3. 国外新能源消纳出现的问题及解决策略

3.1  电力市场中新能源消纳出现的问题

(1)电量市场

一是由于新能源发电的边际成本低，甚至可以负电价报价，大规模新能源参与市场将降低电力市场的出清价。极端情况下，市场出清价甚至为零或者负值。这将影响靠电量市场收益的火电电源获益。同时，由于新能源发电依靠其较低的边际成本总能排到发电序列的前面而优先发电，其也会减少火电的电量计划，从而影响火电获益。

以德国为例，可再生能源大规模发电使得电力批发市场价格大幅下跌，常规电源处于微利甚至亏损状态，未来投资意愿降低。据统计，德国峰值负荷时的电价已经由 2008 年的 80 欧元 /MWh 降至 2013 年的 38 欧元 /MWh。由于德国电力市场为单一电量市场，市场电价降低对传统电源盈利能力造成较大负面影响。德国的大型发电企业一般以经营煤电、核电、天然气发电等传统电源发电项目为主。 2013 年，德国能源巨头 RWE 公司损失 28 亿欧元。目前，许多传统发电厂已经向德国联邦网监局申请关停。

二是新能源发电会使市场出清价波动性更强，而且，由于新能源发电出力的不确定性，新能源发电还将使日前市场和实时市场的出清价差异变大，从而对火电等市场参与者造成更大的收益不确定性。

(2)辅助服务市场

一是由于新能源发电的波动性和不确定性，增加系统运行备用的需求。二是系统备用需求随时间不同，且日前市场和实时市场的备用需求不同，从而增加市场参与者备用需求和价格的不确定性。三是大规模新能源发电替代系统中同步发电机和有频率响应的发电厂，如果没有增加新能源发电频率响应的措施，新能源发电将增加市场保障充足频率响应的需求。四是由于发电组合、输电约束、爬坡约束等因素导致由新能源发电的波动性和不确定性造成的系统辅助服务需求无法满足时，新能源发电将造成极端事件发生的概率增加，如更多的价格波动，从而造成用户用电成本的增加和发电机的不合理高收益。五是新能源发电增加系统灵活性需求，如果电量市场中对灵活性激励不足，则需要增加辅助服务市场中的系统灵活性激励。

(3)容量市场

一是增加火电机组从容量市场获益的需求。市场出清价格和传统发电机组发电量的减少将减少火电机组从电量市场的获益。如果系统仍然需要这部分发电资源短时发挥作用，并用于保障系统长期可靠性，这些资源就更加倾向于基于容量获益，而非基于电量获益，从而就可能需要依赖容量市场或电量市场外的其他收益在市场中存活。

二是对容量市场设计提出新的需求。新能源发电需要更多的灵活性资源保障资源的充裕性，而现有的不太灵活的火电机组可能需要通过技改等措施增加其灵活性，可能需要容量市场提供足够的激励让这些机组实施技改等措施。

3.2  适应大规模新能源消纳的解决策略

一是采用抬高电量市场允许竞标价、给予补全支付等机制，保证常规电源在电量市场上的盈利。 ERCOT 是单一电量市场，为解决大规模新能源发电对电量市场价格的影响， ERCOT 的主要做法包括：逐步提高发电报价上限，从而提高系统资源稀缺时段的电量价格，增加提供相应服务的发 电 盈 利。 2013 年 7 月， ERCOT 的 发 电 报 价 上限 为 5000 美 元 /MWh， 2014 年 6 月 调 整 至 7000美元 /MWh， 2015 年 6 月再次调高至 9000 美元 /MWh。另外，在实时市场中加入运行备用需求曲线，将影响系统可靠性的备用需求反映到电量市场价格中。 ERCOT 根据系统实际运行备用容量与需求备用容量的差异计算一个额外的价格，作为溢价加到市场出清价的基础上，作为发电机组的额外收益。此外，美国一些 ISO 还引入补全支付(make-whole payment)机制，补偿发电提供商的市场收入不足以弥补其成本的差异，保障发电商参与市场时按照市场运行人员指令运行不会造成收入损失。

