許 爽，和軍梁，米晨旭，于 仝

(龍?jiān)措娏瘓F(tuán)能源銷售有限公司，北京 100034)

0 引言

隨著電力市場(chǎng)改革進(jìn)入深水區(qū)，全國(guó)電力市場(chǎng)交易規(guī)模不斷擴(kuò)大，且仍以中長(zhǎng)期交易為主。2019年，中長(zhǎng)期電力直接交易總電量為21771.4億kWh，占全社會(huì)用電量的30.1%。其中，省內(nèi)交易電量合計(jì)為20286.2億kWh，占中長(zhǎng)期電力直接交易總電量的93.2%；其余為省間交易電量[1]。此外，風(fēng)能、光伏等可再生能源的裝機(jī)規(guī)模不斷擴(kuò)大，截至2019年12月底，全國(guó)風(fēng)電并網(wǎng)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2.1億kW，太陽(yáng)能并網(wǎng)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2億kW[2]。隨著可再生能源裝機(jī)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，可再生能源電力消納存在壓力的地區(qū)的可再生能源企業(yè)被迫參與電力市場(chǎng)化交易，以爭(zhēng)取更多的上網(wǎng)電量計(jì)劃。在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格存在不穩(wěn)定性，而中長(zhǎng)期交易將起到穩(wěn)定市場(chǎng)價(jià)格的關(guān)鍵作用。

在國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)、國(guó)家能源局發(fā)布的《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》中，公布了首批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)[3]，甘肅省等4個(gè)地區(qū)將可再生能源納入交易范圍。本文基于可再生能源中長(zhǎng)期交易，對(duì)比歸納了各地區(qū)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)背景下的中長(zhǎng)期交易規(guī)則，結(jié)合各地區(qū)的可再生能源交易情況，剖析了可再生能源參與電力市場(chǎng)化交易面臨的問(wèn)題，并提出了相關(guān)的改進(jìn)建議。

1 可再生能源可參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的試點(diǎn)地區(qū)的中長(zhǎng)期交易規(guī)則對(duì)比

首批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)中，山西省、蒙西地區(qū)、山東省、甘肅省等4個(gè)地區(qū)的可再生能源電力可以參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易。下文從市場(chǎng)準(zhǔn)入、交易品種、交易周期、中長(zhǎng)期曲線分解、中長(zhǎng)期交易作用及其與現(xiàn)貨市場(chǎng)協(xié)調(diào)5方面對(duì)各地區(qū)的新能源中長(zhǎng)期交易規(guī)則進(jìn)行對(duì)比分析[4-5]。

1.1 市場(chǎng)準(zhǔn)入

各地區(qū)的規(guī)則中規(guī)定的市場(chǎng)成員均包括發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶，均對(duì)市場(chǎng)主體準(zhǔn)入條件進(jìn)行了詳細(xì)規(guī)定。其中，山東省規(guī)定自備電廠參與交易必須公平承擔(dān)社會(huì)責(zé)任，以及承擔(dān)政府性基金、政策性交叉補(bǔ)貼和系統(tǒng)備用費(fèi)。

1.2 交易品種

各地區(qū)的交易品種均包括省(地區(qū))間交易、省(地區(qū))內(nèi)直接交易、合約轉(zhuǎn)讓交易。除此以外，山西省還包括抽水蓄能容量電費(fèi)認(rèn)購(gòu)交易、可再生能源電力證書交易等；甘肅省還包括自備電廠向可再生能源企業(yè)發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易，以及輔助服務(wù)補(bǔ)償(交易)機(jī)制等。

各地區(qū)的交易組織方式均包含雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)、掛牌交易這3種。

