国家电网公司西北分部副总工程师 陈天恩

西北地区新能源资源富集，开发条件良好，开发成本低。西北新能源装机从2009年的200万千瓦到目前的近1亿千瓦，增长了约50倍，年均增速46%。装机规模已超过最大负荷。随着新能源发电量逐年增加，西北新能源自2014年开始受阻，至2016年达到顶峰。2017年以来西北分部和各省公司采取了一系列行之有效的措施，新能源利用率大幅提升，但还面临一些新的问题和挑战，本文对促进新能源发展的电力市场进行了思考并提出了一些建议。

三年利用率提升25%

截止2020年8月底，西北的新能源装机10161万千瓦，最大用电负荷是9200万千瓦，装机渗透率达110%。新能源最大出力4639万千瓦，电力渗透率为64%。［1］

2016年，西北电网新能源装机6900万千瓦，利用率70%，弃电率30%。其中甘肃利用率为63.1%，新疆的利用率为62.9%。2020年8月底，新能源利用率95%，弃电率降到5%左右。其中甘肃的利用率95%，新疆的利用率91%。三年来，西北电网新能源利用率提升了25个百分点。在这25个百分点中，跨地区电能交易发挥了重要的作用。2017年至2020年8月底，西北电网跨区跨省交易新能源电量占西北新能源发电量的34.3%，即约三分之一的新能源通过省间市场化交易在更大范围消纳。

西北跨区跨省新能源交易有新能源与常规电源打捆外送、新能源与火电发电权置换、新能源与火电合同转让等多种方式。近年来，西北地区探索了适应新能源特点的交易方式——电量库交易，发挥同步网内省间新能源负荷互补的间接储能功能，进行区域内省间电量存、取置换，化解新能源实际负荷曲线与跨区外送交易合约曲线不一致的矛盾。

西北地区还探索了D-5（提前5天）跨省交易。实践与新能源理论出力预测准确性水平相适应的短期电力市场交易，缩短中长期交易周期，充分利用与新能源送出有关的重载输电断面、关键输电通道动态裕度，促进清洁能源市场化交易消纳。

系统整体优化红利潜力大

构建促进新能源发展的电力市场，需要新能源大范围系统优化。与常规火电、水电为主要电源的电力市场相比，高比例新能源电力市场的系统调节由跟踪用电负荷变化的单一需求演化为跟踪用电负荷和新能源负荷波动性变化的多样需求，系统灵活调节需求成倍上升。在光伏装机比较大的地区，“净负荷”（用电负荷减去新能源发电出力，即常规电源的出力曲线）呈现“鸭型曲线”特性，且具有不确定性，系统灵活调节资源变得十分稀缺，如何用市场化机制实现系统灵活调节需求与资源的平衡，是构建促进新能源发展的电力市场关键。

与单一省级电力市场相比，跨省区整体优化的电力市场价值体现在三个方面。一是在同一时刻，不同省区新能源出力呈现一定的互补特性，通过大电网、大市场，分散了新能源的随机波动性，系统灵活调节需求明显下降。二是依托大电网互联互通优势，利用不同省份在丰枯季节、峰谷时段、电源结构互补、水电跨流域调节、负荷侧响应等方面的价值，系统灵活调节资源和能力显著增强。三是在跨省区范围内共享系统备用，减少煤电装机需求，进而降低系统调节成本。同时削弱省级市场力，有助于更充分公平竞争，有效提升电力市场效率，大幅度降低接纳新能源的系统灵活调节成本。

基于西北电网实际，我们对现有新能源装机基础上再增加1亿千瓦新能源的情景进行模拟仿真，初步结果表明，同步网内相邻省区新能源一体化共享的市场与分省区运行相比，“鸭型曲线”的情况得以改善，系统一体化共享市场对调节资源需求下降33%，调节成本下降49%。

但现行电力市场在系统优化方面的作用尚未充分释放。理论上，电力市场出清的前提是，电力系统优化规划和优化运行。现行中长期直接交易以及跨区跨省交易的集中挂牌、集中撮合、集中竞价，只是针对系统中一部分市场主体和一条或几条输电线路的市场交易，不属于以市场化方式实现电力系统整体优化。目前开展的省级现货市场试点呈现一定的系统优化特征，但也存在两大限制因素：一是系统优化范围有待扩展。系统是个筐，红利往里装，大框和小框的红利是不一样的，在较大范围内进行电力市场整体优化，才能释放更多的市场红利。二是单一电量电价的市场结构不完整，容量成本回收机制缺失。

