摘要∶本文通過實例分析了我國各個地區可再生能源中長期交易的現狀和存在問題，提出了如何利用可再生能源參加電力市場交易。

　　關鍵詞：電力現貨;可再生能源;中長期;交易分析

　　隨著我國電力市場體制改革的不斷深入和推進，越來越多的可再生能源企業被迫參與到電力市場化交易中去，以適應不斷發展和變化的電力行業市場格局。

　　1 可再生能源中長期交易存在的問題

　　目前，可再生能源在中長期的交易中主要存在以下幾個問題：1)可再生能源上網電量仍未能全額保障性收購;2)可再生能源行業市場競爭激烈，部分可再生能源的交易價格偏低;3)可再生能源的輔助服務負擔日益增加。下文就這幾個方面的問題對學生做一個詳細的分析。

　　1.1 可再生能源上網電量仍未能全額保障性收購

　　一方面，在一些地區，可再生能源保障利用小時數仍然比國家規定的時間要少。寧夏回族自治區2018年執行的風電保障利用小時數僅為750～850 h，低于其國家規定的1850 h。另一重要的方面，可再生能源市場的交易規模及交易范圍在不斷擴大[1]。根據2019年12月19日國家發展和改革委員會組織召開的清潔能源消納月度例會上發布的數據顯示，2019年1-11月，國網所轄區域清潔能源省間交易電量為4320 億kWh，同比增加4%;其中，可再生能源省間交易電量為809 億kWh，同比增長24%。同時，轄區的省內大用戶直供交易達398 億kWh，同比增長60%;清潔能源替代電量為400 億kWh，其中，可再生能源為199 億kWh。2020年，隨著我國電力市場化改革的逐漸深入，全面放開經營性的電力用戶發、用電計劃，以及在全國范圍內的電力現貨市場經濟試點全面運行，可再生能源市場交易規模和涉及區域也將進一步擴大。不過，電力現貨市場建設的全面提速，將對可再生能源非交易地區存量項目的全額保障性收購造成價格影響，進一步壓縮可再生能源企業的盈利空間。

　　1.2 可再生能源市場交易競爭激烈，部分可再生能源交易價格偏低

　　風電等可再生能源被普遍認為是一種邊際成本相對較低的能源，在市場競爭中只有低價參與交易。省內大用戶直供電交易火電價格普遍高于可再生能源，未能很好地體現可再生資源發電的綠色經濟價值。例如，在新疆，直供電、電采暖、可再生能源替代交易，平均結算價格僅為每兆瓦時30元至50元，而在內蒙部分地區，超過1500的保障利用小時后，政府將以每兆瓦時55.7元電價格結算;甘肅省新能源裝機快速增加、電網結構不合理，嚴重限制了其自身的消納，在中長期交易中大幅讓價，再加上省內電力現貨市場的啟動，則會進一步加劇交易價格和交易電量的波動，壓縮可再生能源企業的盈利空間，增加經營壓力。

　　1.3 可再生能源輔助服務費用 負擔越來越重

　　2019年，東北地區、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8省份在全國范圍內開展了電力輔助服務市場體制改革試點。火力發電企業加快靈活性改造，具備了深度調峰的能力，在一定程度上緩解了風電的消納問題，但在調峰資源被充分挖掘后，可再生能源的消納問題還會出現，企業支出的輔助服務費用也會增加。比如在東北地區，88座火電廠中已經有86座進行了靈活性改造，具備了有償調峰的能力。因此，在可再生能源的長期交易下，可再生能源企業不得不承受市場交易價格低和輔助服務費用高的雙重壓力。

　　2相關建議

　　針對可再生能源參與電力市場化交易，提出以下幾點建議∶

　　1)建議優先保障可再生能源的保障性利用小時數，在完成保障性利用小時數基礎上，積極開展能夠提高機組發電小時數的各種交易。對于部分省內大用戶直供電交易及煤改電供暖交易等純粹以讓利為目的的交易，應控制相應的交易規模。例如黑龍江省的大用戶直接供電交易及風電替代煤電供熱交易都設定了其相應的電費價格上限，即使參與也不能增加可再生能源企業的發電空間。

　　2)打破跨省壁壘，擴大區域內交易規模。我國的電力資源與實際負荷在整體上呈現反向分布。西北地區等的可再生資源能源在本地的消納空間十分有限，各省的跨省跨區域交易價格，均遠遠高于其省內的大用戶直供電交易價格，寧夏銀東直流部分外送價格至可以超過本地的火電標桿價格。優化電網調度運行，促進省內電網調峰資源的共享與互助;充分地依托大數據、人工智能等前沿技術，提高可再生能源企業電力預測系統的精度與準確性，加強可再生能源企業與電網調度信息的協同交流，建立一套可再生能源出力預測系統[2]。

　　3)完善調峰輔助服務市場規則，合理分擔調峰輔助服務的費用。目前，各個區域的調峰輔助服務資源較少，調用的成本相對偏高，費用由可再生能源企業自行承擔或與核電分攤，并不利于可再生能源消納。建議進一步完善和優化輔助服務市場規則，促進儲能、抽水蓄能、中斷負荷、需求側響應參與輔助服務市場，促進輔助服務市場的低成本發展。

　　4)建議立可再生能源容量電價補償機制，確保可再生能源能夠積極、健康的參與電力現貨市場。風電、光伏發電等可再生能源，不能像火電一樣靈活選擇參與電力現貨市場、調峰輔助服務市場、備用輔助服務市場，只能被動參與電力現貨市場。其建設成本也高于火電，應制定相應的容量補償辦法，確保可再生能源健康參與電力現貨市場。

　　3 結束語

　　結合上述的分析，本文針對可再生能源企業參與電力市場化交易的情況提出了幾點建議：1)優先保障可再生能源的保障性收購小時數，在此基礎上開展能夠提高利用小時數的電力市場化的交易。2)打破跨省跨區域壁壘，擴大省外交易規模;3)完善調峰輔助服務市場規則，合理分擔調峰輔助服務的費用;4)建立可再生能源容量電價補償機制，確保可再生能源的健康地參與到現貨電力市場中。

　　參考文獻：

　　[1]許爽，和軍梁，米晨旭，于仝.電力現貨市場背景下的可再生能源中長期交易分析[J].太陽能，2020(10)：19-25.

　　[2]曲明，丁濤，白佳文，賀元康，劉瑞豐，陳天恩.非水可再生能源電力消納責任權重劃分下的全國綠證中長期跨省交易測算分析[J].電網技術，2020，44(10)：3885-3894.

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