短期市场对促进新能源消纳至关重要

　　编者按：国网能源院新能源与统计研究所持续跟踪新能源调度运行与市场交易创新专题，开展了新能源调度运行分析与优化、新能源市场交易分析与评估、新能源政策对市场交易的影响、适应高比例新能源接入的电力市场建设等方向研究，实现从理论分析到落地应用的贯通。本专栏将围绕新能源调度运行和市场交易的国际经验、我国实践与成效、未来发展趋势等，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。

　　文章导读：目前我国新能源以保障性收购为主。与此同时，为促进新能源消纳，很多省区开展了新能源市场化交易探索，既包括开展大用户直接交易、发电权交易等中长期市场化交易，也建立了调峰辅助服务等短期市场。相比于中长期市场，短期市场能够更好的兼容新能源出力波动性与随机性的特点，对于促进新能源消纳具有重要作用。本文梳理了我国新能源参与市场现状，分析了亟待解决的问题，提出了近期新能源参与市场的发展趋势。

　　短期市场对促进新能源消纳至关重要

　　执笔人：雷雪姣、王彩霞、李梓仟

　　国网能源院新能源与统计研究所

　　1我国新能源参与市场现状

　　我国新能源以保障性收购为主。与此同时，为促进新能源消纳，很多省区开展了新能源市场化交易探索，主要包括开展新能源与大用户直接交易、新能源与火电发电权交易，建立调峰辅助服务市场等。

　　（1）新能源电力直接交易

　　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。2019年，青海、新疆、宁夏等省区开展新能源与大用户省内直接交易电量429千瓦时，同比增长55.3%。

　　（2）新能源发电权交易

　　新能源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，由新能源发电企业替代火电发电，同时给予火电企业一定经济补偿，补偿价格由双方自行商定。2019年，甘肃、新疆等省区完成新能源与自备电厂发电权交易电量142亿千瓦时，同比下降5.3%。

　　（3）调峰辅助服务市场

　　调峰是中国电力系统调度运行中特有的概念。国外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。截至2019年底，全国东北、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。2019年，通过调峰辅助服务市场机制驱动常规电源调峰多消纳新能源189亿千瓦时，同比增加80%。

　　2新能源参与市场机制亟待解决的问题

　　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，与国外“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外实时市场或者平衡市场。

　　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。与国外平衡市场相比，调峰辅助服务市场有以下不同：

　　一是平衡市场更有利于实现整体市场效率最优。国外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。

　　二是国外市场中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。

　　3我国新能源参与电力市场发展趋势

　　随着新能源发展规模的进一步增加，以及我国电力市场化改革的深入推进，未来新能源进入电力市场消纳是大势所趋。2019年12月，全国人大常委会执法检查组关于检查可再生能源法实施情况的报告提出结合电力体制改革，更多采用市场化手段统筹解决可再生能源消纳问题。相比于中长期市场，短期市场能够更好的兼容新能源出力波动性与随机性。近期，应重点针对促进新能源消纳的现货市场以及调峰辅助市场进行完善。

　　一是加快推进电力现货市场建设，通过现货市场发现实时电力价格，以反映火电机组、抽蓄、电化学储能、需求侧资源以及新能源等不同市场主体在电力系统平衡中的价值，激励各类灵活性资源调整日前、日内平衡偏差，以适应新能源出力波动性强、预测难度大、发电边际成本低的特点。不同省区根据新能源发展规模、保障性收购小时数情况、电力市场建设情况，推动新能源以报量报价或报量不报价方式参与市场。

　　二是完善电力辅助服务市场机制，激励各类资源提供系统调节能力。推动参与电力市场竞争并公平承担电力平衡责任。健全调频、备用等市场交易品种，鼓励具备调节能力的需求侧资源等新兴主体参与辅助服务市场，探索电力辅助服务费用向用户侧传导机制。