引入容量成本回收机制

随着电力市场化改革的纵深推进，部分现货市场开展了试运行，容量成本回收机制缺失问题逐步暴露出来。对于高比例可再生能源的电力市场，市场出清价更低，欠补偿问题更为突出，已愈来愈严重地影响发电企业的正常生产经营和发展，也给电力市场建设带来消极影响。因此，充分认识建立容量保障机制的必要性和紧迫性，总结和借鉴国内外容量成本回收机制的实践经验，研究建立电力现货市场环境下的容量成本回收机制，是建立促进新能源发展的电力市场重要选择。

容量成本回收机制的方式有三种：稀缺电价机制、容量成本补偿机制、容量市场机制。理论和实际证明，三者在电力系统优化规划和优化运行的前提下，完全是相通的。其中容量市场机制能形成合理的电价结构和水平（如现货电价水平，分时电价价差），引导电力系统优化规划、优化投资和优化运行。但存在未来计价容量需求的预测误差带来的风险。

综合比选，科学合理的容量成本机制应选择容量市场。容量市场按功能分为以下三类：

一是可靠性容量市场（RPM），其功能是保障用户电力可靠供应的充裕性，在发电——用户之间交易。二是调节性容量市场（FCM），其功能为保障系统灵活调节资源的充裕性，在新能源——常规电源、需求侧响应之间交易。三是综合容量市场（CM），由可靠性容量市场（RPM）和调节性容量市场（FCM）组合而成。同时，将电力容量市场按周期划分为长期容量市场和短期容量市场。其中长期容量市场提前N年组织，N——资源的开发建设周期，火电一般为3-4年，新能源为1年左右。短期容量市场按提前K天模式运营，K——系统机组组合周期，可与现货市场一体化运营，短期容量市场按容量报价竞价开机，日前、实时市场按电量报价竞价带负荷。建立长期与短期结合的综合性容量市场可以化解未来容量需求预测误差给电力市场带来的风险。

因此，在构建促进新能源发展的电力市场方面，应该要建立容量电力市场和现货电力市场相结合的系统批发市场，这个批发市场在大范围优化，效率最高，效益最好。

按照上述方式，基于西北电网实际的初步模拟仿真表明，建立容量电力市场和现货电力市场组成的系统批发市场，并与现行中长期交易相结合，能以较低的成本（与现行辅助服务深度调峰成本相比）接纳翻一番的增量新能源，由于这些新增新能源成本和市场电价较低，从而释放出巨大的电力市场红利，这些红利的一部分通过可靠性性容量市场和调节性容量市场补偿给参与市场的火电主体，使得火电企业在低利用小时下经营状态大为改善。另一部分用于降低用户电价，用户分享的这部分市场红利远大于当前电力直接交易水平。

调整新能源考核指标

与此同时，对新能源利用率（弃电率）的考核评价在一定程度上也制约着新能源市场的建设和发展。

新能源发电量占全社会用电量的比率重要还是新能源的利用率重要，是构建促进新能源发展的电力市场中应当考虑的问题。

以新能源利用率最大（弃电率最小）为目标的优点是提高存量新能源企业效率，包括存量新能源系统渗透率，缺点是制约新能源的发展，增加系统接纳成本。

以新能源渗透率最高为目标和以系统成本最低为目标的优缺点是一致的，即在新增新能源建设成本降低和设计效率提高的背景下，降低系统成本，纾解电力市场价格矛盾，但不能保证新能源利用率（弃电率）目标，影响煤电运行效率和利用小时。

我们对一个实际系统进行模拟仿真。模拟仿真结果相关指标显示，放松新能源利用率约束，可增加新能源装机，提高新能源电量渗透率，降低系统接纳成本。

因此建议，应该合理设置新能源利用率或弃电率的评价指标，特别是在当前新增新能源的造价大幅度下降、可以帮助降低电力用户用电成本情况下，应以新能源的渗透率为目标，推进建立促进新能源发展的电力市场。

［1］新能源渗透率为新能源发电量与系统总用电量之比，该指标越高，则终端电力消费中新能源发电占比越高。

本文由eo记者潘秋杏、姜黎根据作者在2020年中国电机工程学会电力市场专委会、电力系统自动化专委会联合学术年会暨全国电力交易机构联盟电力市场高峰论坛上的演讲整理编辑而成，已经作者审定。