深度文章｜甘肃电力现货市场双边交易机制设计

文章导读

甘肃是典型的高比例新能源电网，作为国内首批电力现货市场建设试点之一，在起步阶段建立了考虑新能源参与的发电侧单边现货市场机制，截止目前已完成3次结算试运行。但由于单边市场模式下现货价格现阶段无法传导至用户侧，一定程度上制约了甘肃新能源消纳的市场潜力。本文在分析甘肃省新能源市场化消纳现状基础上，重点提出发电侧和用户侧双边参与的现货交易机制，以激励用户形成对新能源消纳友好的用电曲线，提高新能源消纳能力，为完善高比例新能源地区现货市场机制提供参考。

（来源：全球能源互联网期刊 作者：陈振寰1，杨春祥1，张柏林1，韩杰1，杨迎2，张天宇2，陈雨果2）

（1.国网甘肃省电力公司；2.北京清能互联科技有限公司）

摘要

高比例风光新能源地区日益增长的新能源装机带来新能源消纳压力巨大。电力现货市场能够通过分时价格信号，实时反映电力供需情况，引导用户负荷移峰填谷，提升新能源消纳水平。甘肃省作为中国首批现货试点省份之一，在起步阶段设计了考虑新能源参与的发电侧单边现货市场方案，但由于现货价格现阶段无法传导至用户侧，导致用户侧难以根据现货市场形成的价格信号调整用电需求，一定程度上制约了新能源消纳的市场潜力。文章着眼于改进甘肃现有的现货市场机制，在分析甘肃省新能源市场化消纳现状基础上，重点提出发电侧和用户侧双边参与的现货交易机制，包括组织方式、出清机制、结算机制等。通过算例对单边模式和双边模式下现货市场出清结果进行对比分析，结果表明，用户侧参与现货市场交易有利于激励用户主动消纳新能源，形成对新能源消纳友好的用电曲线，提高新能源消纳能力，为完善高比例新能源地区现货市场机制提供参考。

关键词 :电力现货市场；高比例新能源；新能源消纳；用户侧；双边交易；节点电价

0 引言

截至2019年底，全国并网风电装机容量达到21 005万kW，同比增长了14.0%；并网太阳能发电装机容量达20 468万kW，同比增长了17.4%[1]。新能源高速发展的同时，保证新能源发电设备利用率和减少弃风、弃光的压力巨大。电力现货市场价格信号是实现发用两侧充分互动、促进高比例新能源消纳的一种重要激励，随着中国新一轮电力体制改革和现货市场建设试点的开展，将为市场化大规模消纳新能源提供新的途径[2]。甘肃省位于新能源发电的主产区，风电和太阳能发电产业发展迅猛，截至2020年5月底，甘肃风电装机达1 312.19万kW，光伏发电装机达925.11万kW，新能源装机占比达到42.3%，新能源装机超过火电成为省内电力系统第一大能源。但受本地消纳空间有限、跨区输送通道和调峰能力不足的约束，甘肃也是弃电现象最严重的地区之一。2019年甘肃弃风率为7.6%，弃光率为4%，弃电率仅次于西北五省（区）中的新疆。甘肃省作为中国首批现货市场试点省份之一，也在积极探索促进新能源消纳的现货市场体系，建立了新能源参与的的现货市场机制，并在2018年底启动了现货市场试运行，截止目前甘肃已完成3次结算试运行。

甘肃电力现货市场包括日前市场和实时市场，市场初期采用发电侧单边集中竞争模式，市场主体包括火电机组、水电机组和新能源场站[3]。新能源通过与火电机组同台竞争，能够以较低的边际成本优先获得市场出清，实现对火电机组的发电权替代。用户侧暂不参与现货交易，其用电价格按照签订的中长期合约价格结算。该方式下，电力现货市场价格信号难以有效传导至用户侧，限制了电力需求价格弹性的释放。

电力负荷大部分具备一定调节能力[4-8]，其中电解铝可调节能力10%～25%，矿热炉10%～20%，多晶硅5%～19%。蓄电池、蓄热、蓄冷设备以及自备机组具有更大灵活调节能力，分布式负荷通过聚合控制方式，具备较强的调节能力和移峰潜力。因此，若允许用户侧参与电力现货交易，新能源低边际成本的优势将有利于引导“荷随源动”，拓展新能源消纳空间。从国际经验来看，绝大部分典型电力市场，如美国PJM电力市场、北欧电力市场和英国电力市场均采用了发用侧双边报价的现货市场模式[9-10]。在中国，南方（以广东起步）电力现货市场，考虑用户侧决策能力的问题，先期采用用户侧只报量不报价的模式，后期采用用户侧报量报价的模式[11-12]。此外，为了培育用户的市场化意识，2020年3月21日甘肃省启动了需求侧辅助服务市场，为下一步开展电力现货双边市场打下了一定基础。

