周子青，鄧 暉，房 樂(lè)，章 楓，徐程煒，徐立中

（1.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院（國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司電力市場(chǎng)仿真實(shí)驗(yàn)室），杭州 310014；2.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

當(dāng)今世界各國(guó)正面臨嚴(yán)峻的氣候變化和能源短缺問(wèn)題，發(fā)展可再生能源是能源低碳轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略核心，也是構(gòu)建能源供應(yīng)體系的重要一環(huán)。截至2020 年底，我國(guó)可再生能源發(fā)電總裝機(jī)容量9.34億kW，同比增長(zhǎng)約17.5%，占全部電力裝機(jī)的42.5%，其中風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)2.81億kW，光伏裝機(jī)容量達(dá)2.53億kW，居世界首位［1-2］。

在國(guó)家“雙碳”目標(biāo)指引下，我國(guó)新能源行業(yè)迎來(lái)新的機(jī)遇，大規(guī)模新能源將接入電網(wǎng)［3］。盡管在產(chǎn)業(yè)技術(shù)提升下新能源建設(shè)成本不斷下降，但國(guó)家政策性補(bǔ)貼的快速退坡使得新能源行業(yè)在成本回收與長(zhǎng)效發(fā)展等方面依舊面臨嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。習(xí)近平總書(shū)記在中央深改委第二十二次會(huì)議中提出“推進(jìn)適應(yīng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的電力市場(chǎng)機(jī)制建設(shè)，有序推動(dòng)新能源參與市場(chǎng)交易，發(fā)揮電力市場(chǎng)對(duì)能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的支撐作用”。通過(guò)參與電力市場(chǎng)，依托市場(chǎng)化手段促進(jìn)新能源消納和發(fā)展已成為共識(shí)。

我國(guó)電力市場(chǎng)化改革進(jìn)程迅猛，根據(jù)國(guó)家部委相關(guān)要求，國(guó)內(nèi)第一批八個(gè)現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)均已完成多輪結(jié)算試運(yùn)行，第二批六個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)建設(shè)正穩(wěn)步推進(jìn)。促進(jìn)新能源消納是我國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)的關(guān)鍵目標(biāo)之一，甘肅、山東采取新能源機(jī)組大部分以固定出力參與市場(chǎng)、剩余部分按報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的方式［3］。國(guó)外成熟電力市場(chǎng)對(duì)新能源市場(chǎng)交易機(jī)制進(jìn)行了不少探索與實(shí)踐，最主流的方式是采用強(qiáng)制性配額與固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制［4-6］。兩種方式均將新能源投入現(xiàn)貨市場(chǎng)與其他類(lèi)型能源同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)，其中強(qiáng)制性配額方式按市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算，并通過(guò)配額制出售綠色證書(shū)賺取額外收入，包括美國(guó)、澳洲、英國(guó)等國(guó)家；固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制按定期調(diào)整法的固定電價(jià)結(jié)算，并輔以政策補(bǔ)貼，包括日本和德國(guó)等歐盟國(guó)家。

目前浙江新能源暫未參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，其出力作現(xiàn)貨市場(chǎng)出清邊界，按實(shí)發(fā)電量與計(jì)劃指導(dǎo)電價(jià)疊加補(bǔ)貼進(jìn)行結(jié)算。為滿足“雙碳”目標(biāo)下國(guó)家能源低碳綠色轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略要求及建設(shè)新型電力系統(tǒng)的需要，未來(lái)浙江新能源裝機(jī)規(guī)模將持續(xù)大規(guī)模增長(zhǎng)，新能源如何參與現(xiàn)貨市場(chǎng)是浙江電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)面臨的關(guān)鍵問(wèn)題。

