李長青

摘要∶本文通過實例分析了我國各個地區(qū)可再生能源中長期交易的現(xiàn)狀和存在問題，提出了如何利用可再生能源參加電力市場交易。

關(guān)鍵詞：電力現(xiàn)貨;可再生能源;中長期;交易分析

隨著我國電力市場體制改革的不斷深入和推進，越來越多的可再生能源企業(yè)被迫參與到電力市場化交易中去，以適應不斷發(fā)展和變化的電力行業(yè)市場格局。

1 可再生能源中長期交易存在的問題

目前，可再生能源在中長期的交易中主要存在以下幾個問題：1）可再生能源上網(wǎng)電量仍未能全額保障性收購;2）可再生能源行業(yè)市場競爭激烈，部分可再生能源的交易價格偏低;3）可再生能源的輔助服務負擔日益增加。下文就這幾個方面的問題對學生做一個詳細的分析。

1.1 可再生能源上網(wǎng)電量仍未能全額保障性收購

一方面，在一些地區(qū)，可再生能源保障利用小時數(shù)仍然比國家規(guī)定的時間要少。寧夏回族自治區(qū)2018年執(zhí)行的風電保障利用小時數(shù)僅為750～850 h，低于其國家規(guī)定的1850 h。另一重要的方面，可再生能源市場的交易規(guī)模及交易范圍在不斷擴大[1]。根據(jù)2019年12月19日國家發(fā)展和改革委員會組織召開的清潔能源消納月度例會上發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2019年1-11月，國網(wǎng)所轄區(qū)域清潔能源省間交易電量為4320 億kWh，同比增加4%;其中，可再生能源省間交易電量為809 億kWh，同比增長24%。同時，轄區(qū)的省內(nèi)大用戶直供交易達398 億kWh，同比增長60%;清潔能源替代電量為400 億kWh，其中，可再生能源為199 億kWh。2020年，隨著我國電力市場化改革的逐漸深入，全面放開經(jīng)營性的電力用戶發(fā)、用電計劃，以及在全國范圍內(nèi)的電力現(xiàn)貨市場經(jīng)濟試點全面運行，可再生能源市場交易規(guī)模和涉及區(qū)域也將進一步擴大。不過，電力現(xiàn)貨市場建設的全面提速，將對可再生能源非交易地區(qū)存量項目的全額保障性收購造成價格影響，進一步壓縮可再生能源企業(yè)的盈利空間。

1.2 可再生能源市場交易競爭激烈，部分可再生能源交易價格偏低

風電等可再生能源被普遍認為是一種邊際成本相對較低的能源，在市場競爭中只有低價參與交易。省內(nèi)大用戶直供電交易火電價格普遍高于可再生能源，未能很好地體現(xiàn)可再生資源發(fā)電的綠色經(jīng)濟價值。例如，在新疆，直供電、電采暖、可再生能源替代交易，平均結(jié)算價格僅為每兆瓦時30元至50元，而在內(nèi)蒙部分地區(qū)，超過1500的保障利用小時后，政府將以每兆瓦時55.7元電價格結(jié)算;甘肅省新能源裝機快速增加、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)不合理，嚴重限制了其自身的消納，在中長期交易中大幅讓價，再加上省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場的啟動，則會進一步加劇交易價格和交易電量的波動，壓縮可再生能源企業(yè)的盈利空間，增加經(jīng)營壓力。

1.3 可再生能源輔助服務費用 負擔越來越重

2019年，東北地區(qū)、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8省份在全國范圍內(nèi)開展了電力輔助服務市場體制改革試點?；鹆Πl(fā)電企業(yè)加快靈活性改造，具備了深度調(diào)峰的能力，在一定程度上緩解了風電的消納問題，但在調(diào)峰資源被充分挖掘后，可再生能源的消納問題還會出現(xiàn)，企業(yè)支出的輔助服務費用也會增加。比如在東北地區(qū)，88座火電廠中已經(jīng)有86座進行了靈活性改造，具備了有償調(diào)峰的能力。因此，在可再生能源的長期交易下，可再生能源企業(yè)不得不承受市場交易價格低和輔助服務費用高的雙重壓力。

