市场过渡期促进中国新能源消纳的短期交易机制设计

王彩霞1,雷雪姣1,刘力华2,李琼慧1,李梓仟1  

(1.国网能源研究院有限公司,北京市 昌平区 102209;2.国家电网有限公司,北京市 西城区 100031)

摘要

:近年来中国新能源消纳矛盾日益突出,新一轮电力体制改革为缓解新能源消纳困局提供了新的契机。文章着眼于市场过渡期如何采用市场机制促进中国新能源消纳,在分析市场过渡期中国新能源消纳模式、机制现状及存在问题的基础上,重点提出日前发电合同转让、基于日前预挂牌的电力平衡机制等市场过渡期促进中国新能源消纳的短期交易机制,为完善新能源消纳的市场机制提供参考。与此同时,提出新能源参与市场消纳的配套机制与支撑技术,包括加强企业经营经济效益考核;适应市场方向,完善新能源补贴政策;加强新能源功率预测,提高新能源发电参与市场的能力。

关键词 : 新能源;消纳;市场机制;弃风;弃光

基金项目:国家电网公司科技项目“促进中国高比例新能源消纳的市场机制研究”(SGHAJY00GHJS1700018)。

0 引言

截至2017年底,中国风电、光伏发电累计并网装机容量已达到2.93亿 kW,占中国发电总装机容量的17%。风电、光伏发电全部发电量4238 kWh,占中国发电总量的6.6%。与此同时,中国新能源消纳矛盾突出。根据国家能源局的统计[1],2016年,中国弃风电量为419亿 kWh。随着中国新一轮市场化改革的推进,如何通过市场化手段更好地促进新能源消纳是行业内普遍关注的问题。一方面,虽然中国新能源消纳困局由多种因素造成[2],电力市场并不一定是解决中国新能源消纳难题的灵丹妙药,但电力市场的价格信号是协调高比例新能源接入电力系统后各方利益的一种重要激励,可以为新能源消纳提供新思路。从国际经验来看,新能源参与电力市场模式是新能源发展到一定阶段的必然趋势。另一方面,《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发(2015)9号)文》明确提出还原电力商品属性,构建有效竞争的电力市场,解决电力发展存在的问题,这也为近期及未来较长时间内中国新能源消纳明确了大环境。

对于市场环境下的新能源消纳,主要有两大关键问题:一是新能源参与电力市场模式,即新能源如何参与电力市场的问题,如新能源激励政策如何与电力市场相衔接、新能源如何报价等;二是适应新能源接入的电力市场设计,即电力市场的架构、规则如何能够适应新能源接入,保证电力系统的安全、经济、优质、环保。从已经建立电力市场的新能源富集国家或地区的相关实践来看,也正是围绕上述两个问题不断探索。如德国不断改进可再生能源激励政策,完善可再生能源参与电力市场的模式;研究提出电力市场2.0,改进电量市场适应高比例新能源接入[3];美国国家可再生能源实验室总结分析高比例新能源接入情况下电力市场设计[4]。笔者已针对问题一开展了初步研究,分析了国际新能源参与电力市场的几种典型模式,并结合中国新能源政策与电力市场建设,从市场过渡期、市场成熟期等阶段,提出了中国新能源参与电力市场的模式。本文提出的市场过渡期即成熟的市场体系与市场品种(如现货市场、金融市场、辅助服务市场等)等完全建成之前,随着发用电计划放开,由原有的计划体系向市场体系的过渡阶段。本文拟结合中国市场过渡期的新能源运行消纳模式,研究上述第二个问题,即促进新能源消纳的机制设计。