1.3 交易周期

各地區(qū)交易均以年度、月度及月內(nèi)(多日)為周期開展。

1)山西?。菏￠g交易是根據(jù)北京電力交易平臺(tái)的時(shí)間安排來(lái)參與，主要有年度、月度、月內(nèi)(多日)交易；省內(nèi)直接交易以多年、年度、月度、月內(nèi)(多日)為周期組織開展；市場(chǎng)化合約轉(zhuǎn)讓交易以月度、月內(nèi)(多日)為周期組織開展；抽水蓄能容量電費(fèi)認(rèn)購(gòu)交易按照年組織，具體時(shí)間以交易公告為準(zhǔn)。

2)山東?。弘p邊協(xié)商交易以日歷周為最小周期開展；集中競(jìng)價(jià)交易主要有年度、月度及周交易；掛牌交易也是以日歷周為最小周期開展；基數(shù)合約轉(zhuǎn)讓交易每月開展一次。其中，市場(chǎng)關(guān)停電量交易采用雙邊協(xié)商的方式，提前3天開展協(xié)商。

3)甘肅?。弘娏χ虚L(zhǎng)期交易主要按年度和月度開展；特殊情況下，也可按照年度以上、季度或月度以下周期開展。

1.4 中長(zhǎng)期交易曲線分解

由于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的標(biāo)的物有時(shí)標(biāo)，因此中長(zhǎng)期電力交易作為規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)的工具，應(yīng)且都應(yīng)對(duì)交易進(jìn)行曲線分解。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下，可再生能源應(yīng)根據(jù)功率預(yù)測(cè)及出力預(yù)測(cè)情況，對(duì)中長(zhǎng)期交易曲線進(jìn)行相應(yīng)分解。

交易曲線形成原則各地區(qū)基本一致：以雙邊協(xié)商方式開展的直接交易，交易雙方可自行約定交易曲線，也可以選取典型交易曲線；以集中競(jìng)價(jià)方式開展的直接交易，采用交易公告給出的典型交易曲線；以掛牌交易方式開展的直接交易，掛牌方可自行定義交易曲線，也可以選取典型交易曲線。

典型交易曲線包括年度、月度及月內(nèi)(多日)3種標(biāo)準(zhǔn)交易曲線，一般根據(jù)電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷特性制定，并于交易前發(fā)布。

曲線分解時(shí)，分為年度分解曲線、月度分解曲線、日分解曲線。

曲線分解的具體流程為：先根據(jù)歷史用電情況將年度電量分解到12個(gè)月，再將各月電量分解到月內(nèi)各日，形成月度電量比例Y及各日電量比例D；再根據(jù)日內(nèi)峰、谷、平各個(gè)時(shí)段的不同分解電量，將日電量分解到每個(gè)小時(shí)，形成3種日常用分解曲線(D1、D2、D3)；最終根據(jù)不同的日常用分解曲線可分別形成3種年度常用分解曲線。

1.5 中長(zhǎng)期交易作用及其與現(xiàn)貨市場(chǎng)協(xié)調(diào)

4個(gè)地區(qū)中，蒙西地區(qū)屬于分散式市場(chǎng)，中長(zhǎng)期交易需進(jìn)行實(shí)物交割；其他3個(gè)地區(qū)均為集中式市場(chǎng)，中長(zhǎng)期交易均屬于金融合約性質(zhì)，不需要物理執(zhí)行，但山西省的政府授權(quán)合約需要物理執(zhí)行。

1)蒙西地區(qū)的長(zhǎng)期電量合同包括年度基數(shù)電量合同和各類中長(zhǎng)期電量交易合同，而現(xiàn)貨交易包括日前現(xiàn)貨交易、日內(nèi)現(xiàn)貨交易及實(shí)時(shí)市場(chǎng)交易。日前現(xiàn)貨交易開市前，首先啟動(dòng)中長(zhǎng)期交易日分解流程；在中長(zhǎng)期交易日分解曲線的基礎(chǔ)上，各市場(chǎng)主體申報(bào)次日電力電量買入、賣出意愿，通過(guò)日前集中交易、優(yōu)化出清，確定次日的運(yùn)行方式及曲線。

