現(xiàn)貨市場環(huán)境下的可再生能源消納責任權重市場機制設計
林華1, 楊明輝2, 蓋超1, 林曉凡3, 馮冬涵3
（1. 國家電力投資集團有限公司山東分公司，山東 濟南 250002; 2. 山東電力交易中心有限公司，山東 濟南 250001; 3. 上海交通大學 電子信息與電氣工程學院，上海 200240）
摘要：可再生能源消納責任權重制度與電力現(xiàn)貨市場建設在同步推進。為協(xié)調(diào)常規(guī)電力交易品種與消納責任權重交易品種之間的關系，實現(xiàn)消納權重制度順利執(zhí)行，設計了現(xiàn)貨市場環(huán)境下的可再生能源消納權重市場機制。分析了現(xiàn)貨市場背景下消納權重制度實施的難點，從市場主體、交易品種、交易方式與周期、交易流程4個方面設計相關市場機制，創(chuàng)新性提出包含電網(wǎng)主體的超額消納量市場設計，并通過算例分析論證包含電網(wǎng)主體的超額消納量市場對促進新能源發(fā)展的積極意義。
引文信息
林華, 楊明輝, 蓋超, 等. 現(xiàn)貨市場環(huán)境下的可再生能源消納責任權重市場機制設計[J]. 中國電力, 2021, 54(6): 22-28.
LIN Hua, YANG Minghui, GAI Chao, et al. Market mechanism design of renewable energy accommodation responsibility weight under spot market environment[J]. Electric Power, 2021, 54(6): 22-28.
引言
隨著新能源裝機規(guī)模大幅提升，補貼缺口越來越大。為解決補貼缺口，2017年，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局出臺《關于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》，允許納入補貼目錄的新能源企業(yè)通過銷售綠證使風電光伏的環(huán)境屬性貨幣化。但是，因綠證交易仍處于自愿認購階段，平價新能源目前無法申請綠證，綠證整體價格過高，企業(yè)購買意愿低，且不得二次轉(zhuǎn)讓，綠證交易不活躍。截至2020年3月，綠證銷售平臺共銷售綠證37165個，合計電量3716.5萬kW·h。
另外，風電、光伏等間歇性能源大規(guī)模并網(wǎng)給電網(wǎng)調(diào)峰帶來沉重壓力，雖然三北地區(qū)通過跨區(qū)交易、建設輔助服務市場等方式增加電網(wǎng)靈活性資源，降低了棄電率，但是隨著千萬千瓦級平價新能源基地的興起、海上風電大規(guī)模核準，新能源發(fā)展勢頭不減，電網(wǎng)面臨沉重的消納壓力。為提高可再生能源消納能力，實現(xiàn)中國綠色能源轉(zhuǎn)型，2019年5月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（以下簡稱消納權重制度），明確按省級行政區(qū)域?qū)﹄娏οM設定可再生能源電力消納責任權重，包括電網(wǎng)在內(nèi)的售電公司、參與批發(fā)市場的電力用戶和有自備電廠的企業(yè)作為承擔消納責任的市場主體接受考核。
2019年8月7日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》，提出“非水可再生能源相應優(yōu)先發(fā)電量應覆蓋保障利用小時數(shù)。各電力現(xiàn)貨試點地區(qū)應設立明確時間表，選擇清潔能源以報量報價方式，或報量不報價方式參與電力現(xiàn)貨市場，實現(xiàn)清潔能源優(yōu)先消納”。目前全國8個電力現(xiàn)貨市場[1-5]試點地區(qū)已于2019年6月底前啟動模擬試運行，其中內(nèi)蒙古、甘肅、山西、山東、浙江明確新能源參與現(xiàn)貨市場?，F(xiàn)貨市場、保障小時數(shù)、消納權重制度、綠證等各項制度間如何配合銜接，成為擺在市場設計者前的一個難題。