随着电力体制改革的推进,中国也开展了一系列促进新能源消纳的机制创新实践及研究工作。在创新实践方面,包括风火发电权交易、风火打捆参与大用户直购、新能源参与跨省区交易等[5]。在机制研究方面,结合中国新能源弃风限电的严峻形势,研究了风火发电权交易机制设计、风火联合参与电力市场、调峰辅助服务激励机制设计、用户促进新能源消纳机制设计等[6-11]。文献[6]对如何在风、火电之间开展发电权交易进行研究。文献[7]针对当前甘肃相当规模的自备电厂未充分参与电网调峰的问题,提出在现有电力市场交易政策框架内实际可行的自备电厂与新能源企业间的发电权转让交易模式,以此促进自备电厂承担公用调峰职责,提升电网调峰消纳能力。文献[8]针对现行新能源弃风、弃光电量与火电企业的发电权置换交易机制存在的不确定性,提出发电权置换交易期权模型。文献[9]针对节能调度下调峰机组难以得到合理补偿以及不利于激励机组参与系统调峰的状况,提出了一种新的机组调峰补偿机制。文献[12]根据中国电力市场建设现状和推进步骤,分阶段对中国促进清洁能源消纳的市场机制进行了设计。文献[13]针对新能源参与市场交易中存在的新能源发电企业基数电量分配不均、合同电量滚动到年底仍无法结算的问题,提出了促进新能源消纳的电力交易偏差结算补偿机制。

已有研究主要侧重新能源交易创新的单一机制设计或中长期消纳机制总体方案设计,对于市场过渡期在电力系统运行中如何增强系统灵活性,适应新能源出力波动性,促进新能源消纳,缺乏详细的机制设计。类似于常规电源,新能源参与中长期市场的机制可以保障新能源收益的确定性,但与此同时,新能源出力具有波动、难以准确预测等特点,在中长期收益保障机制之外,也需要适应新能源波动性的短期消纳机制,如现货市场。目前中国电力现货市场建设仍处于方案设计与试点阶段,短期内难以大范围推广。本文在分析市场过渡期中国新能源消纳模式、机制现状及存在问题的基础上,重点提出市场过渡期促进中国新能源消纳的短期交易机制,为完善新能源消纳的市场机制提供参考。

1 市场过渡期中国新能源消纳机制现状

1.1 市场过渡期中国新能源消纳模式

2005年发布的《中华人民共和国可再生能源法》规定,对可再生能源发电实施固定上网电价制度,电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量,并为可再生能源发电提供上网服务。2009年发布的《中华人民共和国可再生能源法》(修正案)提出,建立可再生能源发电全额保障性收购制度。由于中国对新能源保障性收购制定的规定没有改变,随着新一轮市场化改革的推进,无论是电改的配套文件还是实施细则,都将新能源作为优先发电,保留在发电计划中,由电网公司安排落实。与此同时,政策文件中也提出,鼓励保障性小时数以外的新能源电量参与电力市场。因此,综合来看,在市场过渡期,中国新能源消纳主要采用“固定上网电价+保障性收购+富余新能源电量参与市场交易”的模式。

该模式下,新能源发电量仍以优先发电的形式保留在电量计划中。每年按新能源发电的资源条件(或全额保障性小时数)预留优先发电计划。对于全额保障性收购困难的地区,综合考虑电网接纳能力、清洁能源资源条件等因素,制定合理的保障性收购小时数,可再生能源保障小时数对应的电量执行按资源区的标杆上网电价,保障小时数以外部分采用市场化方式形成价格,并同时获得国家财政补贴(即资源区标杆电价与燃煤标杆电价之间的差值)。

该模式的优点是以优先发电计划的方式给予新能源优先发电权,在新能源消纳困难的情况下采用优先发电权交易的方式,尽可能保障新能源收益,相当于给予新能源一定程度的电量保障,但部分新能源电量需要视情况由市场形成价格。

1.2 新能源消纳的市场化方式探索

在通过发电计划安排确保新能源优先调度之外,对于新能源消纳矛盾突出的地区,中国已经探索促进新能源消纳的市场化方式,主要包括发电权交易、新能源直接交易、调峰辅助服务市场等。

1)发电权交易机制。

风火发电权交易是指当电网由于调峰或网架约束等原因被迫弃风时,参与交易的火电企业在最小方式基础上进一步减少发电,为风电让路,由风电企业替代火电发电,同时给予火电企业一定经济补偿,补偿价格由风火双方自行商定。新能源替代自备电厂发电是风火发电权交易的一种实施方式,该情况下,自备电厂根据系统调度指令,在风电出力较大时段,降出力运行,根据计量关口统计的下网电量,由风电企业给予自备电厂一定经济补偿。