本文基于現(xiàn)階段浙江電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)、交易及結(jié)算規(guī)則［7］，模擬開(kāi)展新能源以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式參與現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)交易，對(duì)新能源參與電能量市場(chǎng)的出清進(jìn)行仿真模擬。對(duì)新能源在市場(chǎng)模式下和計(jì)劃模式下的收益進(jìn)行對(duì)比分析，探索新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的交易方式，為新能源參與電力市場(chǎng)的政策出臺(tái)及市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)提供參考。

1 浙江新能源發(fā)展情況

1.1 風(fēng)光資源稟賦

浙江太陽(yáng)能多年輻射量在1 170～1 375 kWh/m2，平均年太陽(yáng)能輻射量約1 230 kWh/m2，處于全國(guó)中等水平，全省年太陽(yáng)能輻射量的分布受地理緯度的影響不是十分顯著，而受地形影響較大，有著平原、盆地、海島輻射量較大，山區(qū)輻射量較小的分布特征。浙江風(fēng)速自沿海向內(nèi)陸遞減，沿海海域及沿岸地區(qū)風(fēng)能資源豐富，受土地資源等約束陸域面積較小，陸上風(fēng)電不具備大規(guī)模發(fā)展能力；全省具有開(kāi)發(fā)價(jià)值的海上風(fēng)電場(chǎng)基本分布在近海風(fēng)能區(qū)和沿海風(fēng)能帶，主要包括杭州灣南岸和寧波、臺(tái)州、溫州的沿海岸區(qū)，從海岸到近海20 m等深線以內(nèi)海域的海上風(fēng)電資源可開(kāi)發(fā)量約6 200萬(wàn)kW，技術(shù)可開(kāi)發(fā)量約為4 100萬(wàn)kW。

1.2 裝機(jī)電量結(jié)構(gòu)

截至2021年底，全省風(fēng)光新能源裝機(jī)共2 177萬(wàn)kW，光伏裝機(jī)達(dá)1 817萬(wàn)kW，占全省裝機(jī)容量15%以上，已成為僅次于煤電的第二大電源，其中分布式裝機(jī)1 458 萬(wàn)kW，規(guī)模位居全國(guó)第二?！笆奈濉逼陂g，浙江將持續(xù)大力發(fā)展新能源，實(shí)施“風(fēng)光倍增”工程，持續(xù)推進(jìn)分布式光伏發(fā)電應(yīng)用，積極發(fā)展建筑一體化光伏發(fā)電系統(tǒng)和“光伏+農(nóng)漁業(yè)”開(kāi)發(fā)模式，推進(jìn)海上風(fēng)電集中連片規(guī)?；_(kāi)發(fā)，打造“近海及深遠(yuǎn)海海上風(fēng)電應(yīng)用基地+海洋能+陸上產(chǎn)業(yè)基地”發(fā)展新模式。預(yù)計(jì)2025 年底，全省風(fēng)光新能源裝機(jī)將達(dá)到3 408萬(wàn)kW［8］。

2021年，浙江省風(fēng)電最大出力256萬(wàn)kW，年上網(wǎng)電量48.96 億kWh，光伏最大出力1 032 萬(wàn)kW，年上網(wǎng)電量154.57億kWh，風(fēng)光新能源年上網(wǎng)電量占全年總用電量的3.68%。

1.3 現(xiàn)行補(bǔ)貼政策

我國(guó)風(fēng)電、光伏分別于2009年和2011年根據(jù)地區(qū)資源稟賦劃分多級(jí)資源區(qū)，實(shí)現(xiàn)上網(wǎng)電價(jià)標(biāo)桿化，尤其是光伏上網(wǎng)電價(jià)，遠(yuǎn)高于同期燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)。由于國(guó)家新能源發(fā)展基金來(lái)源單一，新能源裝機(jī)呈現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)，補(bǔ)貼壓力日益沉重，核定標(biāo)桿電價(jià)一降再降，政策調(diào)整也愈發(fā)頻繁。截至目前，新能源上網(wǎng)電價(jià)改標(biāo)桿電價(jià)為指導(dǎo)價(jià)，陸上風(fēng)電與光伏現(xiàn)行指導(dǎo)價(jià)較新能源發(fā)展初期標(biāo)桿電價(jià)降幅明顯，僅海上風(fēng)電指導(dǎo)價(jià)相對(duì)較高，為0.75元/kWh。風(fēng)電、光伏歷年上網(wǎng)電價(jià)如圖1、圖2所示。

