新能源参与省级电力现货市场的模式设计

2.3 浙江与PJM的新能源市场参与对比

表7简要利用风、光在浙江和PJM的一些现有数据，进行了初步对比。

表7 浙江与PJM的新能源市场参与对比

Table 7 Comparison of new energy market participation in Zhejiang and PJM

3 考虑新能源消纳的省级电力市场设计

在借鉴PJM新能源市场设计的基础上，基于浙江新能源发展以及现货市场建设进程，本文提出了新能源渐进式参与现货市场的3种方式及相应市场配套机制。

3.1 新能源参与现货市场的渐进式市场模式设计

3.1.1 现货市场初期延续现有新能源消纳模式

在省级现货市场发展初期，新能源依然延续现有市场参与及消纳模式。新能源企业暂不参与现货市场，鼓励其参与中长期场外双边合同市场。全额消纳收购新能源电量，采用标杆上网电价结算，在上网电价基础上获得一定的政府补贴。新能源发电企业的辅助服务部分仍基于“两个细则”进行考核结算。通过在现货市场出清环节扣除非水新能源的预测出力曲线，实现新能源的保障性收购机制与现货市场并行开展。

3.1.2 新能源以报量不报价形式参与现货市场的模式

新能源发电企业采用报量不报价的形式（即固定出力并且接受市场价格的形式）参与电力现货市场，以差价合约的形式参与中长期市场，逐步降低补贴力度。

3.1.3 新能源以报量报价形式参与现货市场的模式

随着光伏风电的规模扩大、设备及技术进步，以及税收政策的进一步向好，光伏、风电逐步实现平价上网，新能源发电企业采用报量报价的形式，与其他电源同等参与市场竞价、市场出清及调度运行，以差价合约的形式参与中长期市场。新能源发电企业参与市场交易不再以补贴形式进行激励，而是依靠自身微增成本低于其他能源发电企业的优势获得优先发电机会。

3.2 新能源参与现货市场的配套机制

3.2.1 建立市场外政府扶持体系

将市场运营与政府调控严格区分，相互配合建立融合市场竞争的新能源差价合同机制。一是政府确定补贴费用总量，通过竞争控制补贴电价水平。新能源发电企业可自愿选择参与竞争，申报合约电量、合约电价的分段报价曲线，按照报价由低到高，依次出清，直至补贴费用达到政府预设的补贴总量，采用统一边际定价方式，作为各新能源发电企业的合约电价，新能源发电企业每月自主分解确定每日的合约电力曲线。建立相应市场力检测与处理机制，避免市场成员行使市场力。二是现货市场与合约曲线偏差部分电量按照现货市场价格结算，实际发电量与调度指令间的偏差超出一定范围的予以偏差考核。通过统一出清与偏差考核，一方面增加现货市场资源优化比例，提高调度运行的灵活性；另一方面，通过经济手段，约束新能源发电企业做好出力预测以降低风险。

3.2.2 健全辅助服务市场

建立辅助服务市场，通过清晰、明确的市场品种设计，将市场主体从单一的电能商品回报模式进一步扩展为通过电能、辅助服务等多种商品的市场综合回报模式，调动常规电源协助消纳新能源发电的积极性。一是电能市场为市场主体提供基础的收益回报；二是调频、备用辅助市场为市场主体提供响应频率波动的快速调节能力、系统备用提供一定的收益回报。通过市场主体的不同回报模式，激励引导其在日前、实时不同调度环节提供相应的调节能力，以适应新能源的运行特性。

