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摘要∶本文通过实例分析了我国各个地区可再生能源中长期交易的现状和存在问题，提出了如何利用可再生能源参加电力市场交易。
关键词：电力现货;可再生能源;中长期;交易分析
随着我国电力市场体制改革的不断深入和推进，越来越多的可再生能源企业被迫参与到电力市场化交易中去，以适应不断发展和变化的电力行业市场格局。
1 可再生能源中长期交易存在的问题
目前，可再生能源在中长期的交易中主要存在以下几个问题：1）可再生能源上网电量仍未能全额保障性收购;2）可再生能源行业市场竞争激烈，部分可再生能源的交易价格偏低;3）可再生能源的辅助服务负担日益增加。下文就这几个方面的问题对学生做一个详细的分析。
1.1 可再生能源上网电量仍未能全额保障性收购
一方面，在一些地区，可再生能源保障利用小时数仍然比国家规定的时间要少。宁夏回族自治区2018年执行的风电保障利用小时数仅为750～850 h，低于其国家规定的1850 h。另一重要的方面，可再生能源市场的交易规模及交易范围在不断扩大[1]。根据2019年12月19日国家发展和改革委员会组织召开的清洁能源消纳月度例会上发布的数据显示，2019年1-11月，国网所辖区域清洁能源省间交易电量为4320 亿kWh，同比增加4%;其中，可再生能源省间交易电量为809 亿kWh，同比增长24%。同时，辖区的省内大用户直供交易达398 亿kWh，同比增长60%;清洁能源替代电量为400 亿kWh，其中，可再生能源为199 亿kWh。2020年，随着我国电力市场化改革的逐渐深入，全面放开经营性的电力用户发、用电计划，以及在全国范围内的电力现货市场经济试点全面运行，可再生能源市场交易规模和涉及区域也将进一步扩大。不过，电力现货市场建设的全面提速，将对可再生能源非交易地区存量项目的全额保障性收购造成价格影响，进一步压缩可再生能源企业的盈利空间。
1.2 可再生能源市场交易竞争激烈，部分可再生能源交易价格偏低
风电等可再生能源被普遍认为是一种边际成本相对较低的能源，在市场竞争中只有低价参与交易。省内大用户直供电交易火电价格普遍高于可再生能源，未能很好地体现可再生资源发电的绿色经济价值。例如，在新疆，直供电、电采暖、可再生能源替代交易，平均结算价格仅为每兆瓦时30元至50元，而在内蒙部分地区，超过1500的保障利用小时后，政府将以每兆瓦时55.7元电价格结算;甘肃省新能源装机快速增加、电网结构不合理，严重限制了其自身的消纳，在中长期交易中大幅让价，再加上省内电力现货市场的启动，则会进一步加剧交易价格和交易电量的波动，压缩可再生能源企业的盈利空间，增加经营压力。
1.3 可再生能源辅助服务费用 负担越来越重
2019年，东北地区、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8省份在全国范围内开展了电力辅助服务市场体制改革试点。火力发电企业加快灵活性改造，具备了深度调峰的能力，在一定程度上缓解了风电的消纳问题，但在调峰资源被充分挖掘后，可再生能源的消纳问题还会出现，企业支出的辅助服务费用也会增加。比如在东北地区，88座火电厂中已经有86座进行了灵活性改造，具备了有偿调峰的能力。因此，在可再生能源的长期交易下，可再生能源企业不得不承受市场交易价格低和辅助服务费用高的双重压力。
2相关建议
针对可再生能源参与电力市场化交易，提出以下几点建议∶
1）建议优先保障可再生能源的保障性利用小时数，在完成保障性利用小时数基础上，积极开展能够提高机组发电小时数的各种交易。对于部分省内大用户直供电交易及煤改电供暖交易等纯粹以让利为目的的交易，应控制相应的交易规模。例如黑龙江省的大用户直接供电交易及风电替代煤电供热交易都设定了其相应的电费价格上限，即使参与也不能增加可再生能源企业的发电空间。