2)山西省、山東省、甘肅省均屬于集中式市場(chǎng)，采用“合約交易僅作為結(jié)算依據(jù)對(duì)沖市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)、現(xiàn)貨市場(chǎng)全電量充分競(jìng)爭(zhēng)”的電力市場(chǎng)模式，中長(zhǎng)期交易合約優(yōu)先按中長(zhǎng)期交易合約價(jià)格結(jié)算，中長(zhǎng)期交易合約與日前現(xiàn)貨市場(chǎng)偏差按日前現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算，實(shí)時(shí)市場(chǎng)與日前現(xiàn)貨市場(chǎng)偏差按實(shí)時(shí)市場(chǎng)價(jià)格結(jié)算。

3)山西省、山東省同時(shí)開展省內(nèi)和省間市場(chǎng)交易。山西省的省間市場(chǎng)開展的聯(lián)絡(luò)線中長(zhǎng)期交易按交易曲線物理執(zhí)行，省間現(xiàn)貨交易利用省內(nèi)現(xiàn)貨交易平衡后富余的發(fā)電能力開展。

山東省開展中長(zhǎng)期交易時(shí)，包括優(yōu)先發(fā)電合同及電力市場(chǎng)化交易，均需在合同中約定結(jié)算時(shí)依據(jù)的交易曲線。

山東省的省內(nèi)可再生能源電站在競(jìng)價(jià)日申報(bào)運(yùn)行日的短期預(yù)測(cè)出力曲線和價(jià)格，在運(yùn)行日申報(bào)超短期預(yù)測(cè)出力曲線，申報(bào)的運(yùn)行日短期預(yù)測(cè)出力和超短期預(yù)測(cè)出力的10%參與現(xiàn)貨市場(chǎng)出清及市場(chǎng)定價(jià)，并按優(yōu)先發(fā)電次序享有同等條件下的優(yōu)先出清權(quán)，僅對(duì)實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清的可再生能源電站結(jié)果進(jìn)行結(jié)算。

4)甘肅省中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)中，電網(wǎng)公司需開展中長(zhǎng)期負(fù)荷預(yù)測(cè)、發(fā)電容量充裕度評(píng)估，調(diào)度按照“三公”原則分解政府下達(dá)的年度電量計(jì)劃，安排年、月、周等中長(zhǎng)期運(yùn)行方式。買賣雙方自主預(yù)測(cè)供需情況，開展雙邊交易，調(diào)整生產(chǎn)計(jì)劃，實(shí)現(xiàn)電力可像普通商品一樣自由買賣，市場(chǎng)主體具有高度的自主權(quán)和選擇權(quán)。通過(guò)中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)來(lái)確定能量市場(chǎng)70%以上的交易量，從而鎖定遠(yuǎn)期價(jià)格，規(guī)避現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。

2 可再生能源中長(zhǎng)期交易情況

2019年，全國(guó)有14個(gè)省份或地區(qū)針對(duì)非水可再生能源開展了電力市場(chǎng)化交易，均為可再生能源發(fā)電消納存在一定壓力的省份或地區(qū)，主要是新疆維吾爾自治區(qū)、甘肅省、寧夏回族自治區(qū)、青海省、蒙西地區(qū)、蒙東地區(qū)、黑龍江省、遼寧省、吉林省、云南省、貴州省、山西省、河北省、福建省。

根據(jù)某發(fā)電集團(tuán)2019年的交易數(shù)據(jù)，可再生能源參與電力市場(chǎng)化交易的主要交易類型包括大用戶直供交易、跨省跨區(qū)外送交易、風(fēng)火置換交易、風(fēng)電清潔供暖交易、電力現(xiàn)貨交易及其他交易等6類。其中，大用戶直供交易電量占總交易電量的24.9%；跨省跨區(qū)外送交易電量占總交易電量的38.9%；風(fēng)火置換交易電量占總交易電量的7.5%；電力現(xiàn)貨交易占總交易電量的2.2%；風(fēng)電清潔供暖交易電量占總交易電量的2.2%；其他交易電量占總交易電量的24.3%。由此可見(jiàn)，可再生能源電力現(xiàn)貨交易電量只占總交易電量的2.2%，剩余97.8%的仍然是中長(zhǎng)期交易，大用戶直供交易及跨省跨區(qū)外送交易仍然是目前的主要交易類型。

