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文章導讀
甘肅是典型的高比例新能源電網，作為國內首批電力現貨市場建設試點之一，在起步階段建立了考慮新能源參與的發電側單邊現貨市場機制，截止目前已完成3次結算試運行。但由於單邊市場模式下現貨價格現階段無法傳導至用戶側，一定程度上制約了甘肅新能源消納的市場潛力。本文在分析甘肅省新能源市場化消納現狀基礎上，重點提出發電側和用戶側雙邊參與的現貨交易機制，以激勵用戶形成對新能源消納友好的用電曲線，提高新能源消納能力，為完善高比例新能源地區現貨市場機制提供參考。
（來源：節選自全球能源網際網路期刊 作者：陳振寰，楊春祥，張柏林，韓傑，楊迎，張天宇，陳雨果）
摘要
高比例風光新能源地區日益增長的新能源裝機帶來新能源消納壓力巨大。電力現貨市場能夠通過分時價格信號，實時反映電力供需情況，引導用戶負荷移峰填谷，提升新能源消納水平。甘肅省作為中國首批現貨試點省份之一，在起步階段設計了考慮新能源參與的發電側單邊現貨市場方案，但由於現貨價格現階段無法傳導至用戶側，導致用戶側難以根據現貨市場形成的價格信號調整用電需求，一定程度上制約了新能源消納的市場潛力。文章著眼於改進甘肅現有的現貨市場機制，在分析甘肅省新能源市場化消納現狀基礎上，重點提出發電側和用戶側雙邊參與的現貨交易機制，包括組織方式、出清機制、結算機制等。通過算例對單邊模式和雙邊模式下現貨市場出清結果進行對比分析，結果表明，用戶側參與現貨市場交易有利於激勵用戶主動消納新能源，形成對新能源消納友好的用電曲線，提高新能源消納能力，為完善高比例新能源地區現貨市場機制提供參考。
0引言
截至2019年底，全國併網風電裝機容量達到21005萬kW，同比增長了14.0%；併網太陽能發電裝機容量達20 468萬kW，同比增長了17.4%。新能源高速發展的同時，保證新能源發電設備利用率和減少棄風、棄光的壓力巨大。電力現貨市場價格信號是實現發用兩側充分互動、促進高比例新能源消納的一種重要激勵，隨著中國新一輪電力體制改革和現貨市場建設試點的開展，將為市場化大規模消納新能源提供新的途徑。甘肅省位於新能源發電的主產區，風電和太陽能發電產業發展迅猛，截至2020年5月底，甘肅風電裝機達1 312.19萬kW，光伏發電裝機達925.11萬kW，新能源裝機佔比達到42.3%，新能源裝機超過火電成為省內電力系統第一大能源。但受本地消納空間有限、跨區輸送通道和調峰能力不足的約束，甘肅也是棄電現象最嚴重的地區之一。2019年甘肅棄風率為7.6%，棄光率為4%，棄電率僅次於西北五省（區）中的新疆。甘肅省作為中國首批現貨市場試點省份之一，也在積極探索促進新能源消納的現貨市場體系，建立了新能源參與的的現貨市場機制，並在2018年底啟動了現貨市場試運行，截止目前甘肅已完成3次結算試運行。
甘肅電力現貨市場包括日前市場和實時市場，市場初期採用發電側單邊集中競爭模式，市場主體包括火電機組、水電機組和新能源場站。新能源通過與火電機組同臺競爭，能夠以較低的邊際成本優先獲得市場出清，實現對火電機組的發電權替代。用戶側暫不參與現貨交易，其用電價格按照籤訂的中長期合約價格結算。該方式下，電力現貨市場價格信號難以有效傳導至用戶側，限制了電力需求價格彈性的釋放。
電力負荷大部分具備一定調節能力，其中電解鋁可調節能力10%～25%，礦熱爐10%～20%，多晶矽5%～19%。蓄電池、蓄熱、蓄冷設備以及自備機組具有更大靈活調節能力，分布式負荷通過聚合控制方式，具備較強的調節能力和移峰潛力。因此，若允許用戶側參與電力現貨交易，新能源低邊際成本的優勢將有利於引導「荷隨源動」，拓展新能源消納空間。從國際經驗來看，絕大部分典型電力市場，如美國PJM電力市場、北歐電力市場和英國電力市場均採用了發用側雙邊報價的現貨市場模式。在中國，南方（以廣東起步）電力現貨市場，考慮用戶側決策能力的問題，先期採用用戶側只報量不報價的模式，後期採用用戶側報量報價的模式。此外，為了培育用戶的市場化意識，2020年3月21日甘肅省啟動了需求側輔助服務市場，為下一步開展電力現貨雙邊市場打下了一定基礎。
