可再生能源参与电力现货市场关键问题的研究

　　摘要：随着我国可再生能源持续快速发展和电力市场进一步深化改革，可再生能源参与电力现货市场是必然趋势，也是可再生能源消纳的柔性灵活方式。文中梳理了我国可再生能源的发展现状，从市场机制问题和电网运行安全问题两方面探讨分析可再生能源参与电力现货市场的关键问题，提出在市场机制方面，可再生能源参与电力现货市场的必要性可以通过公平性测试和竞争性测试来确定，在电网安全运行方面，可再生能源参与电力现货市场的可行性可以通过电量平衡、电力平衡和系统调峰爬坡能力来分析。通过对某地区未来可再生能源参与电力现货市场案例分析，提出应建设深度调峰辅助服务市场，通过市场来激励火电机组参与深度调峰，提供充分灵活调节能力保障可再生能源消纳和电网的安全运行。

　　关键词：可再生能源;电力现货市场;市场机制;可行性分析;必要条件

　　0 引言

　　近 20 年可再生能源快速发展，可再生能源发电技术逐步成熟、价格不断下降、规模不断扩大，已经成为构成电力资源的重要组成部分。在可再生能源发展过程中，我国陆续制定了许多相关政策，逐步从产业扶持向促进市场消纳方向发展。根据国家能源局发布数据，截至 2019 年底，我国可再生能源发电装机达到 7.94 亿 kW，可再生能源发电装机约占全部电力装机的 39.5%，可再生能源发电量达 2.04 万亿 kWh,占全部发电量比重为 27.9%，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显 [1-2]。

　　2020 年，我国提出“二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”目标的庄严承诺，降低化石能源消耗和提高可再生能源利用将成为电力发展的重要方向，可再生能源发电比重将进一步提高，可再生能源消纳将成为电力市场和电网发展的重要课题。市场化消纳可再生能源是可再生能源健康发展的必然趋势。随着我国可再生能源发电的快速增长，2012 年起东北、西北、华北等地出现严重“弃风”、“弃光”现象，可再生能源消纳成为可再生能源发展需要解决的重要问题。

　　2015 年我国发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称“9 号文”)指出了我国新能源和可再生能源面临发展机制不健全的问题，包括可再生能源发电保障性收购制度没有完全落实，新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决等[3]。坚持市场化改革、开放可再生能源的市场化发展成为政府改善可再生能源消纳的基本原则。

　　一方面，推动利用市场机制解决可再生能源消纳问题，全国多个地区开展了电力辅助服务市场建设，完善电力调峰辅助服务补偿机制，激励各类资源提供调频调峰能力。另一方面，推出绿色电力证书交易制度，推行新增项目竞争配置和无补贴平均上网政策，以及制定可再生能源消纳权重要求，支持可再生能源柔性消纳[4-7]。

　　同时，“九号文”提出加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用[8-9]。在“9 号文”的指导下，2018 年政府启动了电力现货市场试点试运行工作[10-11]。

　　可再生能源参与电力现货市场为实现市场化消纳可再生能源提供依据。电力现货市场的主要功能一是发现电力的时间和空间价值，二是保证电力实时平衡和安全输送。可再生能源发电存在强不确定性和波动性，在实时电网运行时需要合理调度其他资源，提供足够的调频调峰能力来平衡其波动。 当可再生能源参与电力现货市场，一方面市场可以得到平衡可再生能源波动的电力需求，保证了可再生能源影响下的电网运行安全;另一方面市场为平衡可再生能源波动确定了资源调度计划和对应的价格信号，为可再生能源市场化消纳提供了电力平衡的运行和结算依据。目前国内多个电力现货市场试点地区根据装机结构对可再生能源的市场参与方式制定了相应的规则。

　　另外，电力辅助服务市场作为电力现货市场的一部分，也是支持可再生能源柔性消纳的重要机制。“九号文”提出建立基于市场化原则的新型辅助服务共享机制，完善并网发电企业辅助服务的评价机制和补偿机制。在“九号文”的顶层设计下，各地也积极开始电力辅助服务市场化探索[12]。电力辅助服务市场的建设为可再生能源参与电力现货市场交易提供了有效的支撑[13-14]。本文针对可再生能源参与电力现货市场相关问题进行讨论，论文主要内容包括 3 个部分：