各地區(qū)所有的交易類型如表1所示。

表1 各類交易參與區(qū)域統(tǒng)計(jì)表Table 1 Statistics of transactions in different regions

將表1中的省份或地區(qū)劃分為東北、西北、華北、西南4個(gè)區(qū)域及福建省，對(duì)其各類交易的具體開展情況進(jìn)行分析。

2.1 東北區(qū)域

東北區(qū)域覆蓋蒙東地區(qū)、遼寧省、黑龍江省、吉林省等4個(gè)省份和地區(qū)，可再生能源主要通過(guò)高嶺直流及魯固直流開展輸送至華北及山東的外送交易，從而實(shí)現(xiàn)電力消納。

近兩年，東北區(qū)域外送交易價(jià)格穩(wěn)定在308.52元/MWh。由于蒙東地區(qū)的火電標(biāo)桿價(jià)格低于外送交易價(jià)格，因此其外送交易占比超過(guò)80%；黑龍江省內(nèi)大用戶直供交易價(jià)格與外送交易價(jià)格一致，均為308.52元/MWh；吉林省、遼寧省內(nèi)大用戶直供交易價(jià)格高于外送交易價(jià)格。另外，黑龍江省和遼寧省還開展了風(fēng)電清潔供暖的相關(guān)交易。

遼寧省共有5種交易方式，分別為送華北、送山東、雙邊交易、煤改電交易和重點(diǎn)扶植企業(yè)交易。其中，交易電價(jià)有3種，2019年送華北、送山東及重點(diǎn)扶植企業(yè)交易電價(jià)為308.52元/MWh；雙邊交易電價(jià)為360元/MWh；煤改電交易電價(jià)為150元/MWh(以上價(jià)格均不含補(bǔ)貼)。

2.2 西北區(qū)域

西北區(qū)域內(nèi)各地區(qū)由于省內(nèi)消納空間有限，主要開展跨省跨區(qū)外送交易?？缡】鐓^(qū)外送主要的外送通道及交易包括吉泉直流外送至華東地區(qū)、天中直流外送至華中地區(qū)、靈紹直流外送至華東地區(qū)、昭沂直流外送至華北地區(qū)、銀東直流外送至山東地區(qū)及祁韶直流外送至華中地區(qū)。

新疆維吾爾自治區(qū)交易可分為天中直流外送及新疆省內(nèi)交易，合計(jì)約13個(gè)品種。甘肅省2019年全省可再生能源交易電量達(dá)到216.4億kWh；2020年寧夏回族自治區(qū)風(fēng)電基數(shù)小時(shí)核定為750 h，剩余電量全部通過(guò)參與市場(chǎng)交易獲得。

目前寧夏回族自治區(qū)主要通過(guò)集中競(jìng)價(jià)、掛牌、雙邊協(xié)商的方式進(jìn)行交易，而從交易情況來(lái)看，外送電量電價(jià)高于自治區(qū)內(nèi)大用戶直供交易電價(jià)，且價(jià)格優(yōu)勢(shì)明顯，但跨省跨區(qū)外送市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)較為激烈。

2.3 華北區(qū)域

山西省開展中長(zhǎng)期交易包括省內(nèi)大用戶直供交易及雁淮直流外送交易，且大用戶直供交易的占比較高。

河北省主要是張家口地區(qū)開展了高新技術(shù)企業(yè)掛牌交易及清潔供暖交易，平均交易電價(jià)約為300元/MWh(不含補(bǔ)貼)。

2.4 西南區(qū)域

目前，云南省的可再生能源是全電量參與交易，主要開展的交易是年度雙邊交易、月度交易及日前交易?？萜狡陔妰r(jià)由市場(chǎng)交易形成，汛期電價(jià)按照市場(chǎng)平均成交價(jià)結(jié)算。

