林俊豪 宋吉峰

一、引言

在“ 3060 ”碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的要求下，清潔能源特別是新能源裝機(jī)容量不斷增加，新能源在未來有成為主力電源的趨勢(shì)，而新能源發(fā)電具有波動(dòng)性、隨機(jī)性等特點(diǎn)，隨之而來的是新能源電量消納的問題凸顯。為了電力改革朝著綠色清潔的方向發(fā)展，需要提高新能源電量的消納能力，但是風(fēng)電普遍具有的反調(diào)峰特性、光伏電站的裝機(jī)容量暴增，給電力系統(tǒng)電量消納帶來很大的困難。目前廣西已開展中長期電能量市場(chǎng)交易，火、核電機(jī)組通過市場(chǎng)交易獲得電量，并按照市場(chǎng)交易結(jié)果安排發(fā)電計(jì)劃。但新能源機(jī)組參與中長期市場(chǎng)交易，同時(shí)政策要求保障電量全額消納，當(dāng)新能源機(jī)組發(fā)電突增時(shí)會(huì)擠占市場(chǎng)中火、核電機(jī)組的發(fā)電空間，產(chǎn)生市場(chǎng)電量安排與新能源電量消納保障的矛盾。不久的將來廣西即將開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，現(xiàn)貨市場(chǎng)有發(fā)現(xiàn)價(jià)格、調(diào)配資源的特點(diǎn)，可以通過電力現(xiàn)貨市場(chǎng)緩解因新能源電量消納保障產(chǎn)生的市場(chǎng)矛盾問題。

本文結(jié)合提高新能源電量的消納、廣西電力市場(chǎng)規(guī)則和新能源發(fā)電特點(diǎn)，面對(duì)因新能源電量消納保障產(chǎn)生的市場(chǎng)矛盾問題，開展廣西新能源參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的三種交易機(jī)制研究。

二、廣西電力市場(chǎng)基本情況

（一）市場(chǎng)規(guī)則

2023 年廣西電力市場(chǎng)中長期電能量交易分為發(fā)用市場(chǎng)主體之間直接開展的電量交易（簡稱直接交易）和合同電量轉(zhuǎn)讓交易。直接交易包括用戶直接交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易，除綠色電力交易以外的直接交易視為常規(guī)電能量交易。風(fēng)電、光伏超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場(chǎng)化交易，風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)月度（周）等效上網(wǎng)電量=min［該風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)當(dāng)月（周）上網(wǎng)電量，該風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)當(dāng)月（周）上網(wǎng)電量×風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)/該風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)近三年平均利用小時(shí)數(shù)］，該風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)當(dāng)月（周）上網(wǎng)電量=∑該風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)第i 日上網(wǎng)電量電量，i為標(biāo)的月（周）天數(shù)。風(fēng)電發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)=800 小時(shí)，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時(shí)數(shù)=500 小時(shí)。

2023 年廣西電力市場(chǎng)化交易主要按年度、月度和月內(nèi)組織。其中，年度主要開展年度市場(chǎng)電量交易、年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易；月度主要開展月度市場(chǎng)電量直接交易、月度市場(chǎng)合同電量轉(zhuǎn)讓交易、月度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易。月內(nèi)主要開展周市場(chǎng)電量直接交易。根據(jù)國家及廣西有關(guān)規(guī)定開展綠色電力交易、綠證交易和需求側(cè)響應(yīng)交易，適時(shí)開展現(xiàn)貨電能量交易。

（二）裝機(jī)電量概況

2022 年，廣西全區(qū)發(fā)電裝機(jī)容量6259 萬千瓦，同比增長13%。其中水電裝機(jī)容量1813萬千瓦，同比增長2.55%；火電裝機(jī)容量2757萬千瓦，同比增長11%；核電裝機(jī)容量217 萬千瓦，同比不變；風(fēng)電裝機(jī)容量946 萬千瓦，同比增長25%；光伏裝機(jī)容量521 萬千瓦，同比增長67%；其他電源（儲(chǔ)能）裝機(jī)容量5 萬千瓦。全網(wǎng)水、火、核、風(fēng)、光伏電源裝機(jī)比例為：28.97%∶44.05%∶3.47%∶15.11%∶8.32%。廣西目前各類電源裝機(jī)容量的占比初步呈現(xiàn)水電、火電、新能源三分天下的局面。

