深度｜丹麦新能源参与电力市场机制及对中国的启示

一方面，这种机制可以激励平衡责任主体保证其计划与量测的平衡;另一方面，现货市场价格与平衡价格之间的有限差别也说明高比例风电接入情况下的系统平衡成本也有限。其中，DK1与欧洲中部电网交流互联，互联范围更广，现货市场价格与平衡价格之间的差别比DK2更小。

需要特别说明的是，类似于其他欧洲国家[19-20]，丹麦参与电力市场的主体主要是平衡责任主体(balance responsible party，BRP)，发电商和用户必须通过注册的平衡责任主体参与电力市场。丹麦大约有40个注册的平衡责任主体，可进一步分为负荷平衡责任主体(LBR)、发电平衡责任主体(PBR)以及交易责任主体(traderesponsible)。其中，发电平衡责任主体大多数是发电公司，或者是一些发电机组的结合，也可以是一些小型发电的集成商。发电平衡责任主体代表其发电商在不同的市场上报价。负荷平衡责任主体多是集合了一些用户的电能交易公司，代表这些用户在不同的市场上报价。LBR的主要任务是为次日的用电制订计划。如果系统存在不平衡，平衡责任主体需要从TSO购买或出售平衡服务。在市场计划中，所有平衡责任主体向TSO提交每小时发电计划、交易及用电计划。在实时运行前1 h，TSO预测系统期望的不平衡，通过购买调节服务为保证系统的物理平衡做准备。在结算阶段，TSO购买调节电力的成本根据平衡责任主体的不平衡量和平衡电力价格分配至平衡责任主体。

3丹麦新能源市场交易方式与平衡机制

(1)在新能源参与市场竞争方面，新能源直接参与日前市场，以低边际成本优势获得优先发电权。新能源除了在市场收入之外获得政府给予的溢价补贴，在市场竞争中没有其他的特殊性。

丹麦日前市场按经济性最优原则确定机组发电计划，风电边际成本较低，在充分竞争市场机制下能够凭借其成本优势保证其优先调度。在获得基于市场出清电价的市场收入之外，新能源的度电发电量还可以获得政府提供的溢价补贴，一定程度上保证收益的稳定性。少部分新能源参与调节功率市场(也即平衡市场)提供下调备用服务。

风电启停成本低，下调出力灵活，有积极性在下调服务报价中报负电价，通过减少发电出力获得一定收入。根据丹麦电网公司估算[9]，2015年，风电参与调节功率市场的电量约占其总发电量的1.5%。

(2)在发电计划滚动方面，电网公司在月前、日前、日内逐步滚动评估系统逐时或每5min的电力平衡情况，尽可能将实时运行前由调节功率市场处置的减到最小。丹麦电网公司从实时运行日之前的28天就开始在综合考虑可用发电机组、联络线的预期电力交换、可再生能源最小发电和电力需求预测的基础上，评估运行日逐小时电力平衡情况，必要时通过调整机组检修计划等保证系统电力平衡。实时运行前1天至实时运行前1 h，丹麦电网公司根据更新的新能源预测信息、联络线电力交换、负荷预测等信息，评估运行日每5min的电力平衡情况，必要时通过调整机组检修计划、与邻国开展电力交易等保证系统电力平衡。

(3)在保证系统实时电力平衡方面，实时运行前1 h依靠调节功率市场调动各类资源参与系统调节的积极性，并通过一次、二处备用容量配置最终保证系统平衡。为满足系统频率要求和电力平衡，丹麦电网公司会提前在备用市场购买一定容量的一次、二次备用，其中一次备用是丹麦本地资源，二次备用主要是挪威的资源，通过与挪威互联的直流线路提供。这些备用在系统出现频率偏差时自动激活。除此之外，电网公司通过调节功率市场购置价格更低的调节资源。在系统需要时，优先调用调节功率。从调节功率市场的容量规模来讲，是丹麦最大一台发电机组或联络线容量(约为70万kW)，没有因为风电额外增加。由于丹麦实时运行前1 h风电的平均绝对误差约为风电装机容量的1%~2%(5万~10万kW)，小于丹麦最大一台发电机组或联络线的最大容量，丹麦没有因为风电额外增加三次备用容量规模。