本文首先分析甘肅高比例新能源消納面臨的挑戰，介紹新能源參與現貨市場的機制、新能源中長期交易與現貨交易的銜接方式、新能源政策與電力市場的銜接方式，並針對新能源市場化消納矛盾，提出了甘肅現貨市場機制改進建議，設計了以發用電雙側共同參與為主要特點的甘肅二期電力現貨市場機制方案，重點闡述了市場組織方式、出清模型、價格機制和結算機制，並通過算例模擬分析用戶側參與現貨交易對新能源消納的促進作用，為其他高比例風光新能源電力現貨市場機制提供參考。
01
甘肅高比例新能源消納面臨的挑戰
中國風光新能源主要集中於西北地區，新能源裝機近年來一直保持著高速發展的形勢，對推進中國能源清潔低碳轉型發展具有重要作用。甘肅省近年來在新能源裝機逐年增長的同時，高比例新能源消納難度越來越大，面臨的主要挑戰如下。
1）新能源裝機容量大，本地電力需求不足，且快速啟停調節機組較少。目前，甘肅電網新能源裝機容量超過2200萬kW，2019年調度口徑用電最大負荷1551萬kW，裝機容量遠超用電負荷。同時，省內快速調節電源裝機容量不足。在大風日，全電網發電出力嚴重富餘；小風日，全網備用不足。一日內，中午光伏大發時段，發電出力富餘，負荷尖峰時段發電出力不足。新能源佔比過高導致發電出力充分表現出「高電力、低電量」的矛盾局面。因此，電力現貨市場的機制設計應儘量挖掘本地電力用戶的需求，通過價格傳導機制釋放現貨紅利，激勵用電企業主動提升用電需求。
2）高佔比新能源電網需要更多靈活性資源。風電和光伏發電的隨機性、波動性、間歇性，帶來了電力系統運行的不確定性，需要大量的靈活性資源進行調節。靈活性資源可來源於供給側，也可來自需求側，通過適當的輔助服務機制，對各類靈活性資源給予補償，能夠充分調動現有靈活性資源潛力；或者構建市場準入範圍更大現貨市場，將各類市場主體納入現貨競爭機制，形成發、用兩側互動競爭機制，提高系統靈活性，進而促進新能源消納。
3）電源與負荷空間分布不匹配。甘肅省河西地區新能源富集，而河東地區是負荷集中地。河西地區送出通道能力有限，且為支援新疆和甘肅新能源送出的共用通道，是疆電外送的關鍵路徑，極易造成河西斷面以西新能源外送受阻。主網架還存在多處輸電阻塞區域，阻塞斷面主要集中在新能源上網地區和小水電集中送出地區。綜上，甘肅電網的受限斷面較多，外送電阻塞較為嚴重，新能源消納困難。因此，亟需通過需要形成能夠真實反映電力供需分區域、分時段的平衡價格信號，引導電源與負荷在時空上的合理、均衡分布。
02
新能源市場化消納現狀
2.1 新能源參與現貨市場的機制
甘肅電力現貨市場在日前、實時以發電側單邊、全電量集中競價的方式開展，新能源可直接參與省內現貨市場交易。考慮現有新能源消納保障機制以及政策，新能源特許權及扶貧機組在現貨市場作為價格接受者參與日前現貨市場，即只申報次日96點出力預測曲線，在現貨市場中優先出清、優先消納；剩餘新能源場站則以「報量報價」的方式參與日前現貨市場，同火電機組集中競價，調度機構以全網購電成本最小化為目標統一出清新能源的中標出力曲線。考慮到新能源發電的不確定性，甘肅現貨市場設計了新能源實時市場二次報價機制：新能源場站在實時市場申報超短期發電預測曲線的同時，允許新能源場站（除特許權及扶貧機組）依據超短期發電預測修改報價。若省內現貨市場出清後，仍存在棄風棄光電量時，新能源場站可參與跨區域省間富餘可再生能源電力交易。
甘肅目前採用了分區電價機制，參與現貨市場的新能源場站以所在區域的分區電價作為現貨市場結算價格。電價分區包括河西和河東兩個區域，各分區以分區內所有節點的節點邊際電價最大值作為該分區的分區電價。
2.2 新能源中長期交易與現貨交易銜接
甘肅電力現貨交易採用的是「集中式」市場模式，中長期交易以差價合同管理市場風險，配合現貨交易採用全電量集中競價的電力市場模式，即中長期合同電量不做實物交割，僅作為金融結算的依據。