2022 年，廣西全區(qū)發(fā)電量2024 億千瓦時(shí)，同比增加0.8%，其中，水電發(fā)電量606 億千瓦時(shí)，同比增長17%；火電發(fā)電量999 億千瓦時(shí)，同比下降11%；核電發(fā)電量178 億千瓦時(shí)，同比下降2%；風(fēng)電發(fā)電量199 億千瓦時(shí)，同比增長24%；光伏發(fā)電量43 億千瓦時(shí)，同比增長50%。廣西風(fēng)電發(fā)電量已經(jīng)超過核電發(fā)電量，而且新能源發(fā)電量增長迅速，按照趨勢(shì)將在未來成為主要電量支撐。

三、廣西新能源市場(chǎng)情況和特點(diǎn)

（一）市場(chǎng)情況

2022 年，廣西風(fēng)電參與常規(guī)電能量交易成交電量52 億千瓦時(shí)（含發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓），參與綠電交易成交電量13 億千瓦時(shí)，光伏參與綠電交易成交電量9 億千瓦時(shí)，總計(jì)新能源參與電力市場(chǎng)交易電量74 億千瓦時(shí)。2022 年，廣西全區(qū)風(fēng)電發(fā)電量累計(jì)199 億千瓦時(shí)，光伏發(fā)電量43 億千瓦時(shí)。風(fēng)電參與常規(guī)電能量交易電量占發(fā)電量的21%，風(fēng)電、光伏參與綠電交易電量占發(fā)電量的5%，新能源參與電力市場(chǎng)交易（含綠電交易）的電量占發(fā)電量的比重不高。

（二）特點(diǎn)

1.隨機(jī)性強(qiáng)。影響風(fēng)電發(fā)電功率最大因素是風(fēng)力，而廣西屬于沿海省份，有來自海上的臺(tái)風(fēng)和陸上的季風(fēng)，特別是臺(tái)風(fēng)季節(jié)，風(fēng)力經(jīng)常隨著天氣突然變化，造成風(fēng)電發(fā)電負(fù)荷在短時(shí)內(nèi)突變經(jīng)常發(fā)生。根據(jù)廣西境內(nèi)風(fēng)資源分布特點(diǎn)及實(shí)測(cè)資料，結(jié)合廣西季節(jié)特點(diǎn)，選取2020 年3 月、8 月、10 月和12 月的典型日曲線分別作為春、夏、秋、冬季的代表曲線，各季節(jié)典型日出力曲線如圖1所示。風(fēng)電場(chǎng)各季節(jié)日典型日出力變化趨勢(shì)相似，凌晨4—6 時(shí)風(fēng)電出力達(dá)到最高，20—22 時(shí)出力最小，與廣西電力系統(tǒng)日負(fù)荷特性呈相反特征，對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行具有反調(diào)節(jié)作用。

圖1 2020 年廣西風(fēng)電典型日日出力曲線

影響光伏發(fā)電功率最大因素是光照，光伏發(fā)電高峰是在冬季，而夏季雨季期間天氣變化快，陰雨時(shí)段光伏發(fā)電暫停，雨過天晴之后光伏又開始發(fā)電。新能源發(fā)電負(fù)荷主要受天氣影響較大，而天氣變化隨機(jī)性較強(qiáng)且難以預(yù)測(cè)，所以導(dǎo)致新能源發(fā)電功率有隨機(jī)性。

2.波動(dòng)性大。大風(fēng)季節(jié)風(fēng)力差距大，日間風(fēng)和日麗，夜間大風(fēng)四起，日內(nèi)發(fā)電功率峰谷差距大。以廣西金紫山風(fēng)電場(chǎng)（裝機(jī)容量99兆瓦）為例，結(jié)合金紫山風(fēng)電場(chǎng)3 月和9 月（最大和最小月平均出力對(duì)應(yīng)的月份）的出力情況，選取2020 年3月13 日和9 月29 日分別作為大風(fēng)月和小風(fēng)月的典型日，做出大風(fēng)月和小風(fēng)月典型日內(nèi)風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電的日出力曲線，如圖2 所示。根據(jù)大風(fēng)月典型日曲線，下午13—20 時(shí)風(fēng)電出力較小，發(fā)電功率約裝機(jī)容量的10%，其他時(shí)間均風(fēng)電大發(fā)，在凌晨2—3 時(shí)達(dá)到一天風(fēng)電場(chǎng)發(fā)電功率最大值，發(fā)電功率約為裝機(jī)容量的90%；在小風(fēng)月典型日里，下午12—17 時(shí)發(fā)電功率較大，其他時(shí)間段均處于低出力狀態(tài)。