圖1 風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)變化

圖2 光伏上網(wǎng)電價(jià)變化

自2021年1月1日起，新核準(zhǔn)的集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目和陸上風(fēng)電項(xiàng)目全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)，國(guó)家不再補(bǔ)貼。

2 浙江電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易機(jī)制

中國(guó)地域遼闊，各試點(diǎn)結(jié)合地區(qū)經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展情況、資源稟賦、網(wǎng)源結(jié)構(gòu)、供需形勢(shì)、送受電情況等因素，因地制宜設(shè)計(jì)市場(chǎng)方案。各試點(diǎn)省份在推進(jìn)現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)中多采用集中式模式，通過(guò)全電量競(jìng)價(jià)優(yōu)化出清，得到開(kāi)機(jī)組合、分時(shí)出力和時(shí)段價(jià)格?，F(xiàn)階段，浙江已初步建成含中長(zhǎng)期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務(wù)交易的多層級(jí)市場(chǎng)化體系，具備中長(zhǎng)期金融合約、現(xiàn)貨全電量出清和差價(jià)結(jié)算的特點(diǎn)，并作為國(guó)家第一批現(xiàn)貨試點(diǎn)圓滿完成五輪結(jié)算試運(yùn)行。

2.1 市場(chǎng)參與

參與對(duì)象為全省統(tǒng)調(diào)發(fā)電機(jī)組，包括煤電、氣電、水電、核電等能源類(lèi)型機(jī)組，外來(lái)電、省內(nèi)華東直代管機(jī)組與新能源提供計(jì)劃曲線作現(xiàn)貨市場(chǎng)邊界，不參與市場(chǎng)優(yōu)化［8］。

2.2 申報(bào)出清

目前采用發(fā)電側(cè)單邊每日申報(bào)，市場(chǎng)競(jìng)價(jià)機(jī)組可按接受市場(chǎng)指令的經(jīng)濟(jì)報(bào)價(jià)或是自計(jì)劃出力形式參與市場(chǎng)。其中，經(jīng)濟(jì)報(bào)價(jià)機(jī)組按10 段非遞減報(bào)量報(bào)價(jià)曲線進(jìn)行正常申報(bào)與優(yōu)化出清，自計(jì)劃?rùn)C(jī)組（試驗(yàn)機(jī)組、政府批準(zhǔn)的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組、水電與核電機(jī)組）于D-2日（運(yùn)行日前兩天）提交交易日出力曲線，作為固定出力機(jī)組參與市場(chǎng)。外來(lái)電于D-1 日（運(yùn)行日前一天）由華東下發(fā)總外來(lái)電計(jì)劃與直代管機(jī)組出力計(jì)劃，再由省內(nèi)調(diào)度控制中心下分到省間聯(lián)絡(luò)線；新能源由新能源廠申報(bào)固定出力曲線。

日前市場(chǎng)采用電能量與30 min 備用輔助服務(wù)聯(lián)合優(yōu)化出清，優(yōu)化得到15 min 共96 時(shí)段的機(jī)組分時(shí)出力曲線以及價(jià)格；實(shí)時(shí)市場(chǎng)采用電能量與15 min 備用、調(diào)頻輔助服務(wù)聯(lián)合優(yōu)化出清，優(yōu)化得到5 min 共288 時(shí)段的機(jī)組分時(shí)出力曲線以及價(jià)格。

