观局国外新能源消纳模式 我国电力市场如何运营?

1.我国新一轮电力体制改革及对新能源消纳的要求

2015 年 3 月 15 日，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见 》(简称中发9 号文件 )发布，标志着备受社会各界关注的新一轮电力体制改革开启。中发 9 号文件提出通过建立市场化的机制，解决电力发展中存在的问题。改革的方向是市场化，改革的目标是还原电力商品属性，构建有效竞争的电力市场。

2015 年 12 月，国家发布了此文件的 6 个配套文件，分别涉及电力市场建设、交易体制改革、发用电计划改革、输配电价改革、售电侧体制改革以及燃煤自备电厂监督管理等问题。 2016 年以来，电改进程加快推进。截至 2016 年 6 月初，国家发展和改革委员会已审核批复云南、贵州、山西、广西综合试点方案。同时，北京、广州、新疆、青海、宁夏、吉林、天津、辽宁、蒙东、江苏、云南、贵州等 20 余家电力交易中心注册成立。

“提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例 ”是本次深化电力体制改革的基本原则之一。促进新能源电力并网消纳是本次电力体制改革实施方案和试点工作中的一项重要内容，可为通过更好的顶层设计解决可再生能源消纳难题提供契机。目前，国家出台的 6 份改革配套文件中与新能源消纳关系最密切的配套文件主要有 2 份，分别是《关于有序放开发用电计划的实施意见 》(以下简称《计划放开意见 》)与《关于推进电力市场建设的实施意见 》(以下简称《市场建设意见 》)。《市场建设意见 》提出，选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场，在非试点地区按照《计划放开意见 》开展电力市场化交易。

对改革文件中关于新能源消纳的提法进行归纳，可以看出，电力体制改革形势下我国新能源运行消纳存在两种方式：一是在非试点地区，新能源不直接参与电力市场，以优先发电的形式，继续保留在发用电计划中，同时也鼓励其参与直接交易，进入市场。二是在试点地区，新能源作为优先发电签订年度电能量交易合同，根据分散式市场或集中式市场等不同市场类型，按实物合同或差价合同执行。

2.国外新能源消纳模式

总体而言，不同国家由于新能源发电成本、市场模式等情况有别，新能源消纳方式也不同，可归结为以下 3 种主要方式。

(1)新能源不参与竞价交易

该模式下，新能源发电以政府规定的固定电价上网，不参与竞价交易，电网企业按照法律规定的新能源优先收购政策，以固定电价收购新能源发电。基于固定上网电价和全额收购的新能源消纳模式中，新能源发电商无需承担调峰、备用容量费用支付等责任，可大大减轻新能源发电商的负担，促进新能源发展。

以德国为例，为激励新能源发电投资，促进新能源发展，在 2012 年之前，主要采用基于固定上网电价的电网消纳新能源模式。该模式下各主体之间的简要关系如图 1 所示。新能源发电无需承担常规发电需承担的调峰、备用容量费用支付等责任，而是由各配电网运营商管理，最终集成后由输电网运营商统一在实时电力市场上进行售卖。根据市场运营的透明性原则，输电网运营商必须发布其售卖的新能源发电的预测值和实际值。为了在日前市场中考虑这部分采用固定上网电价的新能源发电量，以便对输电网运营商在实时市场出售的新能源发电量有所预期，更加合理地安排发电计划，许多常规发电商和预测服务提供商都会自行对这部分新能源发电量进行预测。固定上网电价加全额购，是对新能源产业发展最直接有效的激励机制之一，操作简单、实施效果好，适用于新能源发展初期，促进新能源发展。但随着新能源发电规模增加，电网消纳新能源的压力将逐步增加。

(2)有溢价补贴的新能源直接参与电力市场

该模式下，新能源发电直接参与电力市场，在市场价格基础上获得一部分额外的补贴，且承担类似于常规电源的电力系统平衡义务。随着新能源发电规模的快速增加，新能源发电的波动性导致了电网运行压力持续增大，基于固定上网电价的新能源补贴额度也持续攀升，一些国家的新能源政策逐步转为对新能源提供溢价补贴方式，推动新能源参与市场交易。