圖2 金紫山風(fēng)電場(chǎng)典型日日出力曲線

光伏發(fā)電在陰雨天時(shí)，發(fā)電功率約為零，大晴天時(shí)發(fā)電功率幾乎達(dá)到最大值。新能源發(fā)電出力由于天氣原因在日內(nèi)產(chǎn)生大幅波動(dòng)。

四、廣西新能源參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的交易機(jī)制

目前，廣西電能量市場(chǎng)還是開展中長期電能量交易，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易尚未開展結(jié)算運(yùn)行，考慮到風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電不確定性，建議中長期市場(chǎng)提高交易頻次，新能源參與中長期交易以周交易為主、月度交易為輔，盡可能平抑因客觀原因造成的交易計(jì)劃執(zhí)行偏差。適時(shí)建立分時(shí)電力交易方式，提高中長期市場(chǎng)交易靈活性，促進(jìn)形成更能反映市場(chǎng)供需關(guān)系的中長期分時(shí)電價(jià)。

為承接落實(shí)好國家和廣西壯族自治區(qū)有關(guān)新能源保障消納的相關(guān)政策，現(xiàn)階段新能源保障小時(shí)數(shù)之外的電量才參與市場(chǎng)交易，未享受國家政策性補(bǔ)貼或在生命周期合理利用小時(shí)數(shù)之外的風(fēng)電、光伏等發(fā)電企業(yè)可以參與綠色電力交易。在新能源發(fā)電具有隨機(jī)性、波動(dòng)性的特點(diǎn)下，新能源發(fā)電功率激增時(shí)，擠占其他市場(chǎng)機(jī)組發(fā)電計(jì)劃；新能源發(fā)電功率偏低時(shí)，需要其他市場(chǎng)機(jī)組超計(jì)劃發(fā)電保供應(yīng)。為此筆者提出新能源參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的三種交易機(jī)制，探索通過市場(chǎng)化交易手段，緩解因新能源電量消納保障產(chǎn)生的市場(chǎng)矛盾問題。

（一）部分電量按價(jià)格接受者參與現(xiàn)貨

1.電量計(jì)算

風(fēng)電、光伏交易單元不需要以報(bào)量報(bào)價(jià)的形式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎(chǔ)上，按照新能源保障性消納原則安排新能源市場(chǎng)機(jī)組日調(diào)度計(jì)劃，作為邊界參與現(xiàn)貨市場(chǎng)出清。

新能源從實(shí)際上網(wǎng)電量曲線切分保障電量、綠色電量和市場(chǎng)電量，以50%保障電量為例，日負(fù)荷電量分解如圖3 所示，當(dāng)日24 時(shí)曲線為實(shí)際上網(wǎng)電量（虛線部分），先將其中50%按照保障電量計(jì)算（黑色部分），剩余部分先考慮綠電電量（灰色部分），而參與綠電交易部分電量將抵扣對(duì)應(yīng)保障電量，最后考慮市場(chǎng)電量（淺灰色部分市場(chǎng)電量），最終分割全部實(shí)際上網(wǎng)電量，相當(dāng)于先確定實(shí)際上網(wǎng)電量再區(qū)分電量構(gòu)成。

圖3 按50%保障電量的新能源日負(fù)荷電量分解圖

2.電價(jià)結(jié)算

當(dāng)根據(jù)實(shí)際上網(wǎng)電量區(qū)分電量構(gòu)成后，再按照不同電量類型對(duì)應(yīng)不同價(jià)格進(jìn)行結(jié)算。保障電量按照保障價(jià)格執(zhí)行，綠色電量按照綠電價(jià)格結(jié)算；保障和綠色電量之外的視為市場(chǎng)電量，按照現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算。另外現(xiàn)貨市場(chǎng)中，風(fēng)電、光伏交易單元為市場(chǎng)價(jià)格接受者，其出清價(jià)格為用戶側(cè)統(tǒng)一出清價(jià)× （ 作為調(diào)節(jié)系數(shù)，調(diào)節(jié)風(fēng)電光伏的收益， 取值范圍0 ～1）。

從實(shí)際上網(wǎng)電量再切分保障電量的方式，保障電量按照保障價(jià)格執(zhí)行，可以達(dá)到新能源上網(wǎng)電量全額消納的目標(biāo)。保障電量外的電量接受市場(chǎng)價(jià)格，既可以通過市場(chǎng)手段激勵(lì)新能源參與市場(chǎng)交易，又可以讓現(xiàn)貨市場(chǎng)繼續(xù)發(fā)現(xiàn)價(jià)格，調(diào)節(jié)其他機(jī)組的出力和報(bào)價(jià)。