在甘肅目前的現貨市場中，若發電機組在中長期交易組織過程中已約定曲線的，則約定的曲線作為中長期交易分解曲線；發電機組在中長期交易組織過程中未約定曲線的，可根據省內保障性發電量、省間交易電量和省內中長期市場化交易電量分解結果，依據提前發布的運行日系統負荷預測、聯絡線外送計劃、火電必開機組信息、新能源及火電中長期接納空間，自主申報運行日中長期交易分解電量和曲線，調度機構依據運行日不同能源類型中長期接納空間，對申報的中長期交易分解曲線進行合理化校驗。
在市場結算時，中長期交易電量按照合同約定價格結算，日前出清曲線與中長期結算曲線之間的偏差電量按照日前現貨價格結算，機組實際執行量與日前出清曲線之間的偏差電量按照實時市場價格結算。
2.3 新能源政策與電力市場的銜接
2.3.1 全額保障性收購政策
可再生能源發電全額保障性收購是指電網公司根據國家確定的上網標杆電價和保障性收購利用小時數，全額收購規劃範圍內的可再生能源發電項目的上網電量，確保可再生能源優先發電。對於甘肅這種高比例風光新能源地區，所有新能源發電全部由電網公司收購存在困難且不利於電力市場的開展。因此，對於納入優先發電規模的風電和太陽能發電量主要通過三種途徑進行消納，首先是通過國家指令性和政府間協議進行跨區跨省交易，新能源外送價格由政府間協商確定；其次是由各省級能源主管部門確定剩餘可再生能源發電能力，以及消納責任權重，電網公司將按照政府定價收購，確保可再生能源的基本消納及其相關權益；最後符合市場準入條件的發電企業可以參與市場化交易，超出保障性電量的增量發電量通過市場化方式形成價格。
2.3.2 可再生能源電力消納保障機制
可再生能源發電在電力能源消費過程中一直處於劣勢，考慮其發電隨機的特性，使得其出力穩定性較常規電源更差，會出現電網企業為保證電網安全穩定運行而選擇棄風棄光棄水，可再生能源上網電量難以得到保障。為此，2019年5月10日國家發改委、國家能源局提出建立可再生能源電力消納保障機制（發改能源〔2019〕807號），明確可再生能源配額制的具體實施機制，按省級行政區域對電力消費設定可再生能源電力消納責任權重，包括電網在內的售電公司、參與批發市場的電力用戶和有自備電廠的企業作為承擔消納責任的市場主體接受考核。
通過採取強制性政策手段使可再生能源發電量達到一個有保障的最低水平，實現可再生能源發電在電力消費中的佔比目標。可再生能源電力消納責任權重，明確了政府部門、電網企業、各類市場主體的責任。各承擔消納責任的市場主體以實際消納可再生能源電量為主要方式完成消納量，並可通過向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量和自願認購可再生能源綠色電力證書的補充（替代）方式完成消納量。
2.4 現貨市場機制改進建議
甘肅現貨市場已進入結算試運行階段，然而起步階段設計的市場機制中，僅為發電側單邊市場，用戶側依舊沿用原來的結算方式，並未參與現貨市場交易之中。甘肅已於2019年9月、11月開展了兩次7天結算試運行，2020年4月在全國率先完成整月結算試運行。新能源發電作為甘肅省第一大電源，也是現貨市場的主要交易單元，由市場運營機構根據新能源短期發電預測曲線代理分解的中長期結算曲線，由於發電月準確度較低，使得新能源在現貨市場結算中出現較大負電費。以最近一次整月結算試運行結果為例，風光新能源日前現貨負電費約1770萬元，實時現貨負電費高達23230萬元。現貨市場出清充分考慮新能源短期和超短期發電預測，增加了新能源出力，但是由於偏差結算機制導致部分新能源場站出現虧損，極大地影響了市場參與的積極性。因此，建議甘肅電力現貨市場後續擴大市場準入範圍，將電力用戶納入現貨競爭體系，形成發、用兩側互動，雙邊集中競價的現貨市場競爭機制，激發市場用戶消納新能源的積極性。