2.3 市場(chǎng)結(jié)算

市場(chǎng)結(jié)算項(xiàng)目包括電能量收入、成本補(bǔ)償收入、市場(chǎng)化輔助服務(wù)費(fèi)用、電能量分?jǐn)偡颠€資金和燃煤電廠超低排放扣除費(fèi)用等。電能量收入以發(fā)電側(cè)節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算，遵照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則。成本補(bǔ)償收入暫僅包括運(yùn)行成本補(bǔ)償收入。市場(chǎng)化輔助服務(wù)收入暫僅包括調(diào)頻輔助服務(wù)收入。未參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的新能源機(jī)組按實(shí)發(fā)電量與計(jì)劃模式下核定上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算［9］。

式中：Ri，電能量為機(jī)組i在電能量市場(chǎng)中的電能電費(fèi)；Ri，CFD為機(jī)組i中長(zhǎng)期電量差價(jià)電費(fèi)；Ri，DA為機(jī)組i日前市場(chǎng)電量電費(fèi)；Ri，RT為機(jī)組i實(shí)時(shí)市場(chǎng)偏差電量電費(fèi)；Qi，CFD為機(jī)組i中長(zhǎng)期合約電量；Pi，CFD為機(jī)組i中長(zhǎng)期合約價(jià)格；Qi，DA為機(jī)組i日前市場(chǎng)中標(biāo)電量；Pi，DA機(jī)組i日前市場(chǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)；Qi，RT為機(jī)組i實(shí)時(shí)市場(chǎng)中標(biāo)電量；Pi，RT機(jī)組i實(shí)時(shí)市場(chǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)。

3 新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)模擬邊界

3.1 參與市場(chǎng)方式

在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)初期，市場(chǎng)規(guī)則尚未完善，交易品種相對(duì)較少，缺乏配套市場(chǎng)機(jī)制與實(shí)施細(xì)則。新能源僅采用報(bào)量報(bào)價(jià)方式進(jìn)入市場(chǎng)與其他類(lèi)型機(jī)組同臺(tái)競(jìng)價(jià)，存在無(wú)法中標(biāo)出清或是市場(chǎng)收益無(wú)法回收成本的風(fēng)險(xiǎn)［10-11］。

為保障新能源在市場(chǎng)中能全額消納，并通過(guò)參與市場(chǎng)降低財(cái)政補(bǔ)貼壓力，設(shè)置新能源以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)。分別設(shè)置保障利用小時(shí)數(shù)與合理利用小時(shí)數(shù)：在保障利用小時(shí)數(shù)以內(nèi)，新能源“保量保補(bǔ)保價(jià)”，收益與計(jì)劃方式下相同；在合理利用小時(shí)數(shù)以內(nèi)“保量保補(bǔ)不保價(jià)”，即按節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)進(jìn)行結(jié)算，全額消納并提供補(bǔ)貼；在合理利用小時(shí)數(shù)之外“保量不保補(bǔ)不保價(jià)”，即該部分電量收益完全由現(xiàn)貨市場(chǎng)確定，如圖3所示。

圖3 新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)原則

3.2 仿真算例設(shè)置

基于浙江電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行和報(bào)價(jià)模擬數(shù)據(jù)，考慮浙江省風(fēng)電和光伏按報(bào)量不報(bào)價(jià)方式，對(duì)不同保障利用小時(shí)數(shù)和合理利用小時(shí)數(shù)下參與市場(chǎng)出清及市場(chǎng)成員收益進(jìn)行對(duì)比分析。選取光伏電站和風(fēng)電場(chǎng)各1個(gè)，每月選取1個(gè)典型日共12個(gè)典型案例仿真測(cè)算到全天電價(jià)，再根據(jù)場(chǎng)站全年實(shí)際出力測(cè)算得到全年收益。

3.2.1 現(xiàn)貨市場(chǎng)出清算法

現(xiàn)貨市場(chǎng)出清優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)為最小化基于報(bào)價(jià)的發(fā)電成本，其中發(fā)電成本包括出力運(yùn)行成本、啟動(dòng)成本、空載成本、備用成本4 部分。約束主要考慮系統(tǒng)平衡約束、機(jī)組出力上下界約束、備用約束、爬滑坡約束、線路限額約束等，其中僅線路限額約束可松弛［12-15］。