（二）部分電量報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨

1.電量計(jì)算

根據(jù)政府制定的風(fēng)電、光伏保障利用小時(shí)數(shù)，確定各風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)的政府授權(quán)合約電量，政府合約電量視為其常規(guī)中長期交易電量，政府合約電量分解曲線為事前確定的新能源上網(wǎng)電典型曲線。風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)需充分評(píng)估自身的實(shí)際發(fā)電能力，在已有的政府授權(quán)合約基礎(chǔ)上，參與電力市場(chǎng)中長期交易和現(xiàn)貨交易報(bào)價(jià)，才能獲得政府合約以外的電量，確保在市場(chǎng)獲取合理收益。保障電量相當(dāng)于與政府簽訂的長協(xié)，但實(shí)際還需要根據(jù)現(xiàn)貨規(guī)則出清執(zhí)行。

風(fēng)電、光伏交易單元以報(bào)量報(bào)價(jià)的形式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，進(jìn)行全電量出清。全電量參與市場(chǎng)交易，保障電量已轉(zhuǎn)化為帶曲線的政府授權(quán)金融合約。為保障風(fēng)電、光伏電量全額消納，電力調(diào)度將保障不出現(xiàn)棄風(fēng)棄光，但是風(fēng)電、光伏自身原因?qū)嶋H上網(wǎng)電量超出或不足政府合約部分的需要按照市場(chǎng)規(guī)則結(jié)算，接受規(guī)則考核，不再保障核定上網(wǎng)價(jià)格。

新能源以部分電量報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨模式為例，日負(fù)荷電量分解如圖4 所示，虛線部分為當(dāng)日24 時(shí)上網(wǎng)電負(fù)荷曲線，黑色部分為保障電量轉(zhuǎn)化成為政府授權(quán)合約電量，灰色部分為綠電交易電量，參與綠電交易部分電量將抵扣對(duì)應(yīng)政府授權(quán)合約電量，深灰色部分為中長期市場(chǎng)電量，淺灰色部分為現(xiàn)貨市場(chǎng)偏差電量。

圖4 簽署政府合約的新能源日負(fù)荷電量分解圖

2.電費(fèi)結(jié)算

風(fēng)電、光伏交易單元以部分報(bào)量報(bào)價(jià)的形式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，進(jìn)行全電量出清。全電量參與市場(chǎng)交易，保障電量已轉(zhuǎn)化為帶曲線的政府授權(quán)金融合約，政府合約視為其常規(guī)中長期交易電量。

圖4中曲線1—3 時(shí)，當(dāng)實(shí)際上網(wǎng)電量大于市場(chǎng)合約電量，未超出部分按照成交的市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算，大于合約電量部分同理按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價(jià)結(jié)算機(jī)制進(jìn)行結(jié)算。另外曲線19—21時(shí)，上網(wǎng)電量小于市場(chǎng)合約電量，則按照合約價(jià)格只結(jié)算實(shí)際上網(wǎng)電量，視為未完成該點(diǎn)的常規(guī)中長期交易電量，少于合約電量部分按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價(jià)結(jié)算機(jī)制進(jìn)行結(jié)算，合約電量不再滾動(dòng)計(jì)算。

讓保障電量變成政府金融合約的方式，保障電量和電價(jià)通過金融合同的形式落實(shí)。通過調(diào)度手段確保新能源上網(wǎng)電量全額消納的目標(biāo)，但是上網(wǎng)電量達(dá)不到政府合約的電量部分不保留也不滾動(dòng)執(zhí)行，還要接受中長期與現(xiàn)貨電量的差價(jià)結(jié)算機(jī)制，既可以通過市場(chǎng)手段激勵(lì)新能源更加精準(zhǔn)地預(yù)測(cè)發(fā)電功率，又可以讓現(xiàn)貨市場(chǎng)繼續(xù)發(fā)現(xiàn)價(jià)格，調(diào)節(jié)其他機(jī)組的出力和報(bào)價(jià)。

