有利于新能源消纳的电力现货市场如何设计？

由于新能源的地域禀赋差异性、间歇性和不可预测性，不断增加的新能源会给电网的安全运行和社会用电成本带来严峻挑战。如果没有细致的、全面的规划和市场规则设计，大量的新能源并网很可能导致所谓的“不可能三角”——价格低廉、稳定供给和清洁环保之间的矛盾加剧。

正是由于高比例新能源是电力系统低碳化的必然导向，而高比例新能源又会对用电成本和可靠性带来冲击，电力系统的深化改革和电力市场设计就必须综合考虑各种因素，避免“创口贴”式的改革——我国既要设计有利于新能源消纳的现货市场规则 , 又要提供新能源健全发展的政策和电网规划，同时，也要实行输配电定价机制方面的改革。

（来源：微信公众号“能研慧道” ID：NYHDspic 本文作者：何爱民 系加拿大安大略省独立电力系统运营公司高级经济师。）

几年前，部分学者开始质疑现有的现货市场设计是否已经过时。其中讨论最多的，是在补贴扶植下的新能源快速增长的情况中，90 年代设计的以煤电为主的现货市场规则是否为传统电源（包括煤、气和核电）提供了一个可靠的市场信号，电力系统安全是否已经恶化。波利特等认为，在最初阶段，市场竞争是市场设计的首要目标。但是在现阶段，现货市场的目标却一分为三——市场竞争、能源安全和低碳化。

在过去的十几年，世界各国的电力现货市场都经历了一个快速调整的过程，展示了极强的适应性和韧性。电力现货市场非但没有成为新能源消纳的障碍，反而极大地帮助了新能源的消纳，展示了比纵向一体化的电力系统更具有成本效益和更便捷的消纳能力。

01

适应高比例新能源的

现货市场设计

美国各州的市场情况为新能源的消纳和电力现货市场的关系提供了一个缩影。如图1所示，美国风力发电占比最大的十个州中，除了新墨西哥和科罗拉多州以外，其它八个州都位于区域现货市场之内。但是，在许多纵向一体化的州（主要是位于中西部的州，比如亚利桑那州和内华达州等），尽管风力资源非常丰富，但风力发电微乎其微。

一方面，因为公开、公平的市场准入条件和竞争措施，现货市场，尤其是大区域市场更有利于新能源的参与和消纳。另一方面，现货市场为新能源供应方与具有环保意识的用户之间建立了直接的桥梁，更有利于新能源的合约签订与开发。而且，许多现货市场为因应新能源政策而拓展或新增了许多有利于新能源消纳的产品和服务，进一步鼓励了技术创新和应用。许多市场因此在促进新能源消纳的同时，也进一步提高了系统可靠性。具体来看，在过去的十几年中，国外的电力现货市场采取了如下几个有利于新能源消纳的主要措施。

不断扩大的区域市场。毫无疑问，现货市场的地理范围越大，新能源波动对系统运行造成的冲击越小，越有益于新能源的消纳。据美国的MISO估计，其不断扩大范围的区域市场极大地帮助了各州的新能源的消纳，仅新能源消纳一项，就为市场成员每年节约了4-5亿美元。加州市场和SPP也于前几年扩展到其他附近几个州，而且还将在未来的几年内进一步扩大范围，以便进一步降低成员间的总体发电成本并促进新能源大范围的消纳。甚至，一直抗拒区域电力市场的美国东南部，目前也正朝着区域市场化方向发展，为降低成本和新能源发展创造条件。无独有偶，德国的高比例新能源（46.3%）和低弃风/弃光率（3%）也得益于一个统一的欧洲电力市场，让德国可以更方便地出口剩余的新能源电力。

采用或改进容量市场和稀缺定价。许多欧洲国家早年认为容量市场没有必要，因为双边合约机制自然会保障发电电源有足够的收入。但是，随着大量享受政府补贴的新能源进入现货市场，传统发电机组的市场份额和结算价格都受到挤压，因此无法获得足够维持生存的收入。而新能源的间歇性和不可预测性又增加了对辅助服务的需求，让绝大多数传统机组现阶段还不能退出市场。因此，建立类似于北美的容量市场便成为最优选择。

在过去的几年中，英国、意大利、波兰、西班牙、葡萄牙等国陆续建立了容量市场或容量补偿机制。其为传统机组提供了现货市场以外的收入，在保证系统可靠性的同时，反过来又更有利于新能源的扩展和消纳。稀缺定价是北美市场因应新能源压低现货市场价格而改进定价机制的一种重要方式。稀缺定价允许现货价格短时间内上升到很高的水平，为灵活、快速的资源提供有效的财务补偿，鼓励它们在供给紧张时快速提供电力电量或减少需求。北美目前主要的稀缺定价机制包括备用需求曲线、快速机组和可调负荷参与定价、约束惩罚因子、惩罚定价等等。