本文首先分析甘肃高比例新能源消纳面临的挑战，介绍新能源参与现货市场的机制、新能源中长期交易与现货交易的衔接方式、新能源政策与电力市场的衔接方式，并针对新能源市场化消纳矛盾，提出了甘肃现货市场机制改进建议，设计了以发用电双侧共同参与为主要特点的甘肃二期电力现货市场机制方案，重点阐述了市场组织方式、出清模型、价格机制和结算机制，并通过算例模拟分析用户侧参与现货交易对新能源消纳的促进作用，为其他高比例风光新能源电力现货市场机制提供参考。

1 甘肃高比例新能源消纳面临的挑战

中国风光新能源主要集中于西北地区，新能源装机近年来一直保持着高速发展的形势，对推进中国能源清洁低碳转型发展具有重要作用。甘肃省近年来在新能源装机逐年增长的同时，高比例新能源消纳难度越来越大，面临的主要挑战如下。

1）新能源装机容量大，本地电力需求不足，且快速启停调节机组较少。目前，甘肃电网新能源装机容量超过2200万kW，2019年调度口径用电最大负荷1551万kW，装机容量远超用电负荷。同时，省内快速调节电源装机容量不足。在大风日，全电网发电出力严重富余；小风日，全网备用不足。一日内，中午光伏大发时段，发电出力富余，负荷高峰时段发电出力不足。新能源占比过高导致发电出力充分表现出“高电力、低电量”的矛盾局面。因此，电力现货市场的机制设计应尽量挖掘本地电力用户的需求，通过价格传导机制释放现货红利，激励用电企业主动提升用电需求。

2）高占比新能源电网需要更多灵活性资源。风电和光伏发电的随机性、波动性、间歇性，带来了电力系统运行的不确定性，需要大量的灵活性资源进行调节[13]。灵活性资源可来源于供给侧，也可来自需求侧[14]，通过适当的辅助服务机制，对各类灵活性资源给予补偿，能够充分调动现有灵活性资源潜力；或者构建市场准入范围更大现货市场[15]，将各类市场主体纳入现货竞争机制，形成发、用两侧互动竞争机制，提高系统灵活性，进而促进新能源消纳。

3）电源与负荷空间分布不匹配。甘肃省河西地区新能源富集，而河东地区是负荷集中地。河西地区送出通道能力有限，且为支援新疆和甘肃新能源送出的共用通道，是疆电外送的关键路径，极易造成河西断面以西新能源外送受阻[16]。主网架还存在多处输电阻塞区域，阻塞断面主要集中在新能源上网地区和小水电集中送出地区。综上，甘肃电网的受限断面较多，外送电阻塞较为严重，新能源消纳困难。因此，亟需通过需要形成能够真实反映电力供需分区域、分时段的平衡价格信号，引导电源与负荷在时空上的合理、均衡分布。

2 新能源市场化消纳现状

2.1 新能源参与现货市场的机制

甘肃电力现货市场在日前、实时以发电侧单边、全电量集中竞价的方式开展，新能源可直接参与省内现货市场交易。考虑现有新能源消纳保障机制以及政策，新能源特许权及扶贫机组在现货市场作为价格接受者参与日前现货市场，即只申报次日96点出力预测曲线，在现货市场中优先出清、优先消纳；剩余新能源场站则以“报量报价”的方式参与日前现货市场，同火电机组集中竞价，调度机构以全网购电成本最小化为目标统一出清新能源的中标出力曲线。考虑到新能源发电的不确定性，甘肃现货市场设计了新能源实时市场二次报价机制：新能源场站在实时市场申报超短期发电预测曲线的同时，允许新能源场站（除特许权及扶贫机组）依据超短期发电预测修改报价。若省内现货市场出清后，仍存在弃风弃光电量时，新能源场站可参与跨区域省间富余可再生能源电力交易。

甘肃目前采用了分区电价机制，参与现货市场的新能源场站以所在区域的分区电价作为现货市场结算价格。电价分区包括河西和河东两个区域，各分区以分区内所有节点的节点边际电价最大值作为该分区的分区电价。

2.2 新能源中长期交易与现货交易衔接

甘肃电力现货交易采用的是“集中式”市场模式，中长期交易以差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式，即中长期合同电量不做实物交割，仅作为金融结算的依据。

在甘肃目前的现货市场中，若发电机组在中长期交易组织过程中已约定曲线的，则约定的曲线作为中长期交易分解曲线；发电机组在中长期交易组织过程中未约定曲线的，可根据省内保障性发电量、省间交易电量和省内中长期市场化交易电量分解结果，依据提前发布的运行日系统负荷预测、联络线外送计划、火电必开机组信息、新能源及火电中长期接纳空间，自主申报运行日中长期交易分解电量和曲线，调度机构依据运行日不同能源类型中长期接纳空间，对申报的中长期交易分解曲线进行合理化校验。

在市场结算时，中长期交易电量按照合同约定价格结算，日前出清曲线与中长期结算曲线之间的偏差电量按照日前现货价格结算，机组实际执行量与日前出清曲线之间的偏差电量按照实时市场价格结算。

