送受电情况等因素，因地制宜设计市场方案。各试点省份在推进现货市场建设中多采用集中式模式，通过全电量竞价优化出清，得到开机组合、分时出力和时段价格。现阶段，浙江已初步建成含中长期交易、现货交易和辅助服务交易的多层级市场化体系，具备中长期金融合约、现货全电量出清和差价结算的特点，并作为国家第一批现货试点圆满完成五轮结算试运行。

2.1 市场参与

参与对象为全省统调发电机组，包括煤电、气电、水电、核电等能源类型机组，外来电、省内华东直代管机组与新能源提供计划曲线作现货市场边界，不参与市场优化［8］。

2.2 申报出清

目前采用发电侧单边每日申报，市场竞价机组可按接受市场指令的经济报价或是自计划出力形式参与市场。其中，经济报价机组按10 段非递减报量报价曲线进行正常申报与优化出清，自计划机组（试验机组、政府批准的热电联产机组、水电与核电机组）于D-2日（运行日前两天）提交交易日出力曲线，作为固定出力机组参与市场。外来电于D-1 日（运行日前一天）由华东下发总外来电计划与直代管机组出力计划，再由省内调度控制中心下分到省间联络线；新能源由新能源厂申报固定出力曲线。

日前市场采用电能量与30 min 备用辅助服务联合优化出清，优化得到15 min 共96 时段的机组分时出力曲线以及价格；实时市场采用电能量与15 min 备用、调频辅助服务联合优化出清，优化得到5 min 共288 时段的机组分时出力曲线以及价格。

2.3 市场结算

市场结算项目包括电能量收入、成本补偿收入、市场化辅助服务费用、电能量分摊返还资金和燃煤电厂超低排放扣除费用等。电能量收入以发电侧节点电价进行结算，遵照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则。成本补偿收入暂仅包括运行成本补偿收入。市场化辅助服务收入暂仅包括调频辅助服务收入。未参与现货市场的新能源机组按实发电量与计划模式下核定上网电价进行结算［9］。

式中：Ri，电能量为机组i在电能量市场中的电能电费；Ri，CFD为机组i中长期电量差价电费；Ri，DA为机组i日前市场电量电费；Ri，RT为机组i实时市场偏差电量电费；Qi，CFD为机组i中长期合约电量；Pi，CFD为机组i中长期合约价格；Qi，DA为机组i日前市场中标电量；Pi，DA机组i日前市场节点电价；Qi，RT为机组i实时市场中标电量；Pi，RT机组i实时市场节点电价。

3 新能源参与现货市场模拟边界

3.1 参与市场方式

在电力现货市场建设初期，市场规则尚未完善，交易品种相对较少，缺乏配套市场机制与实施细则。新能源仅采用报量报价方式进入市场与其他类型机组同台竞价，存在无法中标出清或是市场收益无法回收成本的风险［10-11］。

为保障新能源在市场中能全额消纳，并通过参与市场降低财政补贴压力，设置新能源以报量不报价方式参与现货市场。分别设置保障利用小时数与合理利用小时数：在保障利用小时数以内，新能源“保量保补保价”，收益与计划方式下相同；在合理利用小时数以内“保量保补不保价”，即按节点边际电价进行结算，全额消纳并提供补贴；在合理利用小时数之外“保量不保补不保价”，即该部分电量收益完全由现货市场确定，如图3所示。

图3 新能源参与现货市场原则

3.2 仿真算例设置

基于浙江电网实际运行和报价模拟数据，考虑浙江省风电和光伏按报量不报价方式，对不同保障利用小时数和合理利用小时数下参与市场出清及市场成员收益进行对比分析。选取光伏电站和风电场各1个，每月选取1个典型日共12个典型案例仿真测算到全天电价，再根据场站全年实际出力测算得到全年收益。

3.2.1 现货市场出清算法

现货市场出清优化模型的目标函数为最小化基于报价的发电成本，其中发电成本包括出力运行成本、启动成本、空载成本、备用成本4 部分。约束主要考虑系统平衡约束、机组出力上下界约束、备用约束、爬滑坡约束、线路限额约束等，其中仅线路限额约束可松弛［12-15］。

式中：C为发电总成本；为机组i启动成本；为机组i空载 成本；ui，t为机组i在t时刻的启停状态（0/1）；为机组i在t时刻的电能成本；为机组i在t时刻的备用成本；pi，t为机组i在t时刻中标出力；σi为机组i厂用电率；Pf，t为所有自计划机组出力与外来电的总和；pj，t为母线j在t时刻的负荷值；Pls为网损总和；pi，min和pi，max分别为机组i的最小、最大发电能力；分别为机组i在t时刻的中标正备用、负备用；P+re和P-re分别为市场正备用、负备用需求；分别为机组i的爬坡、滑坡限值；分别为机组i、母线负荷j于t时刻对于线路l的功率分布因子；分别为线路l于t时刻的最大、最小潮流限值。

3.2.2 边界条件及场景设置

1）现货市场边界条件

从浙江2020 年每月选取1 个共计12 个典型日历史数据，数据种类主要包括网络拓扑及运行方式、短期负荷预测数据、风电、光伏电站历史出力曲线、设备检修计划、备用需求等。

2）统调新能源机组情况

选取浙江具有代表性的XF光伏电站与WX风电场（陆上风电，因海上风电补贴高，不具参考价值），场站相关信息如表1所示。

表1 XF光伏电站与WX风电场情况

计划方式下的可再生能源（集中式）基础电价与补贴价格如表2所示。

表2 2020年浙江省新能源上网电价元/kWh

3）收益测算方式

根据新能源报量不报价参与现货市场原则，对市场出清结果设置保障收购利用小时数占比k1和合理利用小时数占比k2。按照保障收购利用小时数以内的发电量不参与市场，保电量保补贴保价格；保障收购利用小时数和合理利用小时数之间的发电量，实行保电量保补贴，不保价格，按市场出清价格+补贴价格结算；合理利用小时数之外的发电量，实行保电量，不保补贴不保电价，按市场出清价格结算。计算步骤如下：