以德国为例，为控制新能源发电补贴成本上升及由此带来的居民电价大幅上涨，缓解大规模新能源电力并网条件下的电网运行压力，自 2012年引入有溢价补贴的新能源直接参与电力市场模式。该模式下，新能源直接参与市场，在电力市场价格的基础上，得到一部分额外补贴。采用市场溢价机制的新能源发电机组，必须参与类似于常规电源的调度平衡组 1，在调度的日前市场关闭前，由调度平衡组基于天气预报对新能源的发电出力进行预测，将新能源发电纳入调度平衡组的电力电量平衡。对于由新能源发电波动等不平衡功率造成的辅助服务成本由调度平衡组支付。

以西班牙为例，按照该国1997 年的《电力法》规定，风电场上网电价可以在固定电价和溢价两种方式中选择其一，每年有一次选择权。其中，固定电价方式中，风电电价水平固定，为电力平均参考销售电价的 90%，电网企业须按此价格水平收购风电，超过平均上网价格部分由国家补贴。溢价方式中，风电企业需按照电力市场竞争规则与其他电力一样竞价上网，但政府额外为上网风电提供溢价补贴，风电电价水平为“溢价补贴 + 电力市场价格 ”。风电溢价为平均参考销售电价的 50%。西班牙鼓励风电场参与电力市场竞争，2005 年之后，由于全球能源价格上涨，西班牙的电力销售电价以及电力上网价格也持续上涨， 90%以上的风电企业选择溢价方式。

有溢价补贴的新能源直接参与电力市场模式，是新能源发电从全额收购逐步转为完全竞价上网的一种过渡方式，适用于新能源发电已达较大规模，发电成本已经显著下降，但其在市场中仍相对弱势阶段。通过推动新能源在有补贴的条件下参与电力市场，促进新能源提高自身技术水平，增强竞争力，并承担调峰等义务，缓解电网运行压力。但由于新能源在补贴条件下可以以零甚至负报价参与市场竞争，将可能拉低批发市场边际电价，影响其他发电主体的盈利，需要建立完善的电力市场架构，保证各方利益，保障系统安全。

(3)无补贴的新能源直接参与电力市场

该模式下，新能源发电直接参与电力市场，且承担类似于常规电源的电力系统平衡义务，没有额外的补贴。该模式直接将新能源和常规电源一样看待，作为商品在市场中买卖，承担类似于常规电源的电力系统平衡义务，没有任何额外的补贴和优待。在目前新能源发电成本较高的情况下，完全没有补贴的新能源发电直接参与市场方式较少。

以美国为例，美国大部分州在可再生能源配额制的激励下，采用新能源完全自由参与市场模式。该模式的施行主要有以下情景：一是在美国有可再生能源配额制的框架约束，电力公司有义务购入一定比例的新能源发电。一般而言，电力公司与风电场开发商签订长期合约，电力公司以合约约定的价格支付风电开发商，保障风电项目收益。而电力公司再将这部分风电电量在市场上售卖，风电自由参与市场竞争。二是没有长期合约可签的风电场则直接参与电力市场，收益存在一定的不确定性。三是美国风资源条件好，部分地区风电成本与燃气及其他常规电源成本具有可比性，同时考虑未来燃料价格上涨等风险，电力公司有意愿购入新能源发电，并在电力市场中售卖。在美国德克萨斯州批发电力市场中，风电场与其它常规电厂一样，可通过双边合同协议、日前市场和实时市场参与市场交易，并承担相应的财务责任。同时，考虑风电自身特点，风电场不参与日前市场和补充辅助服务市场中的辅助服务竞卖。德克萨斯州电网运营商 ERCOT 统一负责由风电波动和预测误差等带来的系统平衡，通过开启可快速启动的燃气机组，调用非旋转备用和旋转备用辅助服务以及执行紧急电力消减计划来应对新能源带来的系统紧急事件。

无补贴的新能源直接参与电力市场模式，消除了新能源发电的“特殊性 ”，回归其作为能源商品的“普遍性 ”，有利于激励新能源发电根据市场供需情况调整自身出力，减轻系统运行压力，同时创造公平公正的市场环境，适用于新能源发电已经具有较强市场竞争力的发展阶段，代表未来新能源参与电力市场的发展方向。同样，由于新能源发电边际成本低，将可能拉低批发市场边际电价，影响其他发电主体的盈利，因此需要建立完善的电力市场架构，保证各方利益，保障系统安全。

