1  我國新一輪電力體制改革及對新能源消納的要求

2015 年3月15日，《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見 》（簡稱中發9 號文件 ）發布，標志著備受社會各界關注的新一輪電力體制改革開啟。中發9號文件提出通過建立市場化的機制，解決電力發展中存在的問題。改革的方向是市場化，改革的目標是還原電力商品屬性，構建有效競爭的電力市場。

2015年12月，國家發布了此文件的6個配套文件，分別涉及電力市場建設、交易體制改革、發用電計劃改革、輸配電價改革、售電側體制改革以及燃煤自備電廠監督管理等問題。 2016 年以來，電改進程加快推進。截至 2016 年 6 月初，國家發展和改革委員會已審核批復云南、貴州、山西、廣西綜合試點方案。同時，北京、廣州、新疆、青海、寧夏、吉林、天津、遼寧、蒙東、江蘇、云南、貴州等 20 余家電力交易中心注冊成立。

“提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例 ”是本次深化電力體制改革的基本原則之一。促進新能源電力并網消納是本次電力體制改革實施方案和試點工作中的一項重要內容，可為通過更好的頂層設計解決可再生能源消納難題提供契機。目前，國家出臺的 6 份改革配套文件中與新能源消納關系最密切的配套文件主要有 2 份，分別是《關于有序放開發用電計劃的實施意見 》（以下簡稱《計劃放開意見 》）與《關于推進電力市場建設的實施意見 》（以下簡稱《市場建設意見 》）。《市場建設意見 》提出，選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場，在非試點地區按照《計劃放開意見 》開展市場化交易。

對改革文件中關于新能源消納的提法進行歸納，可以看出，電力體制改革形勢下我國新能源運行消納存在兩種方式：一是在非試點地區，新能源不直接參與電力市場，以優先發電的形式，繼續保留在發用電計劃中，同時也鼓勵其參與直接交易，進入市場。二是在試點地區，新能源作為優先發電簽訂年度電能量交易合同，根據分散式市場或集中式市場等不同市場類型，按實物合同或差價合同執行。

2  國外新能源消納模式

總體而言，不同國家由于新能源發電成本、市場模式等情況有別，新能源消納方式也不同，可歸結為以下 3 種主要方式。

（1）新能源不參與競價交易

該模式下，新能源發電以政府規定的固定電價上網，不參與競價交易，電網企業按照法律規定的新能源優先收購政策，以固定電價收購新能源發電。基于固定上網電價和全額收購的新能源消納模式中，新能源發電商無需承擔調峰、備用容量費用支付等責任，可大大減輕新能源發電商的負擔，促進新能源發展。

以德國為例，為激勵新能源發電投資，促進新能源發展，在 2012 年之前，主要采用基于固定上網電價的電網消納新能源模式。該模式下各主體之間的簡要關系如圖 1 所示。新能源發電無需承擔常規發電需承擔的調峰、備用容量費用支付等責任，而是由各配電網運營商管理，最終集成后由輸電網運營商統一在實時電力市場上進行售賣。根據市場運營的透明性原則，輸電網運營商必須發布其售賣的新能源發電的預測值和實際值。為了在日前市場中考慮這部分采用固定上網電價的新能源發電量，以便對輸電網運營商在實時市場出售的新能源發電量有所預期，更加合理地安排發電計劃，許多常規發電商和預測服務提供商都會自行對這部分新能源發電量進行預測。固定上網電價加全額購，是對新能源產業發展最直接有效的激勵機制之一，操作簡單、實施效果好，適用于新能源發展初期，促進新能源發展。但隨著新能源發電規模增加，電網消納新能源的壓力將逐步增加。

（2）有溢價補貼的新能源直接參與電力市場

該模式下，新能源發電直接參與電力市場，在市場價格基礎上獲得一部分額外的補貼，且承擔類似于常規電源的電力系統平衡義務。隨著新能源發電規模的快速增加，新能源發電的波動性導致了電網運行壓力持續增大，基于固定上網電價的新能源補貼額度也持續攀升，一些國家的新能源政策逐步轉為對新能源提供溢價補貼方式，推動新能源參與市場交易。

以德國為例，為控制新能源發電補貼成本上升及由此帶來的居民電價大幅上漲，緩解大規模新能源電力并網條件下的電網運行壓力，自 2012年引入有溢價補貼的新能源直接參與電力市場模式。該模式下，新能源直接參與市場，在電力市場價格的基礎上，得到一部分額外補貼。采用市場溢價機制的新能源發電機組，必須參與類似于常規電源的調度平衡組 1，在調度的日前市場關閉前，由調度平衡組基于天氣預報對新能源的發電出力進行預測，將新能源發電納入調度平衡組的電力電量平衡。對于由新能源發電波動等不平衡功率造成的輔助服務成本由調度平衡組支付。

