高比例间歇性可再生能源参与电力市场的考量

时间：2021-10-22 16:01:39 来源：电力市场随感

电力市场建立之初，传统电源是占绝对优势的，因此市场规则设计也是之于传统电源的。高比例间歇性可再生能源大量接入电网并参与电力市场以后需要考虑哪些问题，Fereidoon P.Sioshansi等著，王冬容等译的《全球电力市场演进：新模式、新挑战、新路径》对该问题进行了一些阐述。

首先，高比例间歇性可再生能源会对电力市场价格形成产生一定影响：

一是产生“亏钱问题”。可再生能源较少的时候，边际价格由相对较贵的化石燃料电厂确定，所有的电厂都能够收回固定成本。而当可再生能源占比达到一定程度，部分时段将由边际成本基本为零的可再生能源确定市场出清价格，这个问题被称为“亏钱问题”（missing-money）。即可再生能源份额不断上升使得单一电能量市场可能无法为传统电源作为备用容量提供足够的回报，建立容量市场保障传统能源收益成为不容回避的议题。

二是价格信号的变化。在可再生能源较多的情况下，高电价不一定会出现在负荷高峰时段，而更有可能出现在可再生能源发电较少的时候，这也会改变抽水蓄能和电储能的运行方式。

可再生能源参与市场，主要考虑的问题是可再生能源本身的变化性（间歇性）和难以预测性。

针对变化性（间歇性），需要市场设计激发电力系统的灵活性。国家能源局日前就《电力系统辅助服务管理办法》征求意见，提出了“爬坡”辅助服务新品种，是激发灵活性资源的有效措施。

针对难以预测性，需要交易更加接近实时，即减小市场颗粒度，这样可以使可再生能源发电预测更加精确，因此日内市场显得更加重要；另外一点是缩短市场关门与实时调度之间的时间，这一点对调度开展实时平衡提出更高的要求。减小市场颗粒度可以提高预测精度，根本目的是让可再生能源减小实时发电与市场交易电量的偏差，帮助可再生能源管理不平衡风险。那么如何减小偏差呢？一是要保障可再生能源在实时运行前自由地开展合同交易，二是可再生能源自己配置灵活性资源，比如配置储能。

在市场设计时，有两个问题需要考虑：

第一，可再生能源承受风险的程度是否应当与其管理风险的能力相匹配？作者认为，由于可再生能源与生俱来的间歇性，或者称之为灵活性差，意味着其管理风险的能力天生比较差，让其与传统电源以同样的标准承担不平衡责任的理由不充分。

第二，可再生能源分散配置灵活性资源，分别开展发电预测是否合理？作者认为，不论是提高预测精度，还是提供平衡能力，从系统层面统筹考虑均优于单个可再生能源发电厂分别开展工作。单个电厂改善出力预测可以实现，但相对于系统集合层面实施难度更大，成本更高，因为系统越小越难预测。单个风电场、光伏电站通过配储能提升平衡能力也是可行的，但总体成本较高，会比系统集合层面提供平衡所需容量更大，因为系统层面来看，个体不平衡会互相抵消一部分。

何爱民的文章《避免“创可贴”式的改革，有利于新能源消纳的电力现货市场如何设计》中提到了国外几个有利于可再生能源消纳的主要措施：一是不断扩大市场区域；二是采用或改进容量市场和稀缺定价；三是集中的新能源发电预测；四是滚动预出清和前瞻性多时段优化出清；五是爬坡产品和灵活性备用；六是更短时段的跨区域交易和协调交易出清。与上述文章的观点不谋而合。

参考文献：（1）《全球电力市场演进：新模式、新挑战、新路径》，Fereidoon P.Sioshansi等著，王冬容等译。（2）《避免“创可贴”式的改革，有利于新能源消纳的电力现货市场如何设计》，何爱民。

原标题:高比例间歇性可再生能源参与电力市场的考量

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