3.2.3 挖掘灵活可调节资源潜力

扩大电网中需求侧响应、虚拟电厂、抽水蓄能电站等灵活可调节资源的比例，规避新能源占比增加带来的波动性和不确定性，保证电网供电质量和可靠性。允许需求侧响应、虚拟电厂等进入现货电能市场以及备用、调频辅助服务市场，挖掘负荷侧资源对系统负荷波动的调节能力；在容量市场未建立之前，采用稀缺定价机制为电能、辅助服务定价，真实反映系统调节资源的紧缺程度，并且有助于该类资源的成本回收。尝试建立灵活调节服务市场，通过市场形式激励灵活可调节资源在短时间内提供快速爬坡、滑坡的灵活调节能力，应对新能源的反调峰特性和波动性带来的系统净负荷的短期快速变化。

3.2.4 引入日内市场，建立中长期到实时的持续交易机制

建立中长期到实时的持续交易机制，实现新能源发电出力的自主灵活调整，以适应新能源预测准确性随着运行时刻临近而逐步提升的运行特性。一是允许或提供多样的差价合约调整方式，包括差价合约双边交易、转让交易、挂牌交易等，实现合约曲线的灵活调整；二是新能源发电企业基于日前出力预测，参与日前市场，实现新能源消纳曲线的日前调整；三是新能源发电企业基于超短期出力预测，参与实时市场，实现新能源发电消纳曲线的日内调整。通过不同时间尺度上的市场交易机制，实现新能源发电企业的自主仓位调整。

4 算例分析

4.1 算例概述

基于浙江省电网的实际运行和报价模拟数据，考虑浙江省不同新能源发展程度，对新能源参与现货市场不同方式的市场出清及市场成员收益进行对比分析。采用浙江冬季运行数据，场景1是基于目前浙江省电源结构的市场场景，场景2是浙江新能源比例大幅提高的假设场景，其中新能源容量是场景1的20倍（容量占比提高至17.56%），新能源预测电力是场景1的20倍，各类能源占比如表8所示。系统负荷预测与场景1一致。2种场景暂未考虑风、光外送通道受阻因素。系统负荷如图3所示，其中系统净负荷指系统负荷减去外来电计划以及非风、光固定出力计划机组出力。

表8 场景1和场景2的发电类型占比

Table 8 Proportion of different generating types in scenarios 1 and 2

图3 系统负荷及净负荷

Fig.3 System load and net load

4.2 考虑新能源参与的现货市场出清算法

现货市场出清优化模型的目标函数为最小化基于报价的发电成本，其中发电成本包括出力运行成本、启动成本2部分。约束主要考虑系统平衡约束、系统备用约束、机组功率上下限约束、机组爬坡滑坡约束以及电网安全约束等[18-21]。

在考虑新能源以报量报价形式参与现货市场后，现货市场出清算法考虑原有约束基础上，需要修改新能源出力为优化变量，并增加考虑新能源出力曲线限值约束，即新能源中标出力不超过其申报的预测出力曲线。

4.3 浙江新能源以不同方式参与现货市场的对比

基于以上2种场景，针对如下3种参与方式进行优化出清量化对比分析。

方式1：新能源企业采用上网电价的方式结算；

方式2：新能源以报量不报价的形式参与现货市场；

方式3：新能源采用报量报价的形式参与现货市场，在该算例中，假设风、光机组的申报价格为0元/MWh。

4.3.1 新能源消纳量的对比

1）场景1下不同参与方式的消纳量对比。

如图4所示，场景1中，方式1对风、光机组的处理延续全额消纳的政策；方式2计算得到出清结果没有弃风弃光现象；方式3净负荷最低时刻，出现了风电出清电力未按照预测出力满发的情况。

2）场景2下不同参与方式的消纳量对比。

如图5所示，场景2中，方式1对风、光机组的处理延续全额消纳的政策；方式2按照新能源固定出力出清，但在负荷低谷部分时段松弛了固定出力约束，有弃风现象；方式3夜间负荷低谷和下午负荷小低谷时段，出现弃风弃光现象。

4.3.2 系统发电成本对比

统计场景1和场景2的系统发电成本，包括机组申报价格的启动成本、微增成本、空载成本。如表9所示，相比方式3，方式2即新能源以固定出力参与市场的情况下，系统调用了更贵的机组来帮助消纳新能源、预留系统备用，导致系统发电成本更高。