以西班牙為例， 按照該國1997 年的《電力法》規定，風電場上網電價可以在固定電價和溢價兩種方式中選擇其一，每年有一次選擇權。其中，固定電價方式中，風電電價水平固定，為電力平均參考銷售電價的 90%，電網企業須按此價格水平收購風電，超過平均上網價格部分由國家補貼。溢價方式中，風電企業需按照電力市場競爭規則與其他電力一樣競價上網，但政府額外為上網風電提供溢價補貼，風電電價水平為“溢價補貼 + 電力市場價格 ”。風電溢價為平均參考銷售電價的 50%。西班牙鼓勵風電場參與電力市場競爭，2005 年之后，由于全球能源價格上漲，西班牙的電力銷售電價以及電力上網價格也持續上漲， 90%以上的風電企業選擇溢價方式。

有溢價補貼的新能源直接參與電力市場模式，是新能源發電從全額收購逐步轉為完全競價上網的一種過渡方式，適用于新能源發電已達較大規模，發電成本已經顯著下降，但其在市場中仍相對弱勢階段。通過推動新能源在有補貼的條件下參與電力市場，促進新能源提高自身技術水平，增強競爭力，并承擔調峰等義務，緩解電網運行壓力。但由于新能源在補貼條件下可以以零甚至負報價參與市場競爭，將可能拉低批發市場邊際電價，影響其他發電主體的盈利，需要建立完善的電力市場架構，保證各方利益，保障系統安全。

（3）無補貼的新能源直接參與電力市場

該模式下，新能源發電直接參與電力市場，且承擔類似于常規電源的電力系統平衡義務，沒有額外的補貼。該模式直接將新能源和常規電源一樣看待，作為商品在市場中買賣，承擔類似于常規電源的電力系統平衡義務，沒有任何額外的補貼和優待。在目前新能源發電成本較高的情況下，完全沒有補貼的新能源發電直接參與市場方式較少。

以美國為例，美國大部分州在可再生能源配額制的激勵下，采用新能源完全自由參與市場模式。該模式的施行主要有以下情景：一是在美國有可再生能源配額制的框架約束，電力公司有義務購入一定比例的新能源發電。一般而言，電力公司與風電場開發商簽訂長期合約，電力公司以合約約定的價格支付風電開發商，保障風電項目收益。而電力公司再將這部分風電電量在市場上售賣，風電自由參與市場競爭。二是沒有長期合約可簽的風電場則直接參與電力市場，收益存在一定的不確定性。三是美國風資源條件好，部分地區風電成本與燃氣及其他常規電源成本具有可比性，同時考慮未來燃料價格上漲等風險，電力公司有意愿購入新能源發電，并在電力市場中售賣。在美國德克薩斯州批發電力市場中，風電場與其它常規電廠一樣，可通過雙邊合同協議、日前市場和實時市場參與市場交易，并承擔相應的財務責任。同時，考慮風電自身特點，風電場不參與日前市場和補充輔助服務市場中的輔助服務競賣。德克薩斯州電網運營商 ERCOT 統一負責由風電波動和預測誤差等帶來的系統平衡，通過開啟可快速啟動的燃氣機組，調用非旋轉備用和旋轉備用輔助服務以及執行緊急電力消減計劃來應對新能源帶來的系統緊急事件。

無補貼的新能源直接參與電力市場模式，消除了新能源發電的“特殊性 ”，回歸其作為能源商品的“普遍性 ”，有利于激勵新能源發電根據市場供需情況調整自身出力，減輕系統運行壓力，同時創造公平公正的市場環境，適用于新能源發電已經具有較強市場競爭力的發展階段，代表未來新能源參與電力市場的發展方向。同樣，由于新能源發電邊際成本低，將可能拉低批發市場邊際電價，影響其他發電主體的盈利，因此需要建立完善的電力市場架構，保證各方利益，保障系統安全。

3  國外新能源消納出現的問題及解決策略

3.1  電力市場中新能源消納出現的問題

（1）電量市場

一是由于新能源發電的邊際成本低，甚至可以負電價報價，大規模新能源參與市場將降低電力市場的出清價。極端情況下，市場出清價甚至為零或者負值。這將影響靠電量市場收益的火電電源獲益。同時，由于新能源發電依靠其較低