針對消納權重制度和新能源參與現(xiàn)貨市場，國內(nèi)外學者開展了大量研究。文獻[6]結合中國國情，設計了可再生能源配額制的電力市場體系；文獻[7-11]從促進新能源消納的角度，提出配額制與日前市場、綠證制度等其他市場的協(xié)調(diào)機制；文獻[12]著眼于市場過渡期的新能源電力市場機制設計；文獻[13]引入配額制約束和風電調(diào)度因子，建立了可再生能源配額制下的短期發(fā)電計劃模型；文獻[14]選取德國電力現(xiàn)貨市場開展數(shù)據(jù)實證，指出中國廣東電力市場實時電價更易受新能源發(fā)電量而非預測誤差的影響；文獻[15-17]主要從調(diào)度角度分析新能源參與現(xiàn)貨市場的調(diào)度優(yōu)化算法；文獻[18-21]從市場主體角度，分析現(xiàn)貨市場競價策略。
通過對現(xiàn)有相關研究總結發(fā)現(xiàn)，對消納權重制度的研究較少涉及現(xiàn)貨市場，且在市場機制設計時多未考慮新能源補貼政策與消納責任制度并存的情況，而現(xiàn)實中新能源補貼機制將與消納責任制度長期并存；對新能源參與現(xiàn)貨市場的研究多集中在調(diào)度優(yōu)化算法與市場主體的競價策略，未考慮消納權重制度的全面實行。鑒于此，本文在補貼與消納權重制度共存的背景下，梳理現(xiàn)貨背景下消納權重制度實施難點，以促進新能源發(fā)展為目標，設計相關市場機制，為消納權重制度和現(xiàn)貨市場的順利運行提供建議。
1 現(xiàn)貨市場下消納權重制度實施難點
有別于傳統(tǒng)化石能源，新能源具備電力與環(huán)境雙重屬性。當前的現(xiàn)貨市場（包括現(xiàn)貨環(huán)境下的中長期市場），主要考慮新能源的電力屬性，因此需要新能源申報發(fā)電曲線、購買輔助服務。補貼政策和消納權重制度側(cè)重新能源的環(huán)境屬性，前者從供給側(cè)激勵，后者從用電側(cè)強制配比，二者都只關注新能源電量，而不是電力曲線。雖然在規(guī)則制定時，現(xiàn)貨市場和消納權重制度都盡量兼顧新能源的雙重屬性，但因二者側(cè)重點不同，在相互銜接上容易導致新能源市場價格（即環(huán)境屬性的貨幣價值）失真、新能源消納量無法對應市場主體，以及消納權重電量無法兌現(xiàn)等問題。為方便分析，暫不考慮跨區(qū)超額消納量交易和省間現(xiàn)貨市場。
1.1 現(xiàn)貨市場雙軌制將抬高新能源市場價格
鑒于中國當前電力系統(tǒng)計劃與市場并行的現(xiàn)實，現(xiàn)貨市場試點省份全部存在計劃市場“雙軌制”運行的現(xiàn)象。在發(fā)電側(cè)，供熱、新能源和核電保障利用小時數(shù)以內(nèi)的電量、部分水電等作為優(yōu)先電量，保量保價；煤電、新能源和核電保障利用小時數(shù)以外的電量、部分水電參與市場。在用電側(cè)，第一產(chǎn)業(yè)、居民生活、重要公用事業(yè)、公益性服務行業(yè)用電為優(yōu)先用電，不參與市場，由電網(wǎng)保底供電；經(jīng)營性用戶用電全面放開，自主參與市場。即電網(wǎng)企業(yè)相當于一個售電公司，代理非市場化用戶，并為非市場化用戶提供新能源保障小時數(shù)電量、熱電等優(yōu)先電量，其他售電公司和批發(fā)用戶自主參與市場，消納新能源的市場化電量和其他市場電量。
根據(jù)消納權重制度，電網(wǎng)企業(yè)和售電公司根據(jù)售電量承擔消納責任，批發(fā)用戶、自備電廠等根據(jù)用電量承擔消納責任，由于電網(wǎng)購買的優(yōu)先電量中的可再生能源占比較高，電網(wǎng)企業(yè)代理的非市場化用戶的消納權重將遠遠高于該省平均消納水平。因此，可供其他市場主體交易的可再生能源電量將大幅減少，從而降低可再生能源市場電量供需比，造成可再生能源電量價格攀升，導致價格信號失真，錯誤引導可再生能源投資。
1.2 現(xiàn)貨市場集中競價模式無法對應可再生能源消納主體