2）打破跨省壁垒，扩大区域内交易规模。我国的电力资源与实际负荷在整体上呈现反向分布。西北地区等的可再生资源能源在本地的消纳空间十分有限，各省的跨省跨区域交易价格，均远远高于其省内的大用户直供电交易价格，宁夏银东直流部分外送价格至可以超过本地的火电标杆价格。优化电网调度运行，促进省内电网调峰资源的共享与互助;充分地依托大数据、人工智能等前沿技术，提高可再生能源企业电力预测系统的精度与准确性，加强可再生能源企业与电网调度信息的协同交流，建立一套可再生能源出力预测系统[2]。
3）完善调峰辅助服务市场规则，合理分担调峰辅助服务的费用。目前，各个区域的调峰辅助服务资源较少，调用的成本相对偏高，费用由可再生能源企业自行承担或与核电分摊，并不利于可再生能源消纳。建议进一步完善和优化辅助服务市场规则，促进储能、抽水蓄能、中断负荷、需求侧响应参与辅助服务市场，促进辅助服务市场的低成本发展。
4）建议立可再生能源容量电价补偿机制，确保可再生能源能够积极、健康的参与电力现货市场。风电、光伏发电等可再生能源，不能像火电一样灵活选择参与电力现货市场、调峰辅助服务市场、备用辅助服务市场，只能被动参与电力现货市场。其建设成本也高于火电，应制定相应的容量补偿办法，确保可再生能源健康参与电力现货市场。
3 結束语
结合上述的分析，本文针对可再生能源企业参与电力市场化交易的情况提出了几点建议：1）优先保障可再生能源的保障性收购小时数，在此基础上开展能够提高利用小时数的电力市场化的交易。2）打破跨省跨区域壁垒，扩大省外交易规模;3）完善调峰辅助服务市场规则，合理分担调峰辅助服务的费用;4）建立可再生能源容量电价补偿机制，确保可再生能源的健康地参与到现货电力市场中。
参考文献：
[1]许爽，和军梁，米晨旭，于仝.电力现货市场背景下的可再生能源中长期交易分析[J].太阳能，2020（10）：19-25.
[2]曲明，丁涛，白佳文，贺元康，刘瑞丰，陈天恩.非水可再生能源电力消纳责任权重划分下的全国绿证中长期跨省交易测算分析[J].电网技术，2020，44（10）：3885-3894.
辽宁红沿河核电有限公司 辽宁省大连市 116302
关键词：电力现货;可再生能源;中长期;交易分析
随着我国电力市场体制改革的不断深入和推进，越来越多的可再生能源企业被迫参与到电力市场化交易中去，以适应不断发展和变化的电力行业市场格局。
1 可再生能源中长期交易存在的问题
目前，可再生能源在中长期的交易中主要存在以下几个问题：1）可再生能源上网电量仍未能全额保障性收购;2）可再生能源行业市场竞争激烈，部分可再生能源的交易价格偏低;3）可再生能源的辅助服务负担日益增加。下文就这几个方面的问题对学生做一个详细的分析。
1.1 可再生能源上网电量仍未能全额保障性收购
一方面，在一些地区，可再生能源保障利用小时数仍然比国家规定的时间要少。宁夏回族自治区2018年执行的风电保障利用小时数仅为750～850 h，低于其国家规定的1850 h。另一重要的方面，可再生能源市场的交易规模及交易范围在不断扩大[1]。根据2019年12月19日国家发展和改革委员会组织召开的清洁能源消纳月度例会上发布的数据显示，2019年1-11月，国网所辖区域清洁能源省间交易电量为4320 亿kWh，同比增加4%;其中，可再生能源省间交易电量为809 亿kWh，同比增长24%。同时，辖区的省内大用户直供交易达398 亿kWh，同比增长60%;清洁能源替代电量为400 亿kWh，其中，可再生能源为199 亿kWh。2020年，随着我国电力市场化改革的逐渐深入，全面放开经营性的电力用户发、用电计划，以及在全国范围内的电力现货市场经济试点全面运行，可再生能源市场交易规模和涉及区域也将进一步扩大。不过，电力现货市场建设的全面提速，将对可再生能源非交易地区存量项目的全额保障性收购造成价格影响，进一步压缩可再生能源企业的盈利空间。
1.2 可再生能源市场交易竞争激烈，部分可再生能源交易价格偏低