式中：C為發(fā)電總成本；為機(jī)組i啟動(dòng)成本；為機(jī)組i空載 成本；ui，t為機(jī)組i在t時(shí)刻的啟停狀態(tài)（0/1）；為機(jī)組i在t時(shí)刻的電能成本；為機(jī)組i在t時(shí)刻的備用成本；pi，t為機(jī)組i在t時(shí)刻中標(biāo)出力；σi為機(jī)組i廠用電率；Pf，t為所有自計(jì)劃?rùn)C(jī)組出力與外來(lái)電的總和；pj，t為母線j在t時(shí)刻的負(fù)荷值；Pls為網(wǎng)損總和；pi，min和pi，max分別為機(jī)組i的最小、最大發(fā)電能力；分別為機(jī)組i在t時(shí)刻的中標(biāo)正備用、負(fù)備用；P+re和P-re分別為市場(chǎng)正備用、負(fù)備用需求；分別為機(jī)組i的爬坡、滑坡限值；分別為機(jī)組i、母線負(fù)荷j于t時(shí)刻對(duì)于線路l的功率分布因子；分別為線路l于t時(shí)刻的最大、最小潮流限值。

3.2.2 邊界條件及場(chǎng)景設(shè)置

1）現(xiàn)貨市場(chǎng)邊界條件

從浙江2020 年每月選取1 個(gè)共計(jì)12 個(gè)典型日歷史數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)種類(lèi)主要包括網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浼斑\(yùn)行方式、短期負(fù)荷預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)、風(fēng)電、光伏電站歷史出力曲線、設(shè)備檢修計(jì)劃、備用需求等。

2）統(tǒng)調(diào)新能源機(jī)組情況

選取浙江具有代表性的XF光伏電站與WX風(fēng)電場(chǎng)（陸上風(fēng)電，因海上風(fēng)電補(bǔ)貼高，不具參考價(jià)值），場(chǎng)站相關(guān)信息如表1所示。

表1 XF光伏電站與WX風(fēng)電場(chǎng)情況

計(jì)劃方式下的可再生能源（集中式）基礎(chǔ)電價(jià)與補(bǔ)貼價(jià)格如表2所示。

表2 2020年浙江省新能源上網(wǎng)電價(jià)元/kWh

3）收益測(cè)算方式

根據(jù)新能源報(bào)量不報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨市場(chǎng)原則，對(duì)市場(chǎng)出清結(jié)果設(shè)置保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)占比k1和合理利用小時(shí)數(shù)占比k2。按照保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)以內(nèi)的發(fā)電量不參與市場(chǎng)，保電量保補(bǔ)貼保價(jià)格；保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)和合理利用小時(shí)數(shù)之間的發(fā)電量，實(shí)行保電量保補(bǔ)貼，不保價(jià)格，按市場(chǎng)出清價(jià)格+補(bǔ)貼價(jià)格結(jié)算；合理利用小時(shí)數(shù)之外的發(fā)電量，實(shí)行保電量，不保補(bǔ)貼不保電價(jià)，按市場(chǎng)出清價(jià)格結(jié)算。計(jì)算步驟如下：

步驟1：得到各可再生能源電站的發(fā)電出力與節(jié)點(diǎn)電價(jià)數(shù)據(jù)。

步驟2：設(shè)置保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)占比k1和合理利用小時(shí)數(shù)占比k2。

步驟3：計(jì)算各時(shí)段各可再生能源電站的收益，以及全年總收益。

式中：Ri，t為可再生能源電站i在時(shí)段t的收益；分別為可再生能源電站i的保障利用電量電價(jià)、現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)、合理利用電量電價(jià)；Qi，t為可再生能源電站i在時(shí)段t的電量；Ri為可再生能源站i全年收益。