3. 国外新能源消纳出现的问题及解决策略

3.1? 电力市场中新能源消纳出现的问题

(1)电量市场

一是由于新能源发电的边际成本低，甚至可以负电价报价，大规模新能源参与市场将降低电力市场的出清价。极端情况下，市场出清价甚至为零或者负值。这将影响靠电量市场收益的火电电源获益。同时，由于新能源发电依靠其较低

的边际成本总能排到发电序列的前面而优先发电，其也会减少火电的电量计划，从而影响火电获益。

以德国为例，可再生能源大规模发电使得电力批发市场价格大幅下跌，常规电源处于微利甚至亏损状态，未来投资意愿降低。据统计，德国峰值负荷时的电价已经由 2008 年的 80 欧元 /MWh 降至 2013 年的 38 欧元 /MWh。由于德国电力市场为单一电量市场，市场电价降低对传统电源盈利能力造成较大负面影响。德国的大型发电企业一般以经营煤电、核电、天然气发电等传统电源发电项目为主。 2013 年，德国能源巨头 RWE 公司损失 28 亿欧元。目前，许多传统发电厂已经向德国联邦网监局申请关停。

二是新能源发电会使市场出清价波动性更强，而且，由于新能源发电出力的不确定性，新能源发电还将使日前市场和实时市场的出清价差异变大，从而对火电等市场参与者造成更大的收益不确定性。

(2)辅助服务市场

一是由于新能源发电的波动性和不确定性，增加系统运行备用的需求。二是系统备用需求随时间不同，且日前市场和实时市场的备用需求不同，从而增加市场参与者备用需求和价格的不确定性。三是大规模新能源发电替代系统中同步发电机和有频率响应的发电厂，如果没有增加新能源发电频率响应的措施，新能源发电将增加市场保障充足频率响应的需求。四是由于发电组合、输电约束、爬坡约束等因素导致由新能源发电的波动性和不确定性造成的系统辅助服务需求无法满足时，新能源发电将造成极端事件发生的概率增加，如更多的价格波动，从而造成用户用电成本的增加和发电机的不合理高收益。五是新能源发电增加系统灵活性需求，如果电量市场中对灵活性激励不足，则需要增加辅助服务市场中的系统灵活性激励。

(3)容量市场

一是增加火电机组从容量市场获益的需求。市场出清价格和传统发电机组发电量的减少将减少火电机组从电量市场的获益。如果系统仍然需要这部分发电资源短时发挥作用，并用于保障系统长期可靠性，这些资源就更加倾向于基于容量获益，而非基于电量获益，从而就可能需要依赖容量市场或电量市场外的其他收益在市场中存活。

二是对容量市场设计提出新的需求。新能源发电需要更多的灵活性资源保障资源的充裕性，而现有的不太灵活的火电机组可能需要通过技改等措施增加其灵活性，可能需要容量市场提供足够的激励让这些机组实施技改等措施。

3.2? 适应大规模新能源消纳的解决策略

一是采用抬高电量市场允许竞标价、给予补全支付等机制，保证常规电源在电量市场上的盈利。 ERCOT 是单一电量市场，为解决大规模新能源发电对电量市场价格的影响， ERCOT 的主要做法包括：逐步提高发电报价上限，从而提高系统资源稀缺时段的电量价格，增加提供相应服务的发 电 盈 利。 2013 年 7 月， ERCOT 的 发 电 报 价 上限 为 5000 美 元 /MWh， 2014 年 6 月 调 整 至 7000美元 /MWh， 2015 年 6 月再次调高至 9000 美元 /MWh。另外，在实时市场中加入运行备用需求曲线，将影响系统可靠性的备用需求反映到电量市场价格中。 ERCOT 根据系统实际运行备用容量与需求备用容量的差异计算一个额外的价格，作为溢价加到市场出清价的基础上，作为发电机组的额外收益。此外，美国一些 ISO 还引入补全支付(make-whole payment)机制，补偿发电提供商的市场收入不足以弥补其成本的差异，保障发电商参与市场时按照市场运行人员指令运行不会造成收入损失。