　　部分 1 讨论了可再生能源参与电力现货市场的市场机制问题;部分 2 讨论可再生能源参与电力现货市场的电网安全运行问题;部分 3 以某地区为例，实证分析可再生能源参与电力现货市场必要条件和可行性。最后对可再生能源参与电力现货市场关键问题进行总结。

　　1 可再生能源参与电力现货市场的市场机制问题国内外关于可再生能源参与电力市场已有大量研究与实践，对应不同地区、不同电网，可再生能源参与电力市场问题不同。综合起来，可再生能源参与电力市场的问题体现在两个方面，即市场机制问题和电网安全运行问题[15]。

　　1.1 可再生能源参与电力现货市场的市场机制问题概述市场机制也是利益分配机制。可再生能源参与电力市场涉及多个利益相关方，包括社会、电网公司、常规发电企业、可再生能源发电企业、售电商和电力用户[16]。市场机制问题主要体现在4 个方面。

　　1)公平性，即市场机制是否能够保证参与市场各方的公平竞争。比如，不同发电类型发电成本构成不一样，有的固定成本高边际成本低，有的固定成本低边际成本高，以边际成本定价的市场结算机制是否合理?

　　2)竞争性，即市场是否存在充分竞争。市场力是电力市场设计考虑的一个重要问题，市场可能因为市场力操纵出现价格畸形而产生不公平竞争。

　　3)完整性。电力生产与消费是一个跨越规划和实时平衡的多时间尺度多决策过程，市场机制应覆盖电力的全生产消费周期的所有决策过程，设计多种产品交易，充分体现可再生能源与常规发电不同价值。

　　4) 适应性。由于可再生能源不断发展、电力消费需求不断变化、能源政策不断调整等各种因素，电力市场是动态变化的。市场机制也是在不断发展来解决可能面临的各种问题。比如一般电力市场交易只考虑稳态约束，随着可再生能源渗透率的增加，电网动态安全问题可能出现，需要设计市场规则或产品来改善电网动态稳定控制能力。最终，市场机制体现在市场中可再生能源的电量和电价确定机制。

　　1.2 可再生能源参与电力现货市场的电量和电价确定模式

　　目前可再生能源参与电力市场的方式包括中长期的容量市场和电量市场，日前、实时现货市场及辅助服务市场。可再生能源参与电力现货市场模式通常有 3 种[17-18]，分别采用不同的电量和电价确定机制。

　　1) 计划电量模式：是指可再生能源发电按照计划电量接入电网，只有在受到输电越限约束时才调整发电水平。可再生能源发电结算价格与电力现货市场价格无关。该模式下，可再生能源发电没有参与市场竞争，其发电量由政府指定或者与售电商签订的长期合同决定，通常适用于可再生能源扶持发展阶段，相对可再生能源发电占比较低，对供电侧影响小。例如南方(以广东起步)电力现货市场中，可再生能源作为保护性发电类型，不参与市场竞争，按照计划电量发电。

　　2) 市场电价接受者模式：是指可再生能源发电以报量不报价方式参与电力现货市场，现货市场出清时，除了受到输电约束影响外可再生能源发电水平按照申报电量发电，市场出清价格作为结算依据。该模式下，可再生能源发电优先接入，但结算价格受到电力现货市场出清价格影响，通常适用可再生能源鼓励性发展阶段，政府可能通过溢价补贴形式为保证可再生能源发电商收益，比如当前德国可再生能源参与电力现货市场模式。

　　3) 竞价模式：是指可再生能源发电以报量报价方式参与电力现货市场，市场出清结果确定了可再生能源的发电水平和结算价格，通常适用可再生能源发展成熟阶段，可再生能源发电具有与其他发电平价竞争的能力，而且可再生能源发电超出了可再生能源发电配额要求[19]。

　　该模式下，可再生能源发电自主参与市场竞争。例如，在北欧，可再生能源可以参加北日前现货市场、日内小时级市场与平衡市场，可再生能源企业收益由现货市场价格确定。美国电力市场大多基于日前市场和实时现货市场的双结算体系，可再生能源发电商均可以直接参与现货市场交易，以实时电价结算发电量。对于特定地区，可再生能源发电以何种模式参与电力市场可以通过公平性和竞争性来测试。公平性测试是指测试在全市场周期可再生能源发电与其他类型发电是否可以通过公平竞争保证其收益。通常平均发电成本可用来测试可再生能源发电是否可以与常规发电竞争。