無論現(xiàn)貨市場采用集中式還是分散式，日前市場和實時市場都采用集中競價模式，新能源和火電同臺競爭、報量報價，在一個“池子”中無法區(qū)分市場主體購買的到底是火電還是新能源，且無法體現(xiàn)新能源環(huán)境屬性的貨幣價值。此外，由于新能源發(fā)電曲線與用戶用電曲線差別較大，若不考慮曲線差異將電量整體按比例分配給市場主體，將會造成較大誤差。
1.3 現(xiàn)貨市場即時交割導致新能源無法剛性兌付
國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場交易時段為15 min或5 min，市場所有電量實時交割。消納權重機制按年度考核，承擔消納權重的市場主體通過交易等形式消納可再生能源電量。由于風電、光伏受天氣影響，功率預測準確性常常不及預期，因此無論市場主體與新能源企業(yè)簽訂的電力交易合同是物理性的還是金融性的，在現(xiàn)貨市場實時交割中都難以保證完全兌現(xiàn)，從而導致市場主體全年消納權重無法完成。
2 市場設計
基于現(xiàn)貨市場的可再生能源消納權重機制需要兼顧新能源的電力屬性和環(huán)境屬性，合理平衡現(xiàn)貨市場購電成本與促進新能源消納雙重目標，通過機制設計充分釋放市場對新能源電量的需求，通過價格信號促進新能源發(fā)展。
市場主體的可再生能源消納權重責任由地方政府主管部門根據(jù)區(qū)域上一年度可再生能源實際消納量計算市場主體的分攤值，再考慮其減煤目標后制定。若市場主體超額完成，超額消納量可進行交易，則市場主體可獲得額外收益；若市場主體未完成，可列入不良信用記錄。
2.1 基本原則
因現(xiàn)貨試點省份電網(wǎng)電源結構不同，現(xiàn)貨市場規(guī)則各異，本文現(xiàn)貨市場基本規(guī)則取其共性部分，即采用集中式市場，包括日前市場和實時市場，發(fā)電側(cè)報量報價、用戶側(cè)報量不報價，通過SCUC和SCED出清市場，結算采用節(jié)點邊際電價。可再生能源消納部分因新能源問題較為突出，主要考慮非水可再生能源消納責任權重。
2.2 市場主體
市場主體與當前現(xiàn)貨市場主體基本一致，包括各類發(fā)電企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司（簡稱“配售電公司”）、批發(fā)用戶、自備電廠。
在超額消納量市場中，電網(wǎng)企業(yè)也作為市場交易的主體。
2.3 交易品種
交易品種設計綜合考慮現(xiàn)貨市場和現(xiàn)貨環(huán)境下的中長期市場。新能源交易品種包括政府授權合約、電力、超額消納量，以及綠證。
新能源補貼機制與消納權重制度將長期并存，對新能源保障利用小時數(shù)以內(nèi)電量通過政府授權合約物理執(zhí)行，實現(xiàn)保量保價。新能源保障利用小時數(shù)以外電量與常規(guī)火電一樣，通過市場消納，包括中長期市場和現(xiàn)貨市場，其中中長期市場合約為金融性合約，約定交易曲線。綠證為可再生能源消納權重考核期內(nèi)生產(chǎn)的新能源電量憑證，根據(jù)《可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購規(guī)則》，綠證的出售方為納入補貼目錄的集中式新能源場站。賣出綠證的新能源電量，可作為常規(guī)電源參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。
綠證制度是國家為解決補貼缺口引入的，綠證本質(zhì)上無法避免“二次計量”的問題，即新能源被電網(wǎng)消納后已列入全網(wǎng)的可再生能源消納權重，用電側(cè)再購買其綠證，則二次計算了新能源的綠色屬性。因此，引入超額消納量的交易品種。超額消納量指承擔消納責任權重的市場主體實際新能源消納量超過消納權重規(guī)定的部分，為指標量而非實際的電力電量。超額消納量市場主體全部是用電側(cè)，包括電網(wǎng)、售電公司、電力批發(fā)用戶，是用電側(cè)指標的余缺交易。相較綠證，超額消納量不存在二次計量的問題，與用戶實際用電量相關，交易靈活、追溯清晰。超額消納量包含2種情況：一是擁有自發(fā)自用新能源的市場主體超額消納的新能源電量；二是電網(wǎng)作為非市場化用戶的售電商，消納的非市場化可再生能源電量中超出其對應權重的部分。