例如,2017年宁夏、甘肃、新疆开展企业自备电厂与新能源发电企业替代交易,分别增发新能源电量12.2亿、18.9亿、79亿 kWh。

2)新能源直接交易机制。

新能源直接交易机制主要是以优惠的电价来吸引用电量大的工业企业使用新能源,交易价格、交易量由双方协商确定。

2017年,11家省级电力交易中心开展省内新能源与电力用户的直接交易,组织完成新能源交易电量182亿 kWh。

3)调峰辅助服务市场机制。

调峰是中国电力系统调度运行中特有的概念。国际电力市场中调峰一般不属于辅助服务的范畴,而是通过现货市场来满足的。关于中国的调峰激励,多见于各地出台的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》文件,其中将调峰列为辅助服务中的一个品种,并进而将调峰分为基本调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务。发电厂深度调峰、启停调峰等属于有偿调峰辅助服务的范畴,各地文件规定了有偿调峰的基准、考核与补偿以及费用分摊等规则,具体规定不一。

在大规模新能源接入电网,系统调峰约束日益加剧的情况下,原有有偿调峰辅助服务相关规则不能有效激励系统调峰潜力的发挥。2014年,东北率先开展调峰辅助服务市场探索[12]。截至2017年底,中国已经有东北、山东、新疆、福建、山西等多个地区和省份引入调峰辅助服务市场机制。主要思路是通过引入市场价格机制,根据火电机组调峰深度的不同,加大奖罚力度,以更高的补偿价格激励火电企业增加调峰深度,促进新能源消纳。

2017年,东北有偿调峰辅助服务电量85.71亿 kWh,风电因调峰辅助服务市场增发24.99亿 kWh。

1.3 中国现有新能源消纳机制分析

新能源与自备电厂置换、新能源参与大用户直供等新能源优先交易往往是年度电量交易,考虑新能源出力不确定、电力平衡困难等问题,需要进一步建立日前、日内等新能源优先交易机制。年度优先交易合同往往通过月度、日前等发电计划安排落实,可以在一定程度上为新能源让出电量空间,但是风电、光伏发电等发电出力具有随机性、间歇性等特点,发电量和实时的发电出力很难预测,年度、月度的发电计划在日前和实时落实时必须依靠电力系统所有环节的频繁、深度参与和协作。由于调峰补偿力度不够、需求侧响应机制缺失等因素,各类资源频繁参与系统调节的积极性不高,系统灵活性不足,影响新能源优先调度。一味依靠行政命令的调节方式难以有效调动发电机组、负荷等发挥最大调节潜力,需要进一步增加日前、实时的新能源短期交易,借助市场化手段挖掘系统灵活性。

调峰辅助服务市场试点是实现实时电力平衡、促进新能源消纳短期交易机制的有益探索,与国际的“实时市场”或者“平衡市场”有一定的相似性,但市场效率有待进一步提升。在东北现有的电力运行机制下,调峰辅助服务其实是市场化的最后一环,一定程度上类似于国际上的实时市场或者平衡市场[14]。实际上,中国的调峰辅助服务机制是在现有电量计划管理之上,尤其是原有辅助服务管理办法基础上的改进,虽然有一定的作用,但不利于实现市场效率最优。与国际上的平衡市场相比,调峰辅助服务市场有以下不同:①国际平衡市场更有利于实现整体市场效率最优。国际实时市场或平衡市场中,发电机组减少发电出力的决策通常以电量合约电价或日前/日内电量市场电价为参照,往往是发电成本较高或电量合约价格较高的机组,从实现自身经济效益最优的角度优先下调出力。这种方式下平衡市场与电量市场密切相关,在实现个体经济效益最优的同时,也有助于推动实现市场效率最优。而目前中国的调峰辅助服务市场多是在不影响发电机组全年电量计划的基础上,从补偿发电机组深度调峰成本的角度给予发电机组补偿,发电机组下调出力的决策往往基于补偿力度以及深度调峰成本,与当前发电量效益没有直接关系,往往出现调节能力好但发电成本较低的机组优先下调出力,不利于实现市场整体效率最优。②国际上新能源出现出力偏差后受考核程度更高。新能源发电占比较高的国家,新能源直接参与电力市场是新能源消纳的主要模式。在电力市场中,新能源需要为出力偏差付出经济代价,有利于促进新能源预测水平的提高,减少系统平衡压力。而中国的调峰辅助服务市场,对于新能源发电,主要是参与辅助服务费用分摊,没有考核机制。风电大发时,往往调峰辅助服务需求量比较大,从而造成调峰辅助服务费用比较高。