　　以光伏发电为例，2019 年，全国光伏的年均利用小时数为 1169 h，光伏电站建设成本 4.5 元/W，此时发电成本为0.44 元/kW·h。根据目前降本趋势，预计 2020 年底光伏电站建设成本平均约为 3.5 元/W，此时发电成本为 0.36 元/kW·h。全国脱硫燃煤电价平均值为：0.3624 元/kW·h[20]。可见，在电量市场，光伏发电已具有与煤电公平竞争的能力。竞争性测试是指用户对于可再生能源发电是否具有选择性。

　　当可再生能源发电需求大于可再生能源发电时，则形成可再生能源发电稀缺，可再生能源发电必须全电量接入，对可再生能源发电不需要通过市场竞争进行分配，那么用户对于可再生能源不具有选择性。2019 年，政府决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制[21]。可再生能源消纳权重要求在电力消费中可再生能源发电达到一定的占比。如果某地区的可再生能源发电低于可再生能源发电占比要求，则所有可再生能源发电必须全电量消纳，不存在市场竞争，那么可再生能源参与电力现货市场不能采用竞争模式。

　　2 可再生能源参与电力现货市场的电网安全运行问题

　　电网安全运行是可再生能源参与电力市场需要考虑的一个重要问题。可再生能源具有强不确定性、可控性低、容量利用率低等特性，对电网安全运行都会有严重影响[22]。综合来看，可再生能源接入对电网安全运行的影响表现在两个方面，在稳态运行方面主要表现为可再生能源发电不确定性对电网电力平衡及输电安全带来挑战，主要表现为：

　　一是预测偏差大直接影响日前计划安排，在日前计划中安全校核所针对的运行方式与实时运行潮流偏差大而没有起到作用[23];二是高比例可再生能源发电压抑了常规火电机组出力，尤其是高比例太阳能发电减少了常规机组白天发电需求，而在傍晚因为光照消失需要非可再生能源发电来弥补电力损失;三是可再生能源发电的不确定性增加了系统备用需求。

　　由于风电、光伏出力具有强随机性，难以准确预测，因此为保证实时功率平衡，系统需要准备足够的运行备用，应对可再生能源发电的突然波动;四是可再生能源分布范围广，可能远离负荷中心，远距离输电需求增加，而且潮流具有突变的可能性。由于可再生能源多点接入，可能整体发电变化不大，但单个风电、光伏发电场出力波动，引起潮流大幅变化。在动态控制方面的影响表现为系统稳定安全控制更加复杂。

　　电力系统是复杂系统，系统动态变化模式复杂[24]，可再生能源接入引入大量电力电子设备，系统动态变化更加难以分析清楚，很多基于小扰动分析的方法、工具及控制策略可能不再有效。另外，可再生能源的接入，减少了常规发电机组的接入，造成系统惯性降低，对扰动的阻尼效果减弱，降低了系统动态稳定性。可再生能源参与电力现货市场主要与电网调度运行相关，体现在发电计划、调频调峰等稳态运行问题[25]，动态运行问题主要通过电网运行安全约束，现货市场出清时体现在输电约束产生的发电计划调整和额外调频调峰备用的获取。

　　因此，可再生能源参与电力现货市场的可行性可以从 3个方面进行分析：一是电量平衡，即在考虑可再生能源发电参与下，在给定时间段，系统发电资源是否能够满足系统用电量需求;二是电力平衡，即在可再生能源发电与负荷波动影响下，发电是否能够满足负荷需求;三是系统调峰爬坡能力，即在可再生能源发电与负荷波动影响下，系统是否具有足够爬坡能力满足功率变化需求。

　　3 案例分析

　　本文以某地区未来可再生能源参与电力现货市场为例，举例分析可再生能源发电参与电力现货市场的可行性。

　　3.1 市场公平性如前文部分 1 所述，可再生能源参与电力现货市场的市场可行性问题可以用公平性测试和竞争性测试来分析。以平均发电成本为准进行公平性测试，某地区光伏发电的估算平均成本 在0.3706~0.5013 元/kW·h 之间 [8]，煤电上网电价为0.3844 元/kW·h，光伏发电达到了与煤电平价竞争的水平。风力发电几年前已经达到与煤电平价竞争水平。