的邊際成本總能排到發電序列的前面而優先發電，其也會減少火電的電量計劃，從而影響火電獲益。

以德國為例，可再生能源大規模發電使得電力批發市場價格大幅下跌，常規電源處于微利甚至虧損狀態，未來投資意愿降低。據統計，德國峰值負荷時的電價已經由 2008 年的 80 歐元 /MWh 降至 2013 年的 38 歐元 /MWh。由于德國電力市場為單一電量市場，市場電價降低對傳統電源盈利能力造成較大負面影響。德國的大型發電企業一般以經營煤電、核電、天然氣發電等傳統電源發電項目為主。 2013 年，德國能源巨頭 RWE 公司損失 28 億歐元。目前，許多傳統發電廠已經向德國聯邦網監局申請關停。

二是新能源發電會使市場出清價波動性更強，而且，由于新能源發電出力的不確定性，新能源發電還將使日前市場和實時市場的出清價差異變大，從而對火電等市場參與者造成更大的收益不確定性。

（2）輔助服務市場

一是由于新能源發電的波動性和不確定性，增加系統運行備用的需求。二是系統備用需求隨時間不同，且日前市場和實時市場的備用需求不同，從而增加市場參與者備用需求和價格的不確定性。三是大規模新能源發電替代系統中同步發電機和有頻率響應的發電廠，如果沒有增加新能源發電頻率響應的措施，新能源發電將增加市場保障充足頻率響應的需求。四是由于發電組合、輸電約束、爬坡約束等因素導致由新能源發電的波動性和不確定性造成的系統輔助服務需求無法滿足時，新能源發電將造成極端事件發生的概率增加，如更多的價格波動，從而造成用戶用電成本的增加和發電機的不合理高收益。五是新能源發電增加系統靈活性需求，如果電量市場中對靈活性激勵不足，則需要增加輔助服務市場中的系統靈活性激勵。

（3）容量市場

一是增加火電機組從容量市場獲益的需求。市場出清價格和傳統發電機組發電量的減少將減少火電機組從電量市場的獲益。如果系統仍然需要這部分發電資源短時發揮作用，并用于保障系統長期可靠性，這些資源就更加傾向于基于容量獲益，而非基于電量獲益，從而就可能需要依賴容量市場或電量市場外的其他收益在市場中存活。

二是對容量市場設計提出新的需求。新能源發電需要更多的靈活性資源保障資源的充裕性，而現有的不太靈活的火電機組可能需要通過技改等措施增加其靈活性，可能需要容量市場提供足夠的激勵讓這些機組實施技改等措施。

3.2  適應大規模新能源消納的解決策略

一是采用抬高電量市場允許競標價、給予補全支付等機制，保證常規電源在電量市場上的盈利。 ERCOT 是單一電量市場，為解決大規模新能源發電對電量市場價格的影響， ERCOT 的主要做法包括：逐步提高發電報價上限，從而提高系統資源稀缺時段的電量價格，增加提供相應服務的發 電盈利。 2013 年7月， ERCOT 的發電報價上限為5000 美元/MWh， 2014 年6月調整至7000美元 /MWh，2015年6月再次調高至 9000 美元/MWh。另外，在實時市場中加入運行備用需求曲線，將影響系統可靠性的備用需求反映到電量市場價格中。 ERCOT 根據系統實際運行備用容量與需求備用容量的差異計算一個額外的價格，作為溢價加到市場出清價的基礎上，作為發電機組的額外收益。此外，美國一些 ISO 還引入補全支付（make-whole payment）機制，補償發電提供商的市場收入不足以彌補其成本的差異，保障發電商參與市場時按照市場運行人員指令運行不會造成收入損失。

二是完善風電功率預測機制，加強風電出力偏差考核，降低市場實時平衡壓力。建立風電功率考核機制。西班牙電力法規定，西班牙風電企業有義務提前將風電上網電力通報電網運營企業，如果預測不準，風電場要向電網繳納罰款。對于常規能源發電企業，如果實際的上網電量與預測的發電量相差超過 5%，則發電企業需要向電力庫支付超過上網電價數額的罰款，相差比例越高，罰款的倍數越大。但對于風電，考慮其發電量預測的難度，規定只有當相差比例超過 20% 時，才需要支付罰款，并且罰款的額度與常規電力企業超過 5% 需支付的罰款額度相當。風電預測和實際所發電力相差比例越高，則罰款倍數則加大。同時引入爬坡預測的預測信息。除新能源發電出力預測外， ERCOT 還引入了單獨的爬坡預測，稱為 ERCOT 大幅爬坡預警系統（ELRAS），以預測某一幅度和持續時間的概率爬坡事件。 ELRAS 生成未來 6h 的15min 地區級和系統級預測。目前，ELRAS 爬坡預測僅用于 ERCOT 運行人員的情景提示。在系統實時不平衡結算中，強化對風電出力的考核。 ERCOT 對風電出力超過其指定經濟調度值的 10% 時需要支付懲罰成本。