4 仿真分析

4.1 典型日市場(chǎng)出清情況

XF 光伏電站市場(chǎng)出清節(jié)點(diǎn)電價(jià)如表3 所示。晴天、雨天典型日出力曲線如圖4所示。

圖4 XF光伏電站典型日出力

表3 XF光伏電站典型日節(jié)點(diǎn)電價(jià)元/MWh

WX風(fēng)電場(chǎng)市場(chǎng)出清節(jié)點(diǎn)電價(jià)如表4所示。大風(fēng)、小風(fēng)典型日出力曲線如圖5所示。

圖5 WX風(fēng)電場(chǎng)大風(fēng)、小風(fēng)典型日出力

表4 WX風(fēng)電場(chǎng)典型日節(jié)點(diǎn)電價(jià)元/MWh

4.2 不同保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)/合理利用小時(shí)數(shù)下收益變化情況

為了解在新能源全量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)下，不同保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)占比以及合理利用小時(shí)數(shù)占比的設(shè)置對(duì)新能源收益所產(chǎn)生的影響，按如下方式進(jìn)行靈敏度分析：

以k1表示保障收購(gòu)小時(shí)數(shù)占實(shí)際小時(shí)數(shù)的比例，以k2表示合理利用小時(shí)數(shù)占實(shí)際小時(shí)數(shù)的比例，k1和k2的取值范圍均為［0，1］，以10%為步長(zhǎng)，逐步調(diào)節(jié)k1和k2的取值大小，以確定不同保障收購(gòu)利用小時(shí)數(shù)與合理利用小時(shí)數(shù)下收益變化，得到XF 光伏電站結(jié)果如表5 和表6 所示，WX 風(fēng)電場(chǎng)結(jié)果如表7和表8所示。

表5 XF光伏電站不同保障收購(gòu)利用小時(shí)/合理利用小時(shí)占比下收益情況億元

表6 XF光伏電站不同保障收購(gòu)利用小時(shí)/合理利用小時(shí)占比下度電上網(wǎng)電價(jià)元/MWh

表7 WX風(fēng)電場(chǎng)不同保障收購(gòu)利用小時(shí)/合理利用小時(shí)占比下收益情況億元

表8 WX風(fēng)電場(chǎng)不同保障收購(gòu)利用小時(shí)/合理利用小時(shí)占比下度電上網(wǎng)電價(jià)元/MWh

由表5和表6可以看出：隨著保障利用小時(shí)數(shù)占比k1逐步上升，XF 光伏電站全年收益逐漸降低，即XF光伏電站電量暴露在現(xiàn)貨價(jià)格下的比重越高，收益越高；隨著合理利用小時(shí)數(shù)占比k2逐步上升，XF光伏電站全年收益逐漸增加，k2大小關(guān)系到電量中被補(bǔ)貼所覆蓋的占比，顯然收益與k2大小呈正相關(guān)。

由表7和表8可以看出：隨著保障利用小時(shí)數(shù)占比k1逐步上升，WX風(fēng)電場(chǎng)全年收益逐漸增加，即WX風(fēng)電場(chǎng)電量暴露在現(xiàn)貨價(jià)格下的比重越高，收益越低；與XF光伏電站情況相似，隨著合理利用小時(shí)數(shù)占比k2逐步上升，WX 風(fēng)電場(chǎng)全年收益逐漸增加。

4.3 測(cè)算結(jié)果對(duì)比分析

根據(jù)測(cè)算中新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)方式可知，當(dāng)k1=k2=1 時(shí)，即為計(jì)劃模式下的新能源全額消納全量補(bǔ)貼模式；當(dāng)k1=k2=0 時(shí)，即為新能源全電量接受現(xiàn)貨價(jià)格，且沒(méi)有補(bǔ)貼。