步骤1：得到各可再生能源电站的发电出力与节点电价数据。

步骤2：设置保障收购利用小时数占比k1和合理利用小时数占比k2。

步骤3：计算各时段各可再生能源电站的收益，以及全年总收益。

式中：Ri，t为可再生能源电站i在时段t的收益；分别为可再生能源电站i的保障利用电量电价、现货市场电价、合理利用电量电价；Qi，t为可再生能源电站i在时段t的电量；Ri为可再生能源站i全年收益。

4 仿真分析

4.1 典型日市场出清情况

XF 光伏电站市场出清节点电价如表3 所示。晴天、雨天典型日出力曲线如图4所示。

图4 XF光伏电站典型日出力

表3 XF光伏电站典型日节点电价元/MWh

WX风电场市场出清节点电价如表4所示。大风、小风典型日出力曲线如图5所示。

图5 WX风电场大风、小风典型日出力

表4 WX风电场典型日节点电价元/MWh

4.2 不同保障收购利用小时数/合理利用小时数下收益变化情况

为了解在新能源全量参与现货市场下，不同保障收购利用小时数占比以及合理利用小时数占比的设置对新能源收益所产生的影响，按如下方式进行灵敏度分析：

以k1表示保障收购小时数占实际小时数的比例，以k2表示合理利用小时数占实际小时数的比例，k1和k2的取值范围均为［0，1］，以10%为步长，逐步调节k1和k2的取值大小，以确定不同保障收购利用小时数与合理利用小时数下收益变化，得到XF 光伏电站结果如表5 和表6 所示，WX 风电场结果如表7和表8所示。

表5 XF光伏电站不同保障收购利用小时/合理利用小时占比下收益情况亿元

表6 XF光伏电站不同保障收购利用小时/合理利用小时占比下度电上网电价元/MWh

表7 WX风电场不同保障收购利用小时/合理利用小时占比下收益情况亿元

表8 WX风电场不同保障收购利用小时/合理利用小时占比下度电上网电价元/MWh

由表5和表6可以看出：随着保障利用小时数占比k1逐步上升，XF 光伏电站全年收益逐渐降低，即XF光伏电站电量暴露在现货价格下的比重越高，收益越高；随着合理利用小时数占比k2逐步上升，XF光伏电站全年收益逐渐增加，k2大小关系到电量中被补贴所覆盖的占比，显然收益与k2大小呈正相关。

由表7和表8可以看出：随着保障利用小时数占比k1逐步上升，WX风电场全年收益逐渐增加，即WX风电场电量暴露在现货价格下的比重越高，收益越低；与XF光伏电站情况相似，随着合理利用小时数占比k2逐步上升，WX 风电场全年收益逐渐增加。

4.3 测算结果对比分析

根据测算中新能源参与现货市场方式可知，当k1=k2=1 时，即为计划模式下的新能源全额消纳全量补贴模式；当k1=k2=0 时，即为新能源全电量接受现货价格，且没有补贴。

基于上述测算结果来看，在补贴不变的情况下，XF光伏进入市场的收益将更大，而WX风电则相反。其主要原因是因为光伏为日间出力，光伏大发时段与负荷较高时段重叠，受供需形势影响，此时现货价格相对较高，大部分光伏发电量能以较高的价格进行结算；对于风电，其主要为晚间大出力，一部分发电量能在浙江晚高峰期间以高价结算，但在凌晨之后的低谷时间段，仍有相当一部分的电量以市场低价进行结算，因此从整体来看，其接受市场价格的比重越大，亏损越多。

从表5 来看：在保量保价保补即计划模式下，XF光伏电站全年收益为5 382.5万元，随着保障利用小时数k1的逐步降低，总收益逐渐增加。在全电量接受市场价格即k1=0的情况下，经过进一步细化测算，当k2=97%时，总收益基本与计划模式相当，在合理的保障利用小时数、合理利用小时数占比下，实现XF光伏电站通过参与市场降低了补贴费用。

5 结论

建立新能源参与现货市场的交易机制有助于促进新能源消纳、回收成本和引导行业健康发展，同时对于我国能源结构绿色低碳转型、实现“碳达峰、碳中和”目标、应对气候变化具有重要意义。本文对于新能源参与浙江现货市场的交易机制开展了有益探索，并以浙江电力现货市场为例，对于新能源按报量不报价方式参与现货电能量市场出清进行了测算分析。主要得出以下几点结论：

1）在电力现货市场建设初期，新能源采用报量不报价方式参与市场是一种较好的过渡方式，在保证新能源全电量优先出清的同时，部分地区通过设置合理的保障消纳利用小时数和合理利用小时数，一定程度上在保障新能源收益的同时，降低了财政补贴压力。

2）在当前浙江电力现货市场机制和政策补贴下，光伏因其出力时段与负荷高峰时段相重合，相较于风电，其对现货市场的接受能力更强。在新能源参与现货市场的前期探索阶段，可通过模拟结算的方式来评估新能源进入市场后的损益情况，同时可考虑由光伏先开展结算试运行，为风电进入市场积累有益经验。

3）“新能源+储能”是有利于促进新能源发展的趋势之一，能平抑新能源发电功率的波动，提高新能源消纳能力。可进一步探索“新能源+共享储能”的市场应用场景和商业模式，促进新能源参与市场，提高新能源在市场中的收益。