目前甘肅採用的分區電價機制以固定分區的方式確定價區，不能體現系統負荷方式、潮流變化引起的分區內部的阻塞狀況、價格區域變動等。另外，當固定分區內部發生阻塞時，整個分區內的市場成員將一起承擔機組出力再調度的成本，這對分區內大部分的市場成員不公平。因此，有必要在甘肅目前的電價基礎上，建立更加精確反映阻塞情況的節點電價機制，準確反映不同空間的電力供需關係，促進新能源就地消納，減輕電網阻塞和棄風、棄光問題。為此，建議甘肅電力現貨市場基於現有的分區電價機制，逐步細化建立節點電價機制，引導合理用電及高效投資規劃。
在與中長期交易的銜接機制方面，引入用戶側參與現貨市場後，也需要對其中長期合約電量進行日內分解，並根據中長期電量分解情況進行現貨市場的偏差結算。中長期合約分解曲線關係到發用電雙方費用結算情況，影響著市場主體參與現貨市場的積極性，對於市場主體在中長期交易組織過程中未約定曲線的情況，不能沿用由發電機組單方面申報的機制。為保證交易雙方的平等性，當遇到未約定中長期交易曲線的情況時，應由發電機組和對應的市場用戶共同協商確定中長期曲線分解方式。
目前，尚未出臺相關政策對配額制與電力市場交易體系的銜接進行詳細規定，但根據相關學者的研究可以推斷，未來對於綁定了可再生能源環境價值的市場交易，成交電量可計入需求方的消納量，例如與可再生能源發電商籤訂的固定電價收購電量、跨省跨區可再生能源電力交易電量、可再生能源市場交易電量等。為實現可再生能源發電在電力消費中的佔比目標，對於納入可再生能源消納量的中長期交易合約電量，應在現貨市場中保證物理執行，將可再生能源電力消納責任權重作為現貨市場開展的物理邊界條件。
03
甘肅雙邊現貨市場機制設計
針對目前發電側單邊參與的現貨市場機制存在問題，立足甘肅高比例風光新能源的特性，提出發用側雙邊參與的現貨市場機制，市場初期用戶側以「報量不報價」方式參與市場出清，作為價格接受者進入現貨市場，以現貨價格對用電曲線進行偏差結算；並基於現有的分區電價機制，建立更加細化的節點電價機制。
3.1 組織方式
3.1.1 日前現貨市場
日前現貨市場中，發用雙方均參與報價，以社會福利最大化為目標集中優化出清。考慮市場初期用戶側的市場決策能力不足，需要逐漸培訓用戶側的市場化意識，日前市場用戶側只需申報負荷預測曲線，不用申報價格意願。為保證低價的新能源場站在現貨市場中有更大的競價空間，最大程度地消納新能源電力，日前電能量市場採用全電量的申報方式，即發電側申報最小技術出力到最大技術出力之間的價格信息，用戶側申報次日的全部用電需求曲線。
參與市場的發電機組在日前電能量市場中申報運行日的報價信息，在最大出力空間內申報分段非遞減量-價曲線。電力調度機構以運行日全時段發電成本最小化為目標函數，考慮統調負荷預測、機組發電空間、電網安全運行等邊界，採用安全約束機組組合（SCUC）和安全約束經濟調度（SCED）程序集中出清運行日機組啟停計劃、96點出力曲線和節點電價。
此外，為保證新能源在更大範圍的優化配置，在省內預出清的基礎上，電力調度機構根據省內新能源的剩餘發電能力，代理新能源場站參與日前跨區域省間富餘可再生能源電力現貨市場。最後，根據省間日前市場出清結果，調整相關邊界條件，進行省內日前市場的正式出清。
3.1.2 實時現貨市場
實時市場採用日前現貨市場封存的市場主體申報信息進行集中出清，新能源場站在實時市場中需申報超短期發電預測曲線，並可依據超短期發電預測修改報價。調度機構以全網發電成本最小化為目標，根據最新電網運行狀態與超短期預測信息，考慮機組和電網運行約束條件等，採用安全約束經濟調度（SCED）算法進行集中優化計算，以15 min為間隔滾動出清未來15 min至2 h的發電機組需要實際執行的發電計劃和節點電價。
在省內實時市場預出清的基礎上，由電力調度機構代理新能源場站參與日內跨區域省間富餘可再生能源電力現貨交易，以省間市場出清結果作為省內實時市場正式出清的邊界條件。
3.2 出清模型
電力調度機構綜合考慮統調負荷預測、母線負荷預測、分時聯絡線計劃、傳輸線路容量、機組檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，以社會福利最大化為目標，出清現貨交易結果。