二是完善风电功率预测机制，加强风电出力偏差考核，降低市场实时平衡压力。建立风电功率考核机制。西班牙电力法规定，西班牙风电企业有义务提前将风电上网电力通报电网运营企业，如果预测不准，风电场要向电网缴纳罚款。对于常规能源发电企业，如果实际的上网电量与预测的发电量相差超过 5%，则发电企业需要向电力库支付超过上网电价数额的罚款，相差比例越高，罚款的倍数越大。但对于风电，考虑其发电量预测的难度，规定只有当相差比例超过 20% 时，才需要支付罚款，并且罚款的额度与常规电力企业超过 5% 需支付的罚款额度相当。风电预测和实际所发电力相差比例越高，则罚款倍数则加大。同时引入爬坡预测的预测信息。除新能源发电出力预测外， ERCOT 还引入了单独的爬坡预测，称为 ERCOT 大幅爬坡预警系统(ELRAS)，以预测某一幅度和持续时间的概率爬坡事件。 ELRAS 生成未来 6h 的 15min 地区级和系统级预测。目前，ELRAS 爬坡预测仅用于 ERCOT 运行人员的情景提示。在系统实时不平衡结算中，强化对风电出力的考核。 ERCOT 对风电出力超过其指定经济调度值的 10% 时需要支付惩罚成本。

三是加强风电提供辅助服务管理，增加系统调峰资源。美国德克萨斯州电力可靠性委员会ERCOT 已经要求2010 年1 月1 日 后 签订标准并网协议的风电需要提供一次频率响应，但目前ERCOT 市场尚不支付提供频率或转动惯量响应的发电资源。西班牙规定所有电源必须留有其装机容量的1.5% 作为电网一次调频备用，可再生能源也需要参与一次调频，通常风电场都是通过从其他常规电源处购买一次调频备用容量来满足此要求。西班牙电网公司还拥有在系统紧急情况下(系统过频，线路过载和潜在的系统稳定危险等 )限风电出力的权利，并且这部分电量不给补偿。

四是逐步扩大市场范围，在更大范围中消纳新能源。美国只有区域电力市场，尚未形成全国范围内的国家电力市场，但逐步扩大市场范围已成主要趋势。美国政府已经意识到区域市场间的协调在电网规划建设、区域市场运营等方面的重要作用，因而不断推动批发市场和 RTO 范围的扩大。与此同时，各区域电力市场之间也在逐渐加强协调与合作。其中西部 ISO 建立了 2 个 RTO 共同解决问题的联合运行协议(JOA)，实现机组停运协调、紧急事故协调、数据共享等。

4. 对我国电改新形势下新能源消纳的启示

4.1? 完善可再生能源补贴机制，增强可再生能源参与电力市场的灵活性和积极性

固定上网电价加全额收购，是新能源发展初期为推动新能源快速发展的有效激励政策，但是随着新能源规模增大，补贴额度增加以及对电网影响日益凸显等情况较为突出，建立基于固定的补贴机制，是多数国家的政策调整方向。一方面，该机制有助于增强可再生能源经济竞争力，降低补贴;另一方面，有助于推动可再生能源参与市场的积极性，根据市场供需情况更为灵活的响应市场中价格信号，促进可再生能源消纳。我国局部地区可再生能源电力已经达到很大的装机占比和负荷占比，电网运行矛盾非常突出。同时，国家可再生能源补贴缺口日益增大。在我国新一轮电力体制改革环境下，适时完善可再生能源补贴机制，推动可再生能源积极参与电力市场，是我国可再生能源实现更大规模发展的必要选择。

4.2? 加快建立现货市场。完备的现货市场是国外电力市场成功运营的关键

现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易，现货市场所产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效 的 量 化 参 考 依 据。 一 方 面， 现 货 市 场 是 对 所形成的中长期交易计划进行实物交割和结算的重要构成。另一方面，大规模新能源发电边际成本低，正是通过现货市场发挥优势的。在现货市场的作用下，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，并且中长期交易通过现货市场交割，同时通过现货市场的价格信号引导发电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。

4.3? 探索建立包含电量市场、辅助服务市场、跨省跨区交易市场等在内的多元化市场架构

在市场架构设计中，探索建立包括竞争性电量市场、跨省区的电力交易市场、辅助服务市场、容量市场等多元化的市场架构，为新能源电源和常规电源盈利提供充足的市场选择与空间，促进高比例新能源电力接入条件下的电力转型。在具体市场规则设计中，充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点，一方面通过合理的投资保障机制，调动各类型电源，尤其是灵活性较高的电源投资的积极性，保障电力系统长期的安全可靠运行;另一方面，通过运行阶段规则设计，如日前市场竞价、结算，日前市场与日内市场衔接、实时市场奖惩措施等，充分调动灵活性资源潜力。