　　3.2 市场竞争性竞争性测试可以通过比较某地区可再生能源发电规划和可再生能源发电消纳权重要求分析。

　　本文对地区可再生能源消纳可能出现的两种场景进行分析：一是保守场景，即在 2025 年该地区可再生能源消纳与当前国家可再生能源消纳权重要求一致，该地区最低可再生能源消纳总量为 510 亿 kW·h，非水可再生能源消纳 425 亿 kW·h，其中规划可再生能源发电总量474 亿 kW·h，非水可再生能源发电 446 亿 kW·h，跨区受入水电 40 亿 kW·h，新能源(风电、太阳能发电)76 亿 kW·h，该地区规划的 2025 年可再生能源发电超出了可再生能源消纳权重要求，允许可再生能源发电进入电力市场，与常规发电竞争入网。在保守场景，如果新能源受入只是按照跨区直流输入约 90 亿 kW·h 新能源来规划，全网可再生能源消纳需要通过市场消化大约 100 亿 kW·h。

　　根据预估的 2025 年日负荷曲线，发现爬坡需求最大的是 7 月 29 日。在 0% 光伏时，峰谷差 1879 万 kW，最大小时爬坡达到 743 万 kW，在 100% 光伏时，峰谷差达到 2314 万 kW，最大小时爬坡仍然是 743 万 kW。最大小时爬坡没有发生变化的主要原因是负荷晚高峰大约出现在晚上 21:00，20:00—21:00 负荷爬坡快。光伏已经不再发电。

　　一般来说，燃煤发电机组爬坡率在 2%~5%/分钟，按照 5667 万 kW 开机，每小时 60 min 爬坡，超过 743 万 kW 的爬坡需求。按照煤电发电计划，在 100% 光伏时，峰谷差 2314 万 kW 也可以在 60min 内爬坡完成。因此，光伏影响下系统上调峰能力是足够的。综合电量平衡、电力平衡及调峰能力三方面来分析，2025 年该地区电网运行在电量平衡方面可以满足社会用电需求，由于新建特高压的投运，区内火电机组平均发电小时数将降至 4000 h(3887 h)以下，相对来说偏低，不利于火电机组投资成本回收。

　　电力平衡分析通过极端负荷日发电计划分析，在低负荷日煤电机组发电率低，在光伏出力高时，系统需要煤电进行深度调峰。当新建特高压输电投运后，可能深度调峰都不能满足电力平衡要求，需要日内进行煤电机组起停。而在高负荷日，由于高峰负荷大约出现在 21:00，光伏发电不能减少尖峰负荷需求，电网出现发电容量不足，尤其是只有跨区直流运行时，系统面临缺电风险。按照预估的 2025 年日负荷曲线，电网上调峰爬坡能力充足。

　　可再生能源发电在低负荷日增加下调峰需求。因此，从电网运行要求来看，该地区可再生能源参与电力现货市场约束在于：一是系统容量充裕性，可再生能源发电能够提供有效电量，但不能提供有效容量。容量充裕性问题需要在电网与电源规划时进行考虑，非电力现货市场可以解决的问题。二是系统深度调峰能力，可再生能源发电可能压抑火电机组出力，减少了火电机组向下调峰能力。该地区可以在电力现货市场建立辅助服务市场，通过市场激励火电机组进行深度调峰改造。

　　4 结论

　　可再生能源参与电力现货市场是可再生能源一种柔性消纳方式。可再生能源参与电力现货市场的关键问题主要表现在市场机制问题和电网运行安全问题两个方面。本文认为在市场机制方面，可再生能源参与电力现货市场的必要性可以通过公平性测试和竞争性测试确定，电网安全运行方面，可再生能源参与电力现货市场的可行性可以通过电量平衡、电力平衡和系统调峰爬坡能力分析。通过模拟地区 2025 年可再生能源参与电力现货市场案例，发现该地区可再生能源参与电力现货市场是市场发展的必然趋势。

　　该地区可再生能源发电将降低煤电机组运行率，煤电机组需要通过系统调节能力，建设深度调峰辅助服务市场，通过市场激励火电机组参与深度调峰，提高系统灵活调节能力，保障电网安全运行。通过案例分析，本文系统地阐述了评估可再生能源参与电力现货市场的方法。可再生能源参与电力现货市场的影响是多方面的，研究建立全面合理的量化评估体系可为电力现货市场设计和规则制定提供依据，为可再生能源市场化消纳政策制定提供支撑。

　　参考文献

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　　作者：任曦骏1，朱刘柱1，谢道清2，叶斌1，许中平3，张沛4，朱驻军4

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