从调节功率市场的激励机制来看，上调服务价格高于日前市场价格，下调服务价格低于日前市场价格，有效激励各类资源参与系统调节。发电侧和用电侧均可以提供上调和下调服务。以发电侧为例，对于上调服务，发电机增加出力的价格高于日前市场价格，因此机组有积极性提供上调服务;对于下调服务，由于发电机组已经在日前市场出售电力，若此时系统发电过剩，考虑下调服务价格低于日前市场价格，机组减少发电出力就相当于从市场中购入更为便宜的电力，可以赚取一定的利润，为机组提供下调服务提供很好的激励。从调节功率市场对调节资源的技术要求来看，调节资源必须在15min之内将发电或用电调整到电网公司要求的水平，激励调节资源增加自身灵活性。

通过不平衡结算将系统启用调节功率等的成本传导给造成系统不平衡的主体(如新能源)，促进市场主体减少自身造成的电力不平衡量。交易完成后，所有市场主体向电网公司提交每小时发电计划、交易及用电计划。在实时运行前1 h，电网公司通过购买调节服务为保证系统的物理平衡做准备。在结算阶段，电网公司购买调节电力的成本根据平衡责任主体的不平衡量和平衡电力价格分配至平衡责任主体。

4结论与建议

本文系统分析了丹麦新能源发展、新能源政策、电力市场概况以及新能源参与电力市场的主要机制。主要结论包括：(1)当前新能源发电成本仍然较高，新能源参与电力市场的情况下，在市场收入之外一般有固定补贴等政策收入，一定程度上保证新能源发电的收益。(2)新能源参与电力市场后，与其他市场主体一样参与电力市场报价，并且承担电力市场中的平衡责任。电力市场中的日前、日内市场组织，以及平衡市场安排等，为波动性较强的新能源发电提供了以较低边际成本优先发电的机会，也可以促使新能源利用更新的发电预测信息及时调整市场交易量，减少对系统带来的不平衡。同时，市场中对于不平衡电量的结算也一定程度上对新能源形成惩罚机制，激励新能源提高发电预测精度，降低对系统不平衡的影响。

结合中国新能源政策以及电力市场建设，对中国新能源消纳的市场机制提出建议：(1)完善新能源参与电力市场的相关政策，做好新能源政策与新能源参与电力市场的衔接。从国外新能源经验来看，可再生能源在运行阶段与常规电源一样参与电力市场，没有特殊的优惠政策。在市场之外，通过额外补贴等方式，保证新能源收益的稳定性。中国对集中式新能源采用固定上网电价政策，政策承诺期一般为20年，新能源发电参与电力市场后，如何保证对新能源政策的延续性是需要解决的关键问题之一。为缓解中国财政补贴压力较大的问题，近期中国也出台了绿证自愿交易制度。未来新能源参与电力市场需要综合考虑与固定上网电价、绿证交易等各类政策的衔接。(2)结合中国电力市场建设，进一步完善短期交易，并逐步建立现货市场，是促进新能源消纳的重要方面。从新能源出力的波动性和新能源发电预测的特点来看，新能源发电更适合参与短期交易和现货市场。近期，完善调峰辅助服务市场，探索采用日前预挂牌等方式的调峰辅助服务，在已有对深度调峰激励的基础上，也增加对机组提供上调服务的奖励，充分调动各类电源参与系统调节的积极性。同时随着中国发用电计划的放开，在现货市场建立之前，进一步探索多种短期交易方式，并加强调峰辅助服务，短期交易与中长期市场交易等的协调，提高市场整体效率。完善新能源跨省区交易机制，促进新能源在更大范围消纳。远期，建立现货市场，充分利用日前、日内、实时等多级市场的价格信号及相互协调，发挥市场中各类资源潜力消纳新能源。

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[20]

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，E-mail:wangcaixia@sgeri.sgcc.com.cn;

李梓仟(1990—)，男，硕士，工程师，从事新能源政策、新能源参与电力市场机制设计等研究，E-mail:

liziqian@sgeri.sgcc.com.cn;

李琼慧(1969—)，女，硕士，高级工程师(教授级)，从事能源与电力发展战略规划、新能源并网、能源产业政策等研究。E-mail:liqionghui@sgeri.sgcc.com.cn;

Kaare Sandholt(1954—)，男，硕士，高级工程师，国家可再生能源中心首席专家，从事能源政策、新能源并网与消纳、电力系统规划、电力改革等研究，E-mail:ks@cnrec.org.cn;

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，E-mail:leixuejiao@sgeri.sgcc.com.cn;

第9期王彩霞等：丹麦新能源参与电力市场机制及对中国的启示149

王江波(1985—)，男，博士，高级工程师，从事能源与电力发展战略规划、新能源并网等研究，E-mail:wangjiangbo@hn.sgcc.com.cn。