現貨市場出清模型包括安全約束機組組合（SCUC）和安全約束經濟調度（SCED）模型。SCUC模型主要用於日前市場出清次日的發電機組組合，SCED模型用於日前市場和實時市場出清發電機組的發電計劃以及節點電價。考慮用戶不申報用電價格意願，出清模型的目標函數為總發電成本最小，包括發電機組的啟動成本、空載成本和運行成本。約束條件考慮系統約束、機組約束、網絡約束3類。系統約束包括系統負荷平衡約束、系統正負備用容量約束、系統旋轉備用約束；機組約束包括機組出力上下限約束、機組爬坡約束、機組最小連續開停時間約束、機組最大啟停次數約束；網絡約束包括線路潮流約束和斷面潮流約束。
3.3 價格機制
為更精確地反映電能的空間價值，通過不同節點差異化的電價信號將引導電網資源的空間優化配置，促進新能源就地與外送消納，現貨市場採取節點電價的定價方式，即市場主體均按照所在物理節點結算現貨市場電能量電費。通過節點電價機制，激勵節點電價比較高的地區減少用電需求，節點電價比較低的地區增加用電需求，從而減少輸電線路的阻塞情況。
3.4 中長期合約分解
在市場結算前，發電側和用戶側的中長期合約電量均要進行曲線分解，形成中長期交易結算曲線。合約分解方式包括自定義分解曲線和標準分解曲線兩類。自定義分解曲線通過雙邊協商或掛牌交易成交確定的合約分解方式，標準分解曲線則是由市場運營機構按照一定的規則，統一對發用雙方的中長期合約進行分解。市場初期，用戶側決策意識較弱，為保障大部分用戶利益，標準分解曲線主要根據用戶側的負荷特性定製，根據上一年統調電力電量歷史數據確定年度分月電量比例，根據上一年統調日電量歷史數據確定工作日、周六、周日、節假日4類常用日的電量比例。運行日的分時電量曲線有3種分解方式：①將系統負荷分為峰段、平段和谷段，根據統調歷史負荷確定峰、平、谷三段負荷比例，將日電量分解分時電量曲線，即峰平谷曲線；②將日電量平均分解為分時電量曲線，即全天平均曲線；③將日電量平均分解至每日峰段，平段、谷段為零，即尖峰時段曲線。
3.5 結算機制
根據中長期交易結算曲線和現貨市場出清結果，採用偏差結算方式對現貨市場出清電量進行結算。中長期交易結算曲線按照合同約定價格結算，日前市場出清曲線與中長期交易結算曲線之間的偏差按照日前節點電價結算，實際發電曲線或用電曲線與日前市場出清曲線之間的偏差按照實時市場節點電價結算。通過對中長期合約電量進行全電量結算能夠保證新能源能夠提前鎖定市場大部分收益，減少現貨價格波動的風險。
04
結論及建議
本文以甘肅省為例，基於高比例新能源地區特性和電力市場現狀，分析了新能源市場化消納現狀以及現貨市場機制的改進方向，針對大規模新能源消納的需求，提出以發用電雙邊參與的現貨市場機制，包含組織方式、中長期合約分解、出清模型、價格和結算機制。採用IEEE-39節點的系統模型，模擬單邊現貨市場和雙邊現貨市場機制下高比例風光新能源電力系統的現貨市場的出清。算例分析表明，雙邊現貨市場機制可節約電力用戶的用電成本，激勵用戶形成對新能源發電友好的用電曲線，有效促進高比例風光新能源電力的消納，通過節點電價反映電能的空間價值、促進新能源就近消納。
未來，隨著電力市場的成熟運行和交易範圍的擴大，將進一步完善高比例風光新能源現貨市場機制。
1）加快構建發電側市場力監管體系，防止發電側聯盟導致現貨價格大幅上漲，導致用電企業成本負擔增加，降低市場運行效率和資源配置效率。通過科學全面的市場力監管，形成能真實反映市場供需的電力價格，使電力用戶更合理地使用、消費電能。
2）加大用戶側參與現貨市場的深度，逐步過渡到用戶側以「報量報價」方式參與現貨市場，促進電力用戶與新能源高效互動，使生產成本低的電力用戶多消納新能源，以儘可能小的社會成本消納更多的新能源電力。
3）建立調頻、備用等輔助服務與電能量在現貨市場中的一體化出清機制，實現現貨與輔助服務的聯合出清，擴大新能源在更短周期內的消納途徑。
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