2相關(guān)建議

針對可再生能源參與電力市場化交易，提出以下幾點建議∶

1）建議優(yōu)先保障可再生能源的保障性利用小時數(shù)，在完成保障性利用小時數(shù)基礎上，積極開展能夠提高機組發(fā)電小時數(shù)的各種交易。對于部分省內(nèi)大用戶直供電交易及煤改電供暖交易等純粹以讓利為目的的交易，應控制相應的交易規(guī)模。例如黑龍江省的大用戶直接供電交易及風電替代煤電供熱交易都設定了其相應的電費價格上限，即使參與也不能增加可再生能源企業(yè)的發(fā)電空間。

2）打破跨省壁壘，擴大區(qū)域內(nèi)交易規(guī)模。我國的電力資源與實際負荷在整體上呈現(xiàn)反向分布。西北地區(qū)等的可再生資源能源在本地的消納空間十分有限，各省的跨省跨區(qū)域交易價格，均遠遠高于其省內(nèi)的大用戶直供電交易價格，寧夏銀東直流部分外送價格至可以超過本地的火電標桿價格。優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行，促進省內(nèi)電網(wǎng)調(diào)峰資源的共享與互助;充分地依托大數(shù)據(jù)、人工智能等前沿技術(shù)，提高可再生能源企業(yè)電力預測系統(tǒng)的精度與準確性，加強可再生能源企業(yè)與電網(wǎng)調(diào)度信息的協(xié)同交流，建立一套可再生能源出力預測系統(tǒng)[2]。

3）完善調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則，合理分擔調(diào)峰輔助服務的費用。目前，各個區(qū)域的調(diào)峰輔助服務資源較少，調(diào)用的成本相對偏高，費用由可再生能源企業(yè)自行承擔或與核電分攤，并不利于可再生能源消納。建議進一步完善和優(yōu)化輔助服務市場規(guī)則，促進儲能、抽水蓄能、中斷負荷、需求側(cè)響應參與輔助服務市場，促進輔助服務市場的低成本發(fā)展。

4）建議立可再生能源容量電價補償機制，確?？稍偕茉茨軌蚍e極、健康的參與電力現(xiàn)貨市場。風電、光伏發(fā)電等可再生能源，不能像火電一樣靈活選擇參與電力現(xiàn)貨市場、調(diào)峰輔助服務市場、備用輔助服務市場，只能被動參與電力現(xiàn)貨市場。其建設成本也高于火電，應制定相應的容量補償辦法，確保可再生能源健康參與電力現(xiàn)貨市場。

3 結(jié)束語

結(jié)合上述的分析，本文針對可再生能源企業(yè)參與電力市場化交易的情況提出了幾點建議：1）優(yōu)先保障可再生能源的保障性收購小時數(shù)，在此基礎上開展能夠提高利用小時數(shù)的電力市場化的交易。2）打破跨省跨區(qū)域壁壘，擴大省外交易規(guī)模;3）完善調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則，合理分擔調(diào)峰輔助服務的費用;4）建立可再生能源容量電價補償機制，確?？稍偕茉吹慕】档貐⑴c到現(xiàn)貨電力市場中。

參考文獻：

[1]許爽，和軍梁，米晨旭，于仝.電力現(xiàn)貨市場背景下的可再生能源中長期交易分析[J].太陽能，2020（10）：19-25.

[2]曲明，丁濤，白佳文，賀元康，劉瑞豐，陳天恩.非水可再生能源電力消納責任權(quán)重劃分下的全國綠證中長期跨省交易測算分析[J].電網(wǎng)技術(shù)，2020，44（10）：3885-3894.

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