深度文章 | 绿色电力市场本质动因及设计思考

4 中国现阶段绿色电力市场交易机制设计思考

与国外不同的是，在新能源快速发展之前，欧美 一些地区电力市场发展已相对成熟，而中国电力市 场随着发电计划逐步放开，正处于重构建设之中，逐 步向省间电力市场和省电力市场组成的全国统一电 力市场体系结构发展［9］。考虑到中国电力市场建设 刚刚起步，并且随着配额制度激励，风电等绿色电力 将进入市场竞争，使得中国电力市场设计在起步阶 段就需要兼顾绿色环保的发展目标。

当前，建议在常规能源发电的年度、月度合约交 易基础上，建设国家可再生能源远期市场，组织年度、月度等绿色电力绿证捆绑式交易，稳定绿色电力 供应商收益与配额用户消纳绿色电力的全部成本。 同时随着各省级现货市场深入推进，基于中国消纳 绿色电力调峰的主要矛盾，建立低谷消纳时段发电 权市场交易机制，为风电等绿色电力电量防止被弃 提供了避险工具，同时激励调峰资源拓宽调节空间， 并融入当前省内电能现货市场，挖掘并利用存量机 组的调峰潜力，激励需求侧减少峰谷差，优化用电行 为。在各省现货电力市场建设的同时，省间现货市 场则建议从日内市场起步，组织跨区跨省日内现货 交易，便于与省内日前、实时现货市场衔接，不仅促 进富裕新能源的外送交易，还促进各省资源互济，平 抑新能源波动，减轻新能源富集省区实时市场不平 衡电量。不平衡电量则通过省间、省内多时间尺度 的备用等辅助服务市场定价，激励大范围调节资源 维系系统平衡，并促进新能源消纳。

1）绿色电力市场中，交易主体准入建议鼓励多 个风电交易商拼电聚合参加市场集中竞价，以减少 不平衡的考核费用，也有助于减轻交易组织成本。 

由于中国风电等新能源具有集中并网的特点， 风电场相互间的电气距离短，特别是针对同一电网 节点位置下的风电集群，日前、日内等现货市场交易 主体准入应兼容多个风电商的拼电聚合竞价，并鼓 励组成平衡结算单元进行统一结算。其优越性表现 在以下几个方面。

①单个风电容量较小，预测难度大，并不利于风 电的市场竞争；相对而言，多个风电拼电聚合竞价充 分利用了风电出力的相关性，开展集中预测，减小了 日前、日内市场的申报偏差，有利于风电在日前、日 内市场的竞价决策。 

②多个风电场聚合竞价，特别是同一电网节点 下的风电聚合，对远期市场、现货市场集中出清影响 小，同时减少了交易主体数目，提高了市场出清效 率，减小交易组织成本。 

③多个风电聚合成平衡结算单元，与市场统一 开展结算。单元内部收益与惩罚自行协商，可按实 际发电量比例分摊，简单易行，共担风险。相对于单 个风电场单独竞价，一般情况下，聚合竞价模式会降 低各风电商不平衡偏差考核风险。

2）以可再生能源发电与用户的直接交易为主， 建设国家可再生能源市场，近期通过设计灵活多样 的中长期绿色电力交易品种与交易机制，激励全国 范围内的用户主动消纳可再生能源，落实用户侧的 可再生能源发电的配额责任。

在配额制激励下，建立国家级可再生能源电力 远期市场，在跨区跨省、省内中长期电能交易之前， 统一组织绿色电力供需双方的年度、月度等绿色电 力绿证捆绑式直接交易，扩大了市场范围，促进完成 配额总量中的大部分可再生能源电力的统一优化配 置，提前锁定新能源发电商的收益与配额用户的消 纳成本。余下的可再生能源配额进行绿色电力绿证 分散交易，即新能源电力同其他能源电力无差别参 与省间、省内电力竞价交易，并获得绿证，将其转卖 给证书需求方。

在配额制度激励下，建立国家级可再生能源绿 色电力绿证捆绑式交易的远期市场，体现了绿色电 力电能价值与环境价值的统一，提高了绿色电力交 易效率，实现了绿色电力资源的大范围优化配置，有 助于冲破省间消纳风电等绿色电力的交易壁垒。但 是在实际组织交易时，需要兼顾绿色电力的不确定 性等特点以及中国的国（分）省的多级调度体制，具 体表现在以下几个方面。

①随着现货市场的建设，中长期电量交易演进 成带日分时曲线的电量交易，便于日前等现货市场 衔接。但是对于可再生能源发电，出力高度依赖天 气，要提前一年、数月甚至数周去预测某日风速、光 照等天气情况是相当困难的，因此对于中长期市场， 风电等可再生能源发电更适应当前电量打包销售， 在交割日之前（如交割日前一天）再约定分时交割曲 线为宜。

②在责任主体为用户侧的配额制度作用下，绿 色电力的供需双方基于提前锁定绿色电力收益和购 电成本的需要，可再生能源的发电和用电双方都有 将绿色电力与绿证捆绑交易的需求。在此情况下， 中长期电力合约的金融性质将使得交易组织变得异 常复杂，如差价合约缺少绿色电力绿证的捆绑式现 货价格，因而难以最终进行结算。其本质原因是绿 色电力绿证捆绑交易与传统能源电力交易两者的交 易标的不同，前者不仅包含电量标的，还包含了绿证 的环境价值，而后者仅包括电能价值。因此，在当前 缺少成熟稳定的绿色电力绿证现货市场支撑下，通 过国家可再生能源发电市场形成的中长期交易合同 建议是物理性质的，使得交易简单化，稳定了用户消 纳绿色电力的全部成本，促进了用户主动消纳绿色 电力。同时，驱动电网公司优化年月度运行方式，刚 性地接纳风电，与现行的风电等优先发电制度无缝 对接。