2.3 新能源政策与电力市场的衔接

2.3.1 全额保障性收购政策

可再生能源发电全额保障性收购是指电网公司根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量，确保可再生能源优先发电。对于甘肃这种高比例风光新能源地区，所有新能源发电全部由电网公司收购存在困难且不利于电力市场的开展。因此，对于纳入优先发电规模的风电和太阳能发电量主要通过三种途径进行消纳，首先是通过国家指令性和政府间协议进行跨区跨省交易，新能源外送价格由政府间协商确定；其次是由各省级能源主管部门确定剩余可再生能源发电能力，以及消纳责任权重，电网公司将按照政府定价收购，确保可再生能源的基本消纳及其相关权益；最后符合市场准入条件的发电企业可以参与市场化交易，超出保障性电量的增量发电量通过市场化方式形成价格。

2.3.2 可再生能源电力消纳保障机制

可再生能源发电在电力能源消费过程中一直处于劣势，考虑其发电随机的特性，使得其出力稳定性较常规电源更差，会出现电网企业为保证电网安全稳定运行而选择弃风弃光弃水，可再生能源上网电量难以得到保障。为此，2019年5月10日国家发改委、国家能源局提出建立可再生能源电力消纳保障机制（发改能源〔2019〕807号），明确可再生能源配额制的具体实施机制，按省级行政区域对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，包括电网在内的售电公司、参与批发市场的电力用户和有自备电厂的企业作为承担消纳责任的市场主体接受考核。

通过采取强制性政策手段使可再生能源发电量达到一个有保障的最低水平，实现可再生能源发电在电力消费中的占比目标。可再生能源电力消纳责任权重，明确了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，并可通过向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量和自愿认购可再生能源绿色电力证书的补充（替代）方式完成消纳量。

2.4 现货市场机制改进建议

甘肃现货市场已进入结算试运行阶段，然而起步阶段设计的市场机制中，仅为发电侧单边市场，用户侧依旧沿用原来的结算方式，并未参与现货市场交易之中。甘肃已于2019年9月、11月开展了两次7天结算试运行，2020年4月在全国率先完成整月结算试运行。新能源发电作为甘肃省第一大电源，也是现货市场的主要交易单元，由市场运营机构根据新能源短期发电预测曲线代理分解的中长期结算曲线，由于发电月准确度较低，使得新能源在现货市场结算中出现较大负电费。以最近一次整月结算试运行结果为例，风光新能源日前现货负电费约1770万元，实时现货负电费高达23 230万元。现货市场出清充分考虑新能源短期和超短期发电预测，增加了新能源出力，但是由于偏差结算机制导致部分新能源场站出现亏损，极大地影响了市场参与的积极性。因此，建议甘肃电力现货市场后续扩大市场准入范围，将电力用户纳入现货竞争体系，形成发、用两侧互动，双边集中竞价的现货市场竞争机制，激发市场用户消纳新能源的积极性。

目前甘肃采用的分区电价机制以固定分区的方式确定价区，不能体现系统负荷方式、潮流变化引起的分区内部的阻塞状况、价格区域变动等。另外，当固定分区内部发生阻塞时，整个分区内的市场成员将一起承担机组出力再调度的成本，这对分区内大部分的市场成员不公平。因此，有必要在甘肃目前的电价基础上，建立更加精确反映阻塞情况的节点电价机制，准确反映不同空间的电力供需关系，促进新能源就地消纳，减轻电网阻塞和弃风、弃光问题。为此，建议甘肃电力现货市场基于现有的分区电价机制，逐步细化建立节点电价机制，引导合理用电及高效投资规划。

在与中长期交易的衔接机制方面，引入用户侧参与现货市场后，也需要对其中长期合约电量进行日内分解，并根据中长期电量分解情况进行现货市场的偏差结算。中长期合约分解曲线关系到发用电双方费用结算情况，影响着市场主体参与现货市场的积极性，对于市场主体在中长期交易组织过程中未约定曲线的情况，不能沿用由发电机组单方面申报的机制。为保证交易双方的平等性，当遇到未约定中长期交易曲线的情况时，应由发电机组和对应的市场用户共同协商确定中长期曲线分解方式。

目前，尚未出台相关政策对配额制与电力市场交易体系的衔接进行详细规定，但根据相关学者的研究可以推断[17-18]，未来对于绑定了可再生能源环境价值的市场交易，成交电量可计入需求方的消纳量，例如与可再生能源发电商签订的固定电价收购电量、跨省跨区可再生能源电力交易电量、可再生能源市场交易电量等。为实现可再生能源发电在电力消费中的占比目标，对于纳入可再生能源消纳量的中长期交易合约电量，应在现货市场中保证物理执行，将可再生能源电力消纳责任权重作为现货市场开展的物理边界条件。

3 甘肃双边现货市场机制设计

针对目前发电侧单边参与的现货市场机制存在问题，立足甘肃高比例风光新能源的特性，提出发用侧双边参与的现货市场机制，市场初期用户侧以“报量不报价”方式参与市场出清，作为价格接受者进入现货市场，以现货价格对用电曲线进行偏差结算；并基于现有的分区电价机制，建立更加细化的节点电价机制。