根據(jù)現(xiàn)貨市場運行機制，政府授權合約、新能源參與電力市場交易的電量必須帶曲線，而超額消納量與綠證無需帶曲線。新能源交易品種如圖1所示。
圖1 新能源交易品種
Fig.1 New energy trading varieties
2.4 交易方式與交易周期
政府主管部門根據(jù)核定的保障利用小時數(shù)，與新能源企業(yè)簽訂政府授權合約。政府授權合約按年簽訂。市場主體為完成消納責任權重，與新能源企業(yè)簽訂的購電合約，納入原現(xiàn)貨市場下中長期市場體系，按照年、月、周的周期開展，交易方式可采用雙邊、掛牌等多種形式。綠證交易在消納權重考核期內(nèi)全年開展。交易方式與交易周期如圖2所示。
圖2 交易方式與交易周期
Fig.2 Transaction mode and cycle
超額消納量交易每月末進行，對電網(wǎng)代理非市場用戶的超額消納量，采用集中競價或掛牌的交易方式，對自發(fā)自用市場主體超額消納量采用雙邊協(xié)商、集中競價的交易方式。
2.5 交易流程
2.5.1 現(xiàn)貨市場流程
與當前現(xiàn)貨市場流程基本一致，新能源中長期合約為金融合約，新能源全電量參與現(xiàn)貨市場。在日前市場，新能源申報次日預測曲線和階段式報價，調(diào)度根據(jù)歷史新能源發(fā)電曲線分解其保障小時數(shù)電量，并將其作為日前市場出清的邊際條件。新能源預測曲線與保障小時數(shù)電量曲線的差值參與現(xiàn)貨市場出清，并參與價格制定。
現(xiàn)貨市場按小時結算，根據(jù)新能源場站實際發(fā)電量核算其政府授權合同、中長期合同的完成率，若合同完成率低于100%，則按完成比例計算消納主體的消納量；若合同完成率高于100%，則100%完成的部分根據(jù)合同結算，并對應至消納主體，余下部分逐時段累計，按天結清，優(yōu)先滿足合同消納主體，若有剩余根據(jù)全網(wǎng)用電曲線按每個交易時段用電量分攤，從而實現(xiàn)新能源發(fā)電量與消納用戶的對應。
2.5.2 超額消納量市場流程
超額消納量市場每月末組織，根據(jù)電網(wǎng)和自發(fā)自用主體實際超額消納的新能源電量進行交易。每月末，售電公司、批發(fā)用戶等根據(jù)實際用電量和現(xiàn)貨市場分攤的新能源電量，計算實際消納權重，不足部分通過交易中心組織的超額消納量雙邊或集中交易方式購買。超額消納量市場全部基于已經(jīng)實際消納的新能源，因此可彌補新能源發(fā)電不穩(wěn)定導致消納責任主體無法完成消納權重的問題。中長期合約無法物理交割的賠償由雙方在合約中約定，這也將促使新能源企業(yè)改進功率預測系統(tǒng)，提高預測準確率。
3 算例分析
3.1 算例數(shù)據(jù)
根據(jù)山東省2019年數(shù)據(jù)，山東電網(wǎng)2019年售電量3993億kW·h，其中市場化電量2371億kW·h，非市場化電量1622億kW·h；2019年山東省內(nèi)新能源全額消納，共392億kW·h，其中風電和集中式光伏約312億kW·h，分布式光伏約80億kW·h，2019年分布式光伏基本采用全額上網(wǎng)模式，自發(fā)自用占比很低，可忽略不計。山東省水電比重很小，可再生能源消納責任權重只考慮新能源，為簡便計，本算例暫不考慮省外來電。
根據(jù)上述數(shù)據(jù)，山東電網(wǎng)2019年可再生能源消納權重為7.8%。若80%的新能源為保障性消納，20%為市場化電量，則電網(wǎng)代理的非市場化電量消納權重約15.4%，市場化電量消納權重僅2.6%。因自發(fā)自用光伏占比很低，超額消納量市場容量約為0。
假設電網(wǎng)中有一個市場用戶A，年用電量1000萬kW·h，需要使用100%綠電。用戶A與風電場B簽訂年用電量1000萬kW·h的年購電合同。風電場B裝機容量50 MW，年利用小時數(shù)2000 h，保障利用小時數(shù)1600 h，即8000萬kW·h為計劃電量，2000萬kW·h為市場電量，風電場B充分考慮預測準確性，在市場電量中僅簽訂1000萬kW·h中長期合同。