2 市场过渡期中国新能源短期消纳机制设计

2.1 总体原则

市场过渡期,新能源消纳机制设计需要遵循以下几个原则:

一是以大电网安全稳定运行为前提。电网安全稳定运行是新能源优先消纳的前提。在发电安排计划时,要在充分考虑大电网安全稳定运行的基础上,促进新能源多发满发。

二是要统筹考虑新能源优先消纳与市场改革过程中其他市场主体的利益。在市场过渡期,常规电源的发用电计划放开也在同步推进,常规电源的市场化交易类型不断丰富、市场化交易电量不断增加。在努力促进新能源优先消纳的同时,要统筹考虑其他市场主体的利益,按照责权利对等原则,充分采用市场化手段协调各方利益。

三是新能源消纳市场机制设计要充分考虑过渡期市场特点,循序渐进。电力市场建设并非一蹴而就,过渡期市场与计划并存,市场机制设计要与国家以及各地出台的《电力中长期交易基本规则》、国家关于新能源优先调度的要求等相衔接,循序渐进,不断完善。同时,在充分考虑市场过渡期中国电力现货市场尚未建立的现实情况基础上,要着眼于新能源消纳的现实问题,设计短期交易品种。

2.2 市场过渡期新能源运行消纳机制总体框架设计

按照发用电计划逐步放开,市场推进的进度,以促进新能源优先消纳为目标,考虑《新能源优先调度管理办法》《电力中长期交易基本规则》等,设计市场过渡期新能源运行消纳机制方案。主要思路如图1所示。

市场过渡期新能源消纳机制总体框架主要有以下环节:

1)年、月电量分配机制。

中国实行新能源全额保障性收购制度。根据发用电计划放开要求,新能源发电属于优先发电,纳入优先发电计划。在年度、月度发电计划安排中,统筹安排优先发电量、基数电量与市场交易电量,为新能源留足发电空间。

在年度电量计划制定中,首先确定跨省跨区优先发电。主要包括清洁能源外送交易电量。其次,确定省内优先发电。规划内的风电、太阳能发电等按照可再生能源保障性收购小时数预留年度发电空间。对于新能源发电,新能源发电企业与电网企业签订厂网年度优先发电合同,约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。确定燃煤发电基数电量,对于火电机组基数电量,火电与电网企业签订厂网年度发电合同,约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。在此基础上,开展年度双边交易、年度集中竞价交易。

在月度电量计划安排中,按照新能源年度电量的月度电量分解为新能源发电预留发电空间。按照年度电量的月度电量分解安排火电机组发电计划。如果需要,组织火电机组月度市场交易。

2)日发电计划安排机制。

在日前发电计划安排中,充分利用新能源发电功率预测曲线,安排各类电源发电计划,最大限度确保新能源优先发电。

对于新能源场站,根据新能源场站每日上报的次日96点新能源发电计划曲线及未来1至3天新能源发电建议,利用新能源功率预测系统预报信息,修正新能源场站上报的96点发电计划曲线,制定无约束的新能源发电预测曲线。

对于常规发电机组基数电量,在新能源发电预测曲线的基础上,按照节能低碳发电调度办法的原则,综合分析系统火电机组调峰能力、最小运行方式以及电网安全约束等要求,制定基数电量发电机组的发电计划曲线,并制定考虑电网约束的新能源发电计划曲线,下发新能源场站。

对于市场化交易形成的常规发电机组电量,按照月度交易电量(包括年度交易电量的月度分解以及月度组织的交易电量)制定发电计划曲线。基数电量与市场化电量叠加形成常规电源发电曲线。

3)富余新能源消纳的短期市场化交易机制。

图1 市场过渡期新能源消纳机制总体框架
Fig.1 Renewable energy integration scheme design in the electricity market transition period