集中式新能源预测。国外的调度机构，尤其是集中式市场调度机构，通常都会对电网的新能源进行中短期预测，包括批发市场和分布式电源。

虽然新能源可以选择申报参与日前市场出清，但调度机构则完全依赖自己的集中预测来进行实时调度和出清。因为调度机构的集中式预测（尤其是对新能源的总量预测）通常比新能源发电企业的预测更为准确，新能源预测误差对电力系统和实时市场运营造成的影响比较小，短时间内出清系统都会尽量保存足够应对新能源不确定性的灵活性能力，避免了不必要的短时间弃电。因此，调度机构的集中式预测既保证了电力系统的可靠性，又有利于新能源的及时消纳。

滚动预出清和前瞻性多时段优化出清。近几年来， 滚动预出清和前瞻性实时出清（look-ahead Optimization）成了许多北美市场的“标配”。滚动预出清提前数小时，甚至数十个小时根据调度的新能源预测和参与主体的报价等约束条件优化出清，为市场提供指导性价格信号。

由于新能源的边际成本接近于零，再加上绿证收入和其他形式的补贴，它们的报价往往比传统电源低许多。在大多数情况下，尽管新能源也可能必须通过报价参与现货市场，但新能源往往得到优先调度，最终效果类似于我国目前的优先发电计划。

前瞻性多时段优化出清是指在实时出清时，市场和调度机构的出清软件会通盘考虑未来多个时段（一般是 1-2个小时）的新能源电量和负荷预测。尽管出清的目标函数是在几个时段内总成本最小化，但它却起到了有助于新能源消纳的作用。

例如，当调度机构预测到新能源在未来的几个时段会大量增加时，出清软件就会提前调降慢爬坡机组的出力，以便在新能源快速增加的时段，其他传统快速调节机组有足够的爬坡能力可以及时响应。因此，采用前瞻性多时段优化出清，避免了因为缺少灵活性资源而短时间内不得不采取的弃风弃光行为。

爬坡产品和灵活性备用。灵活性爬坡产品是指在市场出清的过程中，从传统电源预留部分爬坡能力（包括上爬坡和下爬坡），而灵活性备用是在预测到新能源出力可能很大时，增加30分钟备用要求。采用前者的有美国加州和MISO，采用后者的有加拿大安大略省。理论上讲，两种方式都可以适当应对因新能源预测误差而导致的爬坡能力不足。

值得注意的是，设立爬坡产品和灵活性备用机制的目的并不是为了利用爬坡产品或调用备用，而是为了利用价格信号保证有足够的、经济的传统机组同步在线，以便在新能源的预测误差太大时，有灵活性机组可以及时响应。两者要解决的问题是新能源的不可预测性，而不是其可以预测的波动性。

更短时段的跨区域交易和“ 协调交易出清”（Coordinated Transaction Scheduling）。北美区域或省间电力市场间的交易在早年都是按小时调度，类似于我国目前的跨省交易设计。近几年来，大多数市场间都实行了按15分钟调度，部分市场间甚至可以按5分钟调度（例如纽约和魁北克之间）。也就是说，两市场间的交易每15分钟可以有不同的成交量。由于新能源每小时的波动可以很大，每15分钟的市场间交易让新能源的波动可以在更大范围内消纳，从而降低对本地市场的消纳压力。

同时，为了降低跨区域交易商对电价预测的风险，部分市场采用了“协调交易出清”方式。在“协调交易出清”下，跨区域交易商只需向一个市场申报，交易机构便会根据自己的价格预测来出清两个市场间交易商的成交量，避免了交易商必须在两个市场同时申报并出清。这种出清方式有利于提高跨区域交易量，方便新能源跨区域流动。当然，“协调交易出清”的效果很大程度上有赖于交易机构价格预测的准确性。

更多的调频服务和需求响应。为抵消新能源波动对系统可靠性的冲击，几乎所有市场都增加了对调频服务的需求与调用。调频服务的增加降低了对场外调度的需求，让价格更真实地反应了市场的供需状况，反过来又更有利于新能源的消纳。

需求响应参与了电力市场几乎所有的交易产品，包括容量、能量、备用、调频等等。在北美市场，需求响应近几年起到了越来越重要的作用。更多的竞争参与主体不但降低了市场价格，当新能源波动较大时，需求响应提供的服务（比如负荷削减、备用调度等）也起到了抵消或减轻波动的作用，帮助了新能源的消纳。

当然，许多市场还采取其他市场改革措施来促进新能源的消纳。这些措施包括但不限于；允许新能源参与备用和调频市场、增加联合循环机组的灵活性、增加储能设施等等。目前，北美也在进一步探索对跨省跨州交易计算碳成本，对来自传统电源的“外来电”另外征收碳费。

02

适应消纳需求的

电网规划和新能源政策

除了改善现货市场设计以外，许多国家还在电网规划和新能源政策方面采取了诸多改进措施，一方面为了更快、更经济地消纳新能源，另一方面，为了尽可能地降低新能源的收购成本。

事实上，电网和电源的发展往往存在很强的互补性。一方面，新能源的快速渗透离不开电网的相应扩张。同时，电网的扩张又有利于减少甚至消除电网阻塞，充分利用现有可再生资源，减少弃风弃光。