貴州省開展“西電東送”交易：自2016年1月1日起，由貴州省政府組織，省調(diào)調(diào)度的火電廠、水電站及風(fēng)電場(chǎng)共同承擔(dān)，并按各電廠可分配電量基數(shù)占可分配電量總量的比例進(jìn)行分配，實(shí)現(xiàn)按月結(jié)算，年底清算；風(fēng)電企業(yè)參與“西電東送”交易的結(jié)算電價(jià)是在政府價(jià)格主管部門核定的上網(wǎng)電價(jià)的基礎(chǔ)上，每kWh下調(diào)0.0276元/kWh來(lái)確定；自2019年7月1日起，在現(xiàn)行“西電東送”交易上網(wǎng)電價(jià)的基礎(chǔ)上，再下調(diào)0.016元/kWh。

2.5 福建省

福建省目前只有風(fēng)電參與交易，采用掛牌的形式，在標(biāo)桿電價(jià)的基礎(chǔ)上，統(tǒng)一降價(jià)幅度為30元/MWh。除交易電量外，其余電量仍按照批復(fù)電價(jià)全額上網(wǎng)。交易電量由發(fā)電企業(yè)在規(guī)定時(shí)間內(nèi)，通過(guò)電量交易平臺(tái)將工信廳規(guī)定的電量、電價(jià)信息錄入，再由用戶進(jìn)行集中摘牌。

3 可再生能源中長(zhǎng)期交易存在的問(wèn)題

目前，可再生能源中長(zhǎng)期交易存在以下幾個(gè)問(wèn)題：1)可再生能源上網(wǎng)電量仍未能全額保障性收購(gòu)；2)可再生能源市場(chǎng)交易競(jìng)爭(zhēng)激烈，部分可再生能源交易價(jià)格偏低；3)可再生能源輔助服務(wù)費(fèi)用負(fù)擔(dān)越來(lái)越重。下文對(duì)這幾個(gè)問(wèn)題進(jìn)行詳細(xì)分析。

3.1 可再生能源上網(wǎng)電量仍未能全額保障性收購(gòu)

一方面，部分區(qū)域的可再生能源保障利用小時(shí)數(shù)仍低于國(guó)家規(guī)定小時(shí)數(shù)。以風(fēng)電為例，寧夏回族自治區(qū)2018年執(zhí)行的保障利用小時(shí)數(shù)僅為750～850 h，低于國(guó)家規(guī)定的1850 h；甘肅省每月以180 h作為發(fā)電小時(shí)數(shù)結(jié)算基準(zhǔn)，其中基數(shù)小時(shí)數(shù)為52 h，交易小時(shí)數(shù)為128 h，交易偏差小時(shí)數(shù)以滾動(dòng)方式調(diào)整下月基數(shù)小時(shí)數(shù)，并在年底進(jìn)行全面清算，而這一基數(shù)小時(shí)數(shù)遠(yuǎn)低于國(guó)家保障性收購(gòu)政策規(guī)定的1800 h。

另一方面，可再生能源交易規(guī)模和交易范圍不斷擴(kuò)大[7]。例如2019年某可再生能源發(fā)電集團(tuán)的交易電量占其總發(fā)電量的比例達(dá)30%。據(jù)2019年12月19日國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)組織召開的清潔能源消納月度例會(huì)上發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2019年1～11月，國(guó)網(wǎng)所轄區(qū)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(zhǎng)24%。同時(shí)，轄區(qū)的省內(nèi)大用戶直供交易達(dá)398億kWh，同比增長(zhǎng)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，隨著全面放開經(jīng)營(yíng)性電力用戶發(fā)、用電計(jì)劃，以及全國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)的全面運(yùn)行，可再生能源市場(chǎng)交易規(guī)模將進(jìn)一步加大，涉及區(qū)域也將擴(kuò)大。但電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)的全面加速，將會(huì)對(duì)可再生能源非交易區(qū)域存量項(xiàng)目的全額保障性收購(gòu)帶來(lái)不確定的降價(jià)沖擊，從而將進(jìn)一步擠壓可再生能源企業(yè)的盈利空間。