一是对于日前发电计划中无法落实的新能源发电,组织日前发电合同转让或日前集中竞价,促进新能源消纳。借鉴国际电力市场中竞价做法,在日前充分利用相对较为准确的新能源出力预测信息,采用发电合同转让、日前交易平台集中竞价等方式,拓展新能源发电空间。在成熟的电力市场中,这往往是通过日内市场、实时市场等实现,由市场中的价格信号引导市场主体做出发电计划调整的决策,实现自身利益最大化。而中国尚未建立现货市场,缺乏激励各方主体开展短期交易的价格信号,日前发电合同转让就是鼓励有发电计划或用电计划调整需求和意愿的市场主体形成交易合同,实现有利益激励的发用电计划调整。

二是采用日前预挂牌方式,建立新能源消纳的电力平衡机制。借鉴国际平衡市场思路,在电量合约的基础上,采用上调服务和下调服务报价的方式,调动各类资源积极参与电力平衡[15]。考虑中国还没有建立现货市场,可以采用日前预挂牌的方式进行报价,形成实时调整各类资源出力计划的价格激励;实时运行中,按照日前预挂牌结果进行实时发电计划调整,在保障系统平衡的同时,为各类电源提供调节激励,促进新能源消纳。

2.3 日前发电合同转让机制设计

当新能源日前出力预测曲线与经考虑电网消纳能力后的新能源出力计划偏差较大时,即新能源需要限电时,组织火电机组基数电量与新能源发电之间的发电合同转让。由火电机组让出发电空间给新能源发电机组,火电机组为出让方,新能源场站为受让方,出让方按照申报的出让电价排序,价高者优先,形成出让方电量—电价曲线。价格相同时,按照节能发电调度原则,按煤耗高的机组优先于煤耗低的机组排序。受让方申报代发电价,按照代发电价排序,价低者优先,形成受让方电量—电价曲线。根据达成的日前发电合同转让交易,修正日前发电计划,得到日内执行的各类机组发电机组曲线。日前发电合同转让示意图如图2所示。

在结算方面,火电按合约电量(包括基数电量与市场电量)、合约电价与购电方结算;与新能源开展的日前发电合同转让部分,按转让电量和转让出清电价与新能源发电企业进行结算。新能源发电量中除日前发电合同转让外,其余部分根据优先发电、市场交易等不同类别分别与购电方结算。

图2 日前发电合同转让示意图
Fig.2 Illustration of day-ahead contract trading

日前发电合同转让与调峰辅助服务市场机制有一定的相似性,但功能定位、市场效率等方面有一定差异。日前发电合同转让主要定位于电量交易,根据日前滚动更新的新能源预测,组织富余新能源电量与火电之间开发发电交易,根据需要可以在日前以某个时间间隔频繁开展。从市场效率来看,日前发电合同转让的市场效率更高。

设火电与电网企业签订的合约电量为ET,合约电价为(为简化关系,这里暂不考虑火电自身参与交易的情况,认为火电合约电价即燃煤标杆电价),火电发电成本为;风电计划发电量为Ew,标杆上网电价为(为反映火电、风电、电网等各利益相关方之间的关系,这里风电标杆上网电价按燃煤标杆电价考虑,不考虑国家补贴部分)。

场景1:各类电源按发电计划发电,没有富余风电消纳需求,不发生合同转让、调峰辅助服务等交易。火电、风电、电网等各主体结算关系如图3所示。

图3 场景1各相关方结算关系
Fig.3 Settlement relationship of related parties in scenario 1

火电、风电收益及电网购电成本分别如下:

火电收益

风电收益

电网购电成本

场景2:有富余风电消纳需求,火电与风电进行日前发电合同转让,促进富余风电消纳。

某一时刻风电富余电量为,风电受让电价为,火电出让电价为

火电、风电、电网等各主体结算关系如图4所示。

图4 场景2各相关方结算关系
Fig.4 Settlement relationship of related parties in scenario 2

火电、风电收益及电网购电成本分别如下:

火电收益

风电收益

电网购电成本

对比场景1与场景2,在日前发电合同转让情形下(场景2),火电和风电新增收益与电网新增购电成本分别如下:

式中:为火电新增收益;为风电新增收益;ΔQgd为电网新增购电成本。

场景2与场景1相比,电网新增购电成本为0,主要是发电侧的利益重新分配。从各变量大小关系来看,一般而言,,即火电出让电价低于火电自身发电成本,火电企业才有积极性为其他发电品种腾出发电空间。从而ΔQT>0,ΔQw>0,即火电与风电根据市场供需形势与各自成本收益考量,开展发电合同转让,各自收益都有所增加,实现了共赢。

场景3:有富余风电消纳需求,基于调峰辅助服务机制,促进富余风电消纳。

某一时刻风电富余电量为,火电深度调峰补偿价格为,元/kWh。

火电、风电、电网等各主体结算关系如图5所示。

图5 场景3各相关方结算关系
Fig.5 Settlement relationship of related parties in scenario 3

火电、风电收益及电网购电成本分别如下:

火电收益

其中,

式中:为火电电量参与分摊深度调峰辅助服务的费用;αT为火电电量分摊调峰服务费用的比例,根据各地辅助服务规则的不同而不同。大部分省份要求火电电量参与深度调峰辅助服务费用分摊,其中有些省份要求全部火电发电电量参与分摊,有些省份则规定未参加深度调峰的火电发电电量参与分摊。也有个别省份不要求火电电量参与分摊。

风电收益

其中,

式中:为风电电量参与分摊深度调峰辅助服务的费用;αw为风电电量分摊调峰服务费用的比例,分摊规则由各地辅助服务规则决定。如前所述,有些省份要求风电与火电共同参与分摊,有些省份则要求由需要调峰的风电独自承担所有分摊费用。

电网购电成本

对比风火正常发电场景与火电在调峰辅助服务机制下深度调峰促进风电消纳两种情形,各火电、风电增量收益与电网新增购电成本如下:

可见,调峰辅助服务机制下,电网新增购电成本也为0,与场景2相同,主要是发电侧的利益重新分配。场景3中,火电收益、风电收益的变化情况取决于各地对风电、火电电量参与深度调峰分摊规则的规定。根据规则的不同,可能出现风电新增收益为负,或火电新增收益为负的情况。例如,若风电独自承担调峰费用,则

由于调峰补偿价格一般高于燃煤标杆电价,因此

对于火电分摊也有类似问题,尤其是若火电新增收益为负,则表明火电并没有因为提供更多的灵活性而获得相应的补偿,有失公允。即便是由参与深度调峰火电机组获得补偿,未参与深度调峰的火电机组分摊,这种多消纳风电的方式也与市场中责权利对等的原则有所不符。

相比而言,发电合同转让是风电以较低的价格获取火电发电空间,相当于降低了风电发电价格,但提升风电消纳量,符合市场化方式促进新能源消纳的基本思路。

2.4 基于日前预挂牌的电力平衡机制设计

按“日前竞价、实时调用”原则,日前发电计划确定后,通过预挂牌方式确定实时上调机组调用次序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照减发价格由高到低排序)。实时运行过程中,当系统实际用电需求与系统日前发电计划存在偏差时,按照价格优先原则调用相应机组增发电量或减发电量,保障系统实时平衡。其余机组按日前制定的发电计划曲线发电。其中,预挂牌机组主要是有调节能力的火电机组,根据需求侧参与系统平衡的积极程度,也可以适时引入需求侧调节资源参与报价[15]。基数电量与市场化电量部分都可以提供上调和下调服务。优先采用市场化电量部分。系统偏差主要来自于负荷预测偏差、新能源出力预测偏差以及发电机组自身原因带来的出力偏差。

在结算方面,根据实际上网电量与月度优先发电和基数电量的偏差量,按照预挂牌价格结算其提供上调或下调服务的费用。

图6 基于日前预挂牌的电力平衡机制示意图
Fig.6 Illustration of day-ahead power listing transaction based power balance mechanism

目前中国调峰辅助服务市场以下调调峰为主,尚没有上调调峰的交易产品。这里基于日前预挂牌的电力平衡机制既可以为系统提供上调服务产品,也可以提供下调服务产品。与此同时,市场效率也更高,原理同日前发电权转让与调峰服务市场机制的市场效率比较。