三是加強風電提供輔助服務管理，增加系統調峰資源。美國德克薩斯州電力可靠性委員會ERCOT 已經要求2010年1月1日后簽訂標準并網協議的風電需要提供一次頻率響應，但目前ERCOT 市場尚不支付提供頻率或轉動慣量響應的發電資源。西班牙規定所有電源必須留有其裝機容量的1.5% 作為電網一次調頻備用，可再生能源也需要參與一次調頻，通常風電場都是通過從其他常規電源處購買一次調頻備用容量來滿足此要求。西班牙電網公司還擁有在系統緊急情況下（系統過頻，線路過載和潛在的系統穩定危險等 ）限風電出力的權利，并且這部分電量不給補償。

四是逐步擴大市場范圍，在更大范圍中消納新能源。美國只有區域電力市場，尚未形成全國范圍內的國家電力市場，但逐步擴大市場范圍已成主要趨勢。美國政府已經意識到區域市場間的協調在電網規劃建設、區域市場運營等方面的重要作用，因而不斷推動批發市場和 RTO 范圍的擴大。與此同時，各區域電力市場之間也在逐漸加強協調與合作。其中西部 ISO 建立了2個RTO 共同解決問題的聯合運行協議（JOA），實現機組停運協調、緊急事故協調、數據共享等。

4  對我國電改新形勢下新能源消納的啟示

4.1  完善可再生能源補貼機制，增強可再生能源參與電力市場的靈活性和積極性

固定上網電價加全額收購，是新能源發展初期為推動新能源快速發展的有效激勵政策，但是隨著新能源規模增大，補貼額度增加以及對電網影響日益凸顯等情況較為突出，建立基于固定的補貼機制，是多數國家的政策調整方向。一方面，該機制有助于增強可再生能源經濟競爭力，降低補貼；另一方面，有助于推動可再生能源參與市場的積極性，根據市場供需情況更為靈活的響應市場中價格信號，促進可再生能源消納。我國局部地區可再生能源電力已經達到很大的裝機占比和負荷占比，電網運行矛盾非常突出。同時，國家可再生能源補貼缺口日益增大。在我國新一輪電力體制改革環境下，適時完善可再生能源補貼機制，推動可再生能源積極參與電力市場，是我國可再生能源實現更大規模發展的必要選擇。

4.2  加快建立現貨市場。完備的現貨市場是國外電力市場成功運營的關鍵

現貨市場主要開展日前、日內、實時的電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易，現貨市場所產生的價格信號可以為資源優化配置、規劃投資、中長期電力交易、電力金融市場提供一個有效的量化參考依據。 一方面， 現貨市場是對所形成的中長期交易計劃進行實物交割和結算的重要構成。另一方面，大規模新能源發電邊際成本低，正是通過現貨市場發揮優勢的。在現貨市場的作用下，新能源發電通過低邊際成本自動實現優先調度，并且中長期交易通過現貨市場交割，同時通過現貨市場的價格信號引導發電主動調峰，優化統籌全網調節資源，有效促進新能源電力消納。

4.3  探索建立包含電量市場、輔助服務市場、跨省跨區交易市場等在內的多元化市場架構

在市場架構設計中，探索建立包括競爭性電量市場、跨省區的電力交易市場、輔助服務市場、容量市場等多元化的市場架構，為新能源電源和常規電源盈利提供充足的市場選擇與空間，促進高比例新能源電力接入條件下的電力轉型。在具體市場規則設計中，充分考慮新能源發電的波動性、不確定性、邊際成本等特點，一方面通過合理的投資保障機制，調動各類型電源，尤其是靈活性較高的電源投資的積極性，保障電力系統長期的安全可靠運行；另一方面，通過運行階段規則設計，如日前市場競價、結算，日前市場與日內市場銜接、實時市場獎懲措施等，充分調動靈活性資源潛力。