3.2 兩種機制結果分析
在實際運行中，用戶A與風電場B對各自的電量預測完全準確。用戶A全年使用1000萬kW·h電量，風電場B市場化電量2000萬kW·h。但是現(xiàn)貨市場是基于曲線的交易，對應到現(xiàn)貨市場15 min交易時段，發(fā)用電量總有偏差。當某個時段風電場B現(xiàn)貨市場電量大于用戶A用電量時，用戶A用電量為100%綠電；當某個時段風電場B現(xiàn)貨市場電量小于用戶A用電量時，用戶A綠電比例小于100%。如圖3所示，用戶A在D日用電26400 kW·h，其中綠電6444 kW·h，占比24%。全年匯總，僅通過中長期市場和現(xiàn)貨市場，用戶A無法完成100%綠電目標。
圖3 現(xiàn)貨市場交割圖
Fig.3 Spot market delivery chart
分別采用當前的消納權重機制和本文提出的現(xiàn)貨市場下的消納權重機制進行分析。當前的消納權重制度，電網(wǎng)消納的可再生能源不進入市場，用戶消納責任落實取決于簽約新能源場站的實際發(fā)電曲線，難以獲得其他補充；本文所提出的消納權重制度，除了簽約新能源場站所發(fā)電量外，還可獲得現(xiàn)貨市場新能源補充和電網(wǎng)的超額消納量交易所得，保證消納權重制度的順利落地。
3.2.1 現(xiàn)貨市場和消納權重制度相對獨立
采用現(xiàn)行規(guī)則，現(xiàn)貨市場和消納權重制度各自為政，超額消納量市場不考慮電網(wǎng)。
用戶A在D日的綠電缺口是19956 kW·h，由于超額消納量市場未納入電網(wǎng)，超額消納量市場容量約為0，用戶A無法通過該市場補充綠電指標。綠證市場雖然全年運行，但是價格過高，超過用戶購買意愿。
由于現(xiàn)貨市場的即時交割特性，以及雙軌制導致的超額消納量市場容量過小，現(xiàn)貨市場下用戶的消納責任權重無法完成。
3.2.2 消納權重制度充分考慮現(xiàn)貨市場
采用本文設計的市場流程，充分考慮現(xiàn)貨市場特性，電網(wǎng)作為主體參與超額消納量市場。
當日新能源實際發(fā)電量扣減政府授權合同80%、中長期合同10%外，還余10%，該部分電量在市場用戶中按電量比例分攤。以山東電網(wǎng)實際可再生能源消納權重7.8%計算，超過7.8%的新能源消納量計為電網(wǎng)的超額消納量，即超額消納量市場容量約為123.5億kW·h。
用戶A在D日獲得風場B的中長期合約分解電量6444 kW·h，在現(xiàn)貨市場獲得新能源分攤約13159 kW·h。每月末，用戶A計算其在中長期市場和現(xiàn)貨市場的新能源消納量，缺口為6797 kW·h，缺口部分通過超額消納量市場購買，充分滿足其100%的綠電需求。
本文所述市場機制不但能切實滿足用戶的可再生能源消納權重需求，而且提供了真實的新能源價格信號。當超額消納量價格趨近于零時，說明全系統(tǒng)新能源消納量大于市場需求量，該市場短期不再需要新能源；當超額消納量價格上漲，并且全網(wǎng)已完成消納責任，說明市場主體有超額的綠電需求，該信號將激勵新能源投資；當超額消納量價格上漲，并且全網(wǎng)未完成消納責任，說明該地區(qū)新能源建設滯后，需要政府加強規(guī)劃、進行干預。
4 結語
本文分析了當前現(xiàn)貨市場和消納權重制度銜接的難點：雙軌制易導致新能源市場價格失真、新能源消納量無法對應市場主體、消納權重電量無法兌現(xiàn)，基于當前的現(xiàn)貨市場規(guī)則，從市場主體、交易品種、交易方式與交易周期、交易流程設計可再生能源消納權重機制。將新能源的電力屬性和環(huán)境屬性基本解耦，電力屬性通過中長期合約、現(xiàn)貨市場實現(xiàn)，環(huán)境屬性通過政府授權合約、超額消納量交易實現(xiàn)，尤其是將電網(wǎng)作為超額消納量主體設計超額消納量市場，超額消納量價格將及時、準確地反映新能源需求，從而正確引導新能源投資。