电网规划。为应对更高比例新能源并网需求，北美过去几年将新增网线工程分为可靠性和政策性输电工程。可靠性输电工程是传统的、基于可靠性要求而建设的工程。政策性输电工程是为了满足新能源开发而必须新建的输电工程，可靠性和经济性并非主要考量。根据咨询公司Brattle集团的估算，美国电网的投资，从90年代的20亿美元/年，增加到近几年200亿美元/年。除了改善老旧的电网外，更多是为了新能源的开发与消纳。

电价政策。在新能源发展初期，部分国家或地区（比如德国和加拿大），采取了比较激进的、单一的平价上网政策。该政策虽然可以以最快的速度建设大量的新能源发电资源，但购买成本却往往非常昂贵。以加拿大安大略省为例，2009年的绿色能源法案和相应的法规以0.8加元/千瓦时（约4元人民币）收购光伏电量，并以0.135加元/千瓦时收购风电。高价政策吸引了大量的光伏和风电投资，但也导致了大量的“不平衡资金”（即合同价高于现货市场价的部分）。随后几年，安大略省逐步调低了上网电价并最终放弃了平价上网，改以竞标方式来购买大型风电资源。2016年最后一次招标成交价格约为0.08加元/千瓦时。到目前为止，对于除居民住宅太阳能沿用平价上网以外，大部分国家都采用公开招标方式购买较大规模的新能源电量。

绿证与碳市场。为鼓励新能源的开发，许多国家和地区设立了绿证和碳市场交易市场。绿证收入降低了对现货市场收入的依赖，有助于新能源与其他电源竞争。而碳市场则增加了传统电源的可变成本，相对性地改善新能源的竞争地位。两者皆有利于新能源的进一步发展和消纳。

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适应大范围平衡的

跨区交易输配电价

在电力市场成熟的国家，输电和配电通常是分开的，由不同的公司运作，或受不同的监管部门或监管机制的约束。高压输电的公共网络（在北美主要是115kV以上）是将电能从发电机组输送到配电公司和批发用户的主干线，而配电网则是将高压电流转换成低压电流供工商业和居民用户消费的支流。

高压输电网络是现货市场运行的主干网，输电费用通常只考虑电网本身的投资和运营成本（电厂的专用线和用户的专属变压器一般由该电厂或用户负责，不属电网费用）。输电费用也通常由同一控制区的用户承担（英国没有节点定价，因此电厂也承担部分输电费用，替代现货价中缺失的位置信号），或在不同控制区之间分摊，不再对跨区交易另外收取输电费用。

因为跨区输电线路主要是为受端用户提供可靠的供电，受端用户负有大部分财务责任。而且输电线路一旦建成，它的边际运营成本几乎为零。免除跨区交易商的公共网络输电费，既合理、也有利于促进跨区域交易和跨区域新能源消纳。

04

国外电力市场建设的启示

我国电力市场建设起步较晚，中长期交易和现货市场的运行也刚刚启动，还是有许多需要不断完善之处。同时，由于我国监管体系复杂，电力系统运行中市场与计划方式并存，新能源的发展和消纳目前主要还是通过计划手段来完成。

有必要做好大区域市场，甚至是全国统一电力市场的研究和建设。结合国际新能源消纳的先进经验和失败案例，我国在现货市场设计方面，应尽量扩大新能源的消纳范围，以降低的系统成本。在全国或大区域市场建立之前，电网和政府部门可以探索改革目前的五级调度体制，减少不必要的中间调度环节，缩短调度时间，增加跨省交易的灵活性和流动性。同时，各地的市场规则也要尽量协调一致，避免扭曲外送电和“外来电”的价格信号，从而导致无效的跨区域交易。

注重各市场规则细节设计，减少和消除不利于新能源消纳的障碍，并创造有利于消纳的条件。有条件的市场可以尽快引入前瞻式出清和需求响应，再建设容量市场和稀缺定价机制，最后适时引入爬坡产品或灵活性备用等其他措施。

有效的输电定价决定了区域市场和全国市场的成败。我国目前的输配电价定价机制没有区分输、配价格，同时还包括各种交叉补贴和基金，与国外成熟市场中比较单纯输电定价的方式有很大差别。目前进行的输配电成本监管是输电定价机制改革的一大步，但还不足以完全理顺各种成本和经济关系，不利于跨省交易和新能源的大范围消纳。

电力监管部门应该探索将公共网络成本与其他电网成本分开，避免将属于公共网络的跨省交易输电费与实际交易量挂钩，尤其是在负荷谷时段。像北美一样，通过降低甚至免除跨省交易输电费，可以促进有效的跨省交易和新能源的大范围消纳。

电网规划和新能源政策也有必要随着“双碳”的大目标而不断修正。鉴于我国新能源的资源禀赋差异，以及其天然的间歇性和不可预测性，大量的新能源必然对电网的运行和系统成本带来极大的冲击。因此，电网规划和新能源收购政策也必须适时调整。政府监管部门有必要对电网规划和新能源发展进行全面仿真研究，在充分利用现有电网资源的同时，建设必要的政策性输电工程，为新能源的大力开发与消纳提供物理支撑。