3.2 可再生能源市場(chǎng)交易競(jìng)爭(zhēng)激烈，部分可再生能源交易價(jià)格偏低

風(fēng)電等可再生能源電力被認(rèn)為發(fā)電邊際成本低，在市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)中只能低價(jià)參與交易[8]；部分區(qū)域限電嚴(yán)重，且需深度參與交易[9]。可再生能源的省內(nèi)大用戶直供交易價(jià)格往往低于火電價(jià)格，未能體現(xiàn)可再生能源發(fā)電的綠色價(jià)值。如新疆維吾爾自治區(qū)內(nèi)的大用戶直供交易、新能源電采暖交易和可再生能源替代等交易，結(jié)算均價(jià)僅為30～50元/MWh，只能以價(jià)換量；蒙西地區(qū)的可再生能源發(fā)電超過(guò)保障利用小時(shí)數(shù)1500 h的發(fā)電量部分，成交價(jià)格由政府統(tǒng)一定價(jià)為55.7元/MWh，每季度申報(bào)一次，通過(guò)電網(wǎng)安全校核方可執(zhí)行；甘肅省由于新能源電力嚴(yán)重供大于求，并且電網(wǎng)結(jié)構(gòu)不合理，嚴(yán)重制約了其消納能力，中長(zhǎng)期交易讓價(jià)幅度較大，加之啟動(dòng)省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)會(huì)進(jìn)一步造成交易電價(jià)和交易電量的波動(dòng)，壓縮可再生能源企業(yè)的利潤(rùn)空間，因此經(jīng)營(yíng)壓力依然巨大。

3.3 可再生能源輔助服務(wù)費(fèi)用負(fù)擔(dān)越來(lái)越重

2019年，東北區(qū)域、山西省、福建省、山東省、新疆維吾爾自治區(qū)、寧夏回族自治區(qū)、廣東省、甘肅省等8個(gè)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)改革試點(diǎn)已全面開展了電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)行[10]?；痣娖髽I(yè)深度調(diào)峰改造加速及現(xiàn)行的輔助服務(wù)考核機(jī)制在一定程度上緩解了棄風(fēng)限電問(wèn)題，但調(diào)峰潛力挖掘盡之后，可再生能源消納空間不會(huì)增長(zhǎng)，而可再生能源企業(yè)承擔(dān)的輔助服務(wù)費(fèi)用會(huì)出現(xiàn)猛增。比如開展較早的東北區(qū)域輔助服務(wù)市場(chǎng)中，88座火電廠已有86座具備了有償調(diào)峰能力。因此，在可再生能源中長(zhǎng)期交易下，可再生能源企業(yè)要面對(duì)市場(chǎng)交易和輔助服務(wù)減利的雙重壓力。

4 相關(guān)建議

針對(duì)可再生能源參與電力市場(chǎng)化交易，提出以下幾點(diǎn)建議：

1)建議優(yōu)先保障可再生能源保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)，在完成最低保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)的基礎(chǔ)上，積極有序開展各種方式的能夠保障可再生能源增發(fā)電量的電力市場(chǎng)化交易。對(duì)于部分省內(nèi)大用戶直供交易及電供暖交易等純粹以讓利為目的的交易，省內(nèi)應(yīng)控制相應(yīng)的交易規(guī)模，可再生能源企業(yè)不應(yīng)參與。如黑龍江省內(nèi)大用戶直供交易及風(fēng)電供暖交易設(shè)置了相應(yīng)的價(jià)格上限，參與交易并不能增加可再生能源企業(yè)的發(fā)電空間。