新能源消纳的短期交易机制是本文方案设计区别于新能源富集地区现有新能源消纳机制的主要部分,也是本方案的核心。这里需要指出的是,发电合同转让、预挂牌等做法已经在《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》《电力中长期交易基本规则(暂行)》中有所提及,前者主要在月度开展,作为南方电网促进水电消纳的交易方式,后者主要作为中长期合同执行偏差的处理方式,在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。这些方式虽不是新做法,但在促进中国新能源消纳中尚无应用。考虑新能源发电越接近实时预测精度越高,从而更适合短期交易的特点,在没有现货市场的情况下,可以考虑将发电合同转让、预挂牌等电力交易与平衡的市场化手段放到日前开展,丰富短期交易和电力平衡的开展方式,促进新能源多发满发。

3 结论与建议

本文在分析市场过渡期中国新能源消纳模式、机制现状及存在问题的基础上,针对新能源出力波动性对电力系统短期运行灵活性的需求,对日前发电合同转让、基于日前预挂牌的电力平衡机制等促进新能源消纳的短期交易机制进行了探讨。研究表明,在日前发电合同转让、预挂牌等机制下,火电与风电根据市场供需形势与各自成本收益考量,开展相应交易,可以实现共赢,是市场过渡期促进中国新能源消纳的有益方式。

未来还需要结合中国电力市场建设情况,完善用户侧提升系统灵活性的短期交易机制、与各类交易相衔接的结算机制等。在电力市场过渡期,新能源消纳机制的作用发挥还需要完善以下配套机制:

1)取消发电企业电量考核,加大企业经营经济效益考核,激励发电企业积极利用发电合同转让、预挂牌合同偏差调整等市场手段,在实现企业效益最大化的同时,促进新能源消纳。

2)适应市场方向,完善新能源补贴政策。国际上新能源发展较典型的国家已经普遍将原来的固定上网电价转变为市场电价+溢价的模式,实现新能源价、补分离,推动新能源参与市场。为适应电力市场化改革,中国下一步也应当及时调整新能源补贴政策,实现价、补分离,推动新能源参与电力市场。

3)加强新能源功率预测,提高新能源功率预测水平,提高新能源发电参与市场的能力。功率预测技术是新能源参与电力市场的基本技术手段。准确的新能源功率预测有助于减少新能源支付的发电偏差考核费用,增加新能源发电的收益。

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Science and Technology Foundation of SGCC ‘Research on Market Mechanism to Facilitate High Penetration Renewable Energy Integration’(SGHAJY00GHJS1700018).

Design of Short-term Renewable Energy Integration Mechanism in the Electricity Market Transition Period

WANG Caixia1, LEI Xuejiao1, LIU Lihua2, LI Qionghui1, LI Ziqian1
(1. State Grid Energy Research Institute Co., Ltd., Changping District, Beijing 102209, China;2. State Grid Corporation of China, Xicheng District, Beijing 100031, China)

Abstract:Renewable energy integration became an increasingly critical issue in China. The new round of electricity market reform provides new opportunities to alleviate the renewable energy integration problem. This paper focuses on the integration mechanism of renewable energy in the electricity market transition period. The market participation mode as well as the current situation of market mechanisms in integrating renewable energy are analyzed first. Then the improved market mechanism design is proposed, which facilitates renewable energy integration. Finally, supporting mechanisms and technologies for the market integration of renewable energy are proposed,which includes elimination of power generation evaluation of power generation companies and encouragement of economics evaluation, adjustment of renewable energy subsidy policies, and improvement of renewable energy forecast technology.

Keywords:renewable energy; integration; market mechanism;wind energy curtailment; solar energy curtailment


王彩霞

作者简介:

王彩霞(1985),女,博士,高级工程师,从事新能源政策、新能源参与电力市场机制设计、高比例新能源电力系统运行分析等研究工作,E-mail:wangcaixia_sgeri@126.com。

雷雪姣(1986),女,博士,高级工程师,从事新能源参与电力市场机制设计、高比例新能源电力系统调度运行等研究工作。

刘力华(1984),男,博士,高级工程师,从事电力系统调度运行、发电计划制定、电力市场建设等研究工作。

(责任编辑 赵杨)

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