（三）全電量報(bào)量報(bào)價(jià)參與現(xiàn)貨

1.電量計(jì)算

風(fēng)電、光伏保障利用小時(shí)數(shù)為零，政府不再提供保障電量，不簽署政府授權(quán)合約，所有上網(wǎng)電量需要通過市場(chǎng)化手段獲取，電量價(jià)格通過市場(chǎng)化交易形成，與目前火電全電量參與市場(chǎng)化交易相似。為保障風(fēng)電、光伏電量全額消納，電力調(diào)度將保障不出現(xiàn)棄風(fēng)棄光，但是風(fēng)電、光伏自身原因?qū)嶋H上網(wǎng)電量超出或不足市場(chǎng)電量部分的需要按照市場(chǎng)規(guī)則結(jié)算，接受規(guī)則考核。

風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)需充分評(píng)估自身的實(shí)際發(fā)電能力，自主參與中長期交易和現(xiàn)貨交易，風(fēng)電、光伏交易單元以報(bào)量報(bào)價(jià)的形式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，進(jìn)行全電量出清，全電量參與市場(chǎng)交易。

新能源全電量市場(chǎng)化模式參與交易日負(fù)荷電量如圖5 所示，虛線部分為當(dāng)日24 時(shí)發(fā)電負(fù)荷曲線，黑色部分為綠電交易電量，淺灰色部分為中長期電量，深灰色部分為現(xiàn)貨市場(chǎng)偏差電量。

圖5 全電量參與市場(chǎng)的新能源日負(fù)荷電量分解圖

圖5中曲線1—3 時(shí)，當(dāng)實(shí)際上網(wǎng)電量大于市場(chǎng)合約電量，未超出部分按照成交的市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算，大于合約電量部分同理按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價(jià)結(jié)算機(jī)制進(jìn)行結(jié)算。另外，曲線19—20 時(shí)，上網(wǎng)電量小于市場(chǎng)合約電量，則按照合約價(jià)格只結(jié)算實(shí)際上網(wǎng)電量，視為未完成該點(diǎn)的常規(guī)中長期交易電量，少于合約電量部分按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價(jià)結(jié)算機(jī)制進(jìn)行結(jié)算。

2.電費(fèi)結(jié)算

風(fēng)電、光伏交易單元以全電量報(bào)量報(bào)價(jià)的形式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，進(jìn)行全電量出清。在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎(chǔ)上，按照新能源保障性消納原則安排新能源市場(chǎng)機(jī)組日調(diào)度計(jì)劃，作為邊界參與現(xiàn)貨市場(chǎng)出清，分月電量不作為調(diào)度執(zhí)行依據(jù)，條件成熟后再參與現(xiàn)貨市場(chǎng)出清。

讓新能源全電量參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的方式，與其他類型的市場(chǎng)機(jī)組參與交易方式一致，但通過調(diào)度手段確保新能源上網(wǎng)電量全額消納的目標(biāo)，實(shí)際上網(wǎng)電量按照市場(chǎng)規(guī)則三部制結(jié)算，不再設(shè)置保障電量和價(jià)格。雖然仍通過調(diào)度手段確保新能源電量全額消納，但是需要全電量接受市場(chǎng)價(jià)格，推動(dòng)通過市場(chǎng)化手段引導(dǎo)新能源優(yōu)化運(yùn)行方式、增加儲(chǔ)能配置，最終實(shí)現(xiàn)資源配置由市場(chǎng)起決定性作用。

五、結(jié)語

本文梳理了廣西電力市場(chǎng)的基本情況，主要是煤電、核電參與市場(chǎng)交易，燃?xì)狻L(fēng)電、光伏有條件地參與市場(chǎng)交易，水電不參與市場(chǎng)交易，以不同時(shí)間周期，通過雙邊協(xié)商或集中交易的方式開展中長期電能量交易等情況；分析了新能源發(fā)電的特點(diǎn)，具有隨機(jī)性和波動(dòng)性，風(fēng)電機(jī)組還呈現(xiàn)日內(nèi)反調(diào)峰特性；然后結(jié)合廣西新能源保障性消納原則和新能源發(fā)電特點(diǎn)，提出了新能源按照保障性消納原則下的三種參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的交易機(jī)制，通過保障電量切分、政府合約保障或者日調(diào)度安排等方式，使新能源通過市場(chǎng)化手段達(dá)到發(fā)電保障消納的目的。雖然沒有完全實(shí)現(xiàn)新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)定價(jià)和市場(chǎng)電量物理執(zhí)行的目標(biāo)，但是對(duì)初步推動(dòng)新能源參與電力現(xiàn)貨交易起到了積極作用。筆者希望通過本研究能更好地促進(jìn)新能源參與電力市場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)新能源的高效利用，助力以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建。