2)破除省間壁壘，擴(kuò)大跨省跨區(qū)交易規(guī)模。我國(guó)電力資源和實(shí)際負(fù)荷總體上呈現(xiàn)逆向分布。西北區(qū)域等的可再生能源本地消納空間有限，各省跨省跨區(qū)交易價(jià)格均高于省內(nèi)大用戶直供交易價(jià)格，寧夏銀東直流部分的外送價(jià)格甚至高于本地火電標(biāo)桿價(jià)格。優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行，促進(jìn)調(diào)峰資源在省間、網(wǎng)間互濟(jì)；依托大數(shù)據(jù)、人工智能等先進(jìn)技術(shù)，提高可再生能源企業(yè)功率預(yù)測(cè)系統(tǒng)的準(zhǔn)確度，加強(qiáng)可再生能源企業(yè)與電網(wǎng)調(diào)度側(cè)預(yù)測(cè)信息協(xié)同互通，建立電網(wǎng)整體可再生能源出力預(yù)測(cè)預(yù)報(bào)體系[11]。

3)完善輔助服務(wù)市場(chǎng)，合理分擔(dān)系統(tǒng)輔助服務(wù)費(fèi)用。目前，各區(qū)域的輔助服務(wù)品種較少，調(diào)用成本偏高，成本費(fèi)用均由可再生能源承擔(dān)，不利于可再生能源的消納。建議將所有享受輔助服務(wù)的市場(chǎng)主體都納入成本分擔(dān)范圍，同時(shí)進(jìn)一步完善修訂輔助服務(wù)市場(chǎng)政策，推動(dòng)電儲(chǔ)能、可中斷負(fù)荷、需求側(cè)響應(yīng)參與輔助服務(wù)，促進(jìn)輔助服務(wù)市場(chǎng)低成本發(fā)展。

4)建議建立可再生能源容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制，確?？稍偕茉唇】祬⑴c電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。火電能夠靈活選擇參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)、調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)、備用輔助服務(wù)市場(chǎng)，風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源電力只能被動(dòng)參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源電力邊際成本低，在部分限電嚴(yán)重省份的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，容易發(fā)生價(jià)格傾軋的情況。部分省份如山東省，為保護(hù)火電企業(yè)，避免價(jià)格傾軋?jiān)斐傻睦鎿p失，已研究制定火電容量補(bǔ)償電價(jià)。風(fēng)電、光伏發(fā)電的建設(shè)成本高于火電，也應(yīng)制定相應(yīng)的容量補(bǔ)償辦法，確?？稍偕茉唇】祬⑴c電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。

5 結(jié)論

本文對(duì)比歸納了首批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)中將風(fēng)電、光伏電力等可再生能源電力納入交易范圍的4個(gè)省份在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下的中長(zhǎng)期交易規(guī)則，分析了目前全國(guó)各區(qū)域可再生能源的交易形勢(shì)，并指出當(dāng)前可再生能源中長(zhǎng)期交易存在的問(wèn)題主要在于可再生能源上網(wǎng)電量仍未能全額保障性收購(gòu)，可再生能源市場(chǎng)交易競(jìng)爭(zhēng)激烈且部分可再生能源交易價(jià)格偏低，以及可再生能源輔助服務(wù)費(fèi)用負(fù)擔(dān)越來(lái)越重。對(duì)此，針對(duì)可再生能源參與電力市場(chǎng)化交易提出了建議，主要為：1)優(yōu)先保障可再生能源保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)，在最低保障性收購(gòu)小時(shí)數(shù)的基礎(chǔ)上開展可保障可再生能源增發(fā)電量的電力市場(chǎng)化交易；2)破除省間壁壘，擴(kuò)大跨省跨區(qū)交易規(guī)模；3)完善輔助服務(wù)市場(chǎng)，合理分擔(dān)系統(tǒng)輔助服務(wù)費(fèi)用；4)建立可再生能源容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制，確?？稍偕茉唇】祬⑴c電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。