二是完善风电功率预测机制，加强风电出力偏差考核，降低市场实时平衡压力。建立风电功率考核机制。西班牙电力法规定，西班牙风电企业有义务提前将风电上网电力通报电网运营企业，如果预测不准，风电场要向电网缴纳罚款。对于常规能源发电企业，如果实际的上网电量与预测的发电量相差超过 5%，则发电企业需要向电力库支付超过上网电价数额的罚款，相差比例越高，罚款的倍数越大。但对于风电，考虑其发电量预测的难度，规定只有当相差比例超过 20% 时，才需要支付罚款，并且罚款的额度与常规电力企业超过 5% 需支付的罚款额度相当。风电预测和实际所发电力相差比例越高，则罚款倍数则加大。同时引入爬坡预测的预测信息。除新能源发电出力预测外， ERCOT 还引入了单独的爬坡预测，称为 ERCOT 大幅爬坡预警系统(ELRAS)，以预测某一幅度和持续时间的概率爬坡事件。 ELRAS 生成未来 6h 的 15min 地区级和系统级预测。目前，ELRAS 爬坡预测仅用于 ERCOT 运行人员的情景提示。在系统实时不平衡结算中，强化对风电出力的考核。 ERCOT 对风电出力超过其指定经济调度值的 10% 时需要支付惩罚成本。

三是加强风电提供辅助服务管理，增加系统调峰资源。美国德克萨斯州电力可靠性委员会ERCOT 已经要求2010 年1 月1 日 后 签订标准并网协议的风电需要提供一次频率响应，但目前ERCOT 市场尚不支付提供频率或转动惯量响应的发电资源。西班牙规定所有电源必须留有其装机容量的1.5% 作为电网一次调频备用，可再生能源也需要参与一次调频，通常风电场都是通过从其他常规电源处购买一次调频备用容量来满足此要求。西班牙电网公司还拥有在系统紧急情况下(系统过频，线路过载和潜在的系统稳定危险等 )限风电出力的权利，并且这部分电量不给补偿。

四是逐步扩大市场范围，在更大范围中消纳新能源。美国只有区域电力市场，尚未形成全国范围内的国家电力市场，但逐步扩大市场范围已成主要趋势。美国政府已经意识到区域市场间的协调在电网规划建设、区域市场运营等方面的重要作用，因而不断推动批发市场和 RTO 范围的扩大。与此同时，各区域电力市场之间也在逐渐加强协调与合作。其中西部 ISO 建立了 2 个 RTO 共同解决问题的联合运行协议(JOA)，实现机组停运协调、紧急事故协调、数据共享等。

4. 对我国电改新形势下新能源消纳的启示

4.1  完善可再生能源补贴机制，增强可再生能源参与电力市场的灵活性和积极性

固定上网电价加全额收购，是新能源发展初期为推动新能源快速发展的有效激励政策，但是随着新能源规模增大，补贴额度增加以及对电网影响日益凸显等情况较为突出，建立基于固定的补贴机制，是多数国家的政策调整方向。一方面，该机制有助于增强可再生能源经济竞争力，降低补贴;另一方面，有助于推动可再生能源参与市场的积极性，根据市场供需情况更为灵活的响应市场中价格信号，促进可再生能源消纳。我国局部地区可再生能源电力已经达到很大的装机占比和负荷占比，电网运行矛盾非常突出。同时，国家可再生能源补贴缺口日益增大。在我国新一轮电力体制改革环境下，适时完善可再生能源补贴机制，推动可再生能源积极参与电力市场，是我国可再生能源实现更大规模发展的必要选择。

4.2  加快建立现货市场。完备的现货市场是国外电力市场成功运营的关键

现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易，现货市场所产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效 的 量 化 参 考 依 据。 一 方 面， 现 货 市 场 是 对 所形成的中长期交易计划进行实物交割和结算的重要构成。另一方面，大规模新能源发电边际成本低，正是通过现货市场发挥优势的。在现货市场的作用下，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，并且中长期交易通过现货市场交割，同时通过现货市场的价格信号引导发电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。

4.3  探索建立包含电量市场、辅助服务市场、跨省跨区交易市场等在内的多元化市场架构

在市场架构设计中，探索建立包括竞争性电量市场、跨省区的电力交易市场、辅助服务市场、容量市场等多元化的市场架构，为新能源电源和常规电源盈利提供充足的市场选择与空间，促进高比例新能源电力接入条件下的电力转型。在具体市场规则设计中，充分考虑新能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点，一方面通过合理的投资保障机制，调动各类型电源，尤其是灵活性较高的电源投资的积极性，保障电力系统长期的安全可靠运行;另一方面，通过运行阶段规则设计，如日前市场竞价、结算，日前市场与日内市场衔接、实时市场奖惩措施等，充分调动灵活性资源潜力。