风电等可再生能源被普遍认为是一种边际成本相对较低的能源，在市场竞争中只有低价参与交易。省内大用户直供电交易火电价格普遍高于可再生能源，未能很好地体现可再生资源发电的绿色经济价值。例如，在新疆，直供电、电采暖、可再生能源替代交易，平均结算价格仅为每兆瓦时30元至50元，而在内蒙部分地区，超过1500的保障利用小时后，政府将以每兆瓦时55.7元电价格结算;甘肃省新能源装机快速增加、电网结构不合理，严重限制了其自身的消纳，在中长期交易中大幅让价，再加上省内电力现货市场的启动，则会进一步加剧交易价格和交易电量的波动，压缩可再生能源企业的盈利空间，增加经营压力。
1.3 可再生能源辅助服务费用 负担越来越重
2019年，东北地区、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8省份在全国范围内开展了电力辅助服务市场体制改革试点。火力发电企业加快灵活性改造，具备了深度调峰的能力，在一定程度上缓解了风电的消纳问题，但在调峰资源被充分挖掘后，可再生能源的消纳问题还会出现，企业支出的辅助服务费用也会增加。比如在东北地区，88座火电厂中已经有86座进行了灵活性改造，具备了有偿调峰的能力。因此，在可再生能源的长期交易下，可再生能源企业不得不承受市场交易价格低和辅助服务费用高的双重压力。
2相关建议
针对可再生能源参与电力市场化交易，提出以下几点建议∶
1）建议优先保障可再生能源的保障性利用小时数，在完成保障性利用小时数基础上，积极开展能够提高机组发电小时数的各种交易。对于部分省内大用户直供电交易及煤改电供暖交易等纯粹以让利为目的的交易，应控制相应的交易规模。例如黑龙江省的大用户直接供电交易及风电替代煤电供热交易都设定了其相应的电费价格上限，即使参与也不能增加可再生能源企业的发电空间。
2）打破跨省壁垒，扩大区域内交易规模。我国的电力资源与实际负荷在整体上呈现反向分布。西北地区等的可再生资源能源在本地的消纳空间十分有限，各省的跨省跨区域交易价格，均远远高于其省内的大用户直供电交易价格，宁夏银东直流部分外送价格至可以超过本地的火电标杆价格。优化电网调度运行，促进省内电网调峰资源的共享与互助;充分地依托大数据、人工智能等前沿技术，提高可再生能源企业电力预测系统的精度与准确性，加强可再生能源企业与电网调度信息的协同交流，建立一套可再生能源出力预测系统[2]。
3）完善调峰辅助服务市场规则，合理分担调峰辅助服务的费用。目前，各个区域的调峰辅助服务资源较少，调用的成本相对偏高，费用由可再生能源企业自行承担或与核电分摊，并不利于可再生能源消纳。建议进一步完善和优化辅助服务市场规则，促进储能、抽水蓄能、中断负荷、需求侧响应参与辅助服务市场，促进辅助服务市场的低成本发展。
4）建议立可再生能源容量电价补偿机制，确保可再生能源能够积极、健康的参与电力现货市场。风电、光伏发电等可再生能源，不能像火电一样灵活选择参与电力现货市场、调峰辅助服务市场、备用辅助服务市场，只能被动参与电力现货市场。其建设成本也高于火电，应制定相应的容量补偿办法，确保可再生能源健康参与电力现货市场。
3 結束语
结合上述的分析，本文针对可再生能源企业参与电力市场化交易的情况提出了几点建议：1）优先保障可再生能源的保障性收购小时数，在此基础上开展能够提高利用小时数的电力市场化的交易。2）打破跨省跨区域壁垒，扩大省外交易规模;3）完善调峰辅助服务市场规则，合理分担调峰辅助服务的费用;4）建立可再生能源容量电价补偿机制，确保可再生能源的健康地参与到现货电力市场中。
参考文献：
[1]许爽，和军梁，米晨旭，于仝.电力现货市场背景下的可再生能源中长期交易分析[J].太阳能，2020（10）：19-25.
[2]曲明，丁涛，白佳文，贺元康，刘瑞丰，陈天恩.非水可再生能源电力消纳责任权重划分下的全国绿证中长期跨省交易测算分析[J].电网技术，2020，44（10）：3885-3894.
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