基于上述測(cè)算結(jié)果來(lái)看，在補(bǔ)貼不變的情況下，XF光伏進(jìn)入市場(chǎng)的收益將更大，而WX風(fēng)電則相反。其主要原因是因?yàn)楣夥鼮槿臻g出力，光伏大發(fā)時(shí)段與負(fù)荷較高時(shí)段重疊，受供需形勢(shì)影響，此時(shí)現(xiàn)貨價(jià)格相對(duì)較高，大部分光伏發(fā)電量能以較高的價(jià)格進(jìn)行結(jié)算；對(duì)于風(fēng)電，其主要為晚間大出力，一部分發(fā)電量能在浙江晚高峰期間以高價(jià)結(jié)算，但在凌晨之后的低谷時(shí)間段，仍有相當(dāng)一部分的電量以市場(chǎng)低價(jià)進(jìn)行結(jié)算，因此從整體來(lái)看，其接受市場(chǎng)價(jià)格的比重越大，虧損越多。

從表5 來(lái)看：在保量保價(jià)保補(bǔ)即計(jì)劃模式下，XF光伏電站全年收益為5 382.5萬(wàn)元，隨著保障利用小時(shí)數(shù)k1的逐步降低，總收益逐漸增加。在全電量接受市場(chǎng)價(jià)格即k1=0的情況下，經(jīng)過(guò)進(jìn)一步細(xì)化測(cè)算，當(dāng)k2=97%時(shí)，總收益基本與計(jì)劃模式相當(dāng)，在合理的保障利用小時(shí)數(shù)、合理利用小時(shí)數(shù)占比下，實(shí)現(xiàn)XF光伏電站通過(guò)參與市場(chǎng)降低了補(bǔ)貼費(fèi)用。

5 結(jié)論

建立新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的交易機(jī)制有助于促進(jìn)新能源消納、回收成本和引導(dǎo)行業(yè)健康發(fā)展，同時(shí)對(duì)于我國(guó)能源結(jié)構(gòu)綠色低碳轉(zhuǎn)型、實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)、應(yīng)對(duì)氣候變化具有重要意義。本文對(duì)于新能源參與浙江現(xiàn)貨市場(chǎng)的交易機(jī)制開(kāi)展了有益探索，并以浙江電力現(xiàn)貨市場(chǎng)為例，對(duì)于新能源按報(bào)量不報(bào)價(jià)方式參與現(xiàn)貨電能量市場(chǎng)出清進(jìn)行了測(cè)算分析。主要得出以下幾點(diǎn)結(jié)論：

1）在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)初期，新能源采用報(bào)量不報(bào)價(jià)方式參與市場(chǎng)是一種較好的過(guò)渡方式，在保證新能源全電量?jī)?yōu)先出清的同時(shí)，部分地區(qū)通過(guò)設(shè)置合理的保障消納利用小時(shí)數(shù)和合理利用小時(shí)數(shù)，一定程度上在保障新能源收益的同時(shí)，降低了財(cái)政補(bǔ)貼壓力。

2）在當(dāng)前浙江電力現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制和政策補(bǔ)貼下，光伏因其出力時(shí)段與負(fù)荷高峰時(shí)段相重合，相較于風(fēng)電，其對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)的接受能力更強(qiáng)。在新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的前期探索階段，可通過(guò)模擬結(jié)算的方式來(lái)評(píng)估新能源進(jìn)入市場(chǎng)后的損益情況，同時(shí)可考慮由光伏先開(kāi)展結(jié)算試運(yùn)行，為風(fēng)電進(jìn)入市場(chǎng)積累有益經(jīng)驗(yàn)。

3）“新能源+儲(chǔ)能”是有利于促進(jìn)新能源發(fā)展的趨勢(shì)之一，能平抑新能源發(fā)電功率的波動(dòng)，提高新能源消納能力?？蛇M(jìn)一步探索“新能源+共享儲(chǔ)能”的市場(chǎng)應(yīng)用場(chǎng)景和商業(yè)模式，促進(jìn)新能源參與市場(chǎng)，提高新能源在市場(chǎng)中的收益。