表9 系统发电成本对比

Table 9 System power generation cost comparison万元

4.3.3 市场出清价格及市场成员收入对比

场景1下不同参与方式的出清对比和市场成员收入对比如表10和表11所示。

图4 风、光出清电力对比（场景1）

Fig.4 Clearing power comparison of wind and solar energy（scenario 1）

图5 风、光出清电力对比（场景2）

Fig.5 Clearing power comparison of wind and solar energy（scenario 2）

表10 场景1不同参与方式下的市场出清均价

Table 10 Average clearing price under different participation methods of scenario 1元/MWh

表11 市场成员收入对比

Table 11 Income comparison of market participants万元

场景2下不同参与方式的出清对比和市场成员收入对比如表12和表13所示。

表12 场景2不同参与方式下的市场出清均价

Table 12 Average clearing price under different participation methods of scenario 2元/MWh

表13 市场成员收入对比

Table 13 Income comparison of market participants万元

4.3.4 对比结论

从场景2方式2的弃风可以看出，浙江风、光统调装机占比增加至17.56%的情况下，即使不考虑经济性因素以及风、光送出网络受阻因素，在当前案例负荷水平以及外来电水平情况下，系统无法完全消纳风电，这主要受到了系统负荷、外来电电力以及系统备用预留因素的影响。

在场景1与场景2中，方式3产生弃风弃光的时段都是净负荷低谷时刻，也是系统负备用紧张的时段。虽然风电机组报价低于其他机组报价，但若增加风、光机组出力，非风、光机组就需要减少出力或停机，由于后续时段高负荷的需求部分机组不能停机，并且风、光机组不作为备用机组，因此为了保障备用充裕，必须调用其他更贵的机组来提供备用，导致新能源机组成为边际机组。

新能源完全参与市场后，受负荷水平、供需情况等因素的影响，可能会成为边际机组，并且风、光机组出力可预测性差，增加了系统出清价格的波动性。新能源以固定出力形式参与市场能够最大化消纳新能源；新能源完全参与市场后，可能会导致弃风弃光的情况。弃风弃光并非唯一衡量市场运行的标准，如表9所示，相比新能源以固定出力参与市场，新能源完全参与市场后的系统发电成本更低，即社会整体效益更大，并且随着新能源占比的增加，完全参与市场的社会整体效益增加比例更高。新能源固定出力参与市场的方式抬高了市场电价，随着负荷侧参与市场的放开，为消纳新能源而带来的系统成本增加最终转移到市场用户侧。

5 结论

PJM实行新能源与其他类型机组平等参与市场的方式，经过多年运行，证明可以实现最大化利用新能源的目标。本文基于国际经验以及浙江新能源发展和现货市场建设现状，针对市场发展不同时期，提出了新能源渐进式参与现货市场的3种方式及相应市场配套机制。以浙江实际运行数据为算例，考虑目前新能源低占比以及未来新能源高占比2种场景，对比了不同市场参与方式下的新能源消纳量和系统发电成本。仿真结果表明，新能源同其他机组同等报量报价参与市场可能会产生弃风弃光现象，但是相比调用更贵资源帮助其全额消纳，该参与方式的系统发电成本更小，社会效益更大，也更能够体现市场的公平性。弃风弃光问题应更多依靠优化电源结构、增加灵活可调资源、增加需求响应资源的参与来解决。

无论PJM还是浙江，未来占比越来越高的风、光等新能源如何充分参与市场都是具有挑战性的课题，利用储能或几种相关能源聚合来转移削弱风、光发电的随机性，同时使其在未来具有快速、可预测、可控的能力，才能充分参与并发挥市场的调节能力，从而实现电力系统更高效更清洁的运行。随着浙江分布式光伏占比的继续提高，可进一步探索分布式新能源消纳及批发现货市场参与等方面的设计和研究。