③在国家级可再生能源电力远期市场形成的中 长期合同，在交割日前一天，供需双方根据次日合同 电量约定分时曲线，跨区跨省的绿色电力交易双方 形成的交易曲线应纳入省间交易计划，并交由国分 省调度机构基于次日负荷预测联合进行安全校核，只有在系统安全约束或机组物理约束无法满足时， 才能对中长期物理合约进行削减，削减时应遵循均 等削减原则，即均等削减可再生能源的发电成交量， 并均等削减用户的可再生能源成交量。省级日前市 场以经过校核后可再生能源分时电力为约束进行市 场出清，保障可再生能源市场成交电量。

④在国家级可再生能源电力远期市场形成的中 长期合同也有别于常规能源电力中长期合同。为应 对可再生能源发电和用户用电行为的不确定性，应 增加双方偏差电量的约定条款，特别是针对欠发欠 用情况，应约定合同曲线的负偏差补偿价格，并作为 中长期物理合同补充条款，以便在负偏差结算时调 用。比如风电欠发，应约定风电商应支付给合同用 户在现货市场购买欠发电量的补偿价格，反之亦然。

3）针对风电等绿色电力富集的省区，在特定时 段（如低谷消纳时段）建立发电权市场交易机制，为 防止风电等绿色电力电量被弃提供了避险工具，同 时激励调峰资源拓宽调节空间，并融入当前省内日 前实时电能市场，提高调峰机组的交易效率。

近些年，中国在安全约束机组组合（SCUC）/安 全约束经济调度（SCED）已积累了丰富经验，基于 SCUC/SCED 的集市场交易与系统运行于一体的 日前、实时等现货市场交易模式随之被中国大多数 现货试点方案所采用。在可再生能源配额制的激励 下，当新能源完全自由进入市场后，市场出清就变得 复杂了。常规能源的电力市场出清实现供给盈余最 大化（发电侧单边竞价市场）或生产消费盈余最大化 （发用电双边竞价市场），然而绿色电力市场出清不 仅需要实现电能生产消费盈余最大化，还需达到消 纳绿色电力的社会福利最大化。消纳绿色电力的社 会福利最大化意味着绿色电力正外部性价值（环境 容量价值）与负外部性代价（系统接纳成本）实现均 衡。在新能源富集的三北地区，低谷风电消纳压力 巨大。其中，燃煤机组突破最小技术出力约束的下 调成本以及启停调峰成本是中国最主要的新能源接 纳成本。当前，基于中国电源结构矛盾，东北等地首 创了调峰辅助服务市场［10］，实现了传统机组调峰辅 助服务价格发现，实践中也促进了新能源消纳。但 是，随着现货市场的建设，基于 SCUC/SCED 的日 前、实时等现货市场交易如何兼容低谷时段的调峰 服务成为绿色现货市场设计的重点。

低谷调峰问题表面上是机组下调能力不足，实 质上则是绿色电力与火电等其他电源之间竞争负荷 低谷时段有限的发电空间。为此，本文提出低谷时 段发电权交易促进低谷系统调峰，即在现货市场中， 不仅组织风电等绿色电力厂商电能出售交易，同时 针对可能被弃的绿色电力电量，组织绿色电力厂商 竞价发电权利。通过发电权交易，既为风电等绿色 电力电量防止被弃提供了避险工具，同时也为市场 出清时的弃风等管理提供了指引。

与目前中国新能源替代发电交易不同，低谷时 段发电权交易本质上是期权交易，是绿色电力商在 低谷时段按市场价格向深调发电机组（未来还可以 是低谷增加用电的移峰填谷用户）支付权利金，以获 得约定电量的发电权利，保证该部分电量在电能市 场出售获益。在实际交割时段，绿色电力商可不行 使发电权利，但权利金一般不得退还，以激励绿色电 力提高预测能力。因此，将低谷发电权交易品种融 入现货集中竞价之中便成为市场设计关注的焦点。

①竞价申报环节。在绿色电力现货市场，火电 机组除了申报其电能报价、最大最小出力、爬坡约 束、物理合同交割曲线外，还需要申报突破自身最小 出力约束降低出力的补偿意愿，即目前的深度调峰 报价。风电机组等绿色电力除了申报日出力曲线及 售出价格外，还需在低谷时段上报避免被弃电量发 电权力的申购价格。

②市场出清环节。火电机组突破自身出力约束 的报价使得报价曲线先下降后上升，进而使得市场 出清模型可能变成非凸。因此，需通过市场机制设 计提升日前等现货市场出清实用性和鲁棒性。

以日前市场出清为例，可采用分步出清法。首 先，以火电机组在最小技术出力至最大技术出力范 围等约束进行市场出清，形成正常态的出清结果。

若存在绿色电力消纳困难，则在消纳困难时段， 以正常态的出清结果为初值，按照机组深度调峰报 价以及绿色电力申购发电权报价，以供需盈余最大 化为目标进行发电权市场出清，绿色电力在正常态 出清结果基础上获得了增发权利，以此促进了绿色 电力消纳。调度机构需对绿色电力增发电量进行安 全校核，支撑电网能接纳该部分电量。

最后，以低谷时段发电权交易后的绿色电力机 组以及调峰机组出力等为约束，重新出清电能市场， 修正之前的出清结果，实现调峰时段与非调峰时段 的出清融合。

③在绿色电力市场中，可再生能源不确定性造 成出清约束不确定性处理有很多方法，若以最悲观 的风电等绿色电力出力预测进行出清，市场出清结 果往往偏于保守，虽提升了系统安全性，但可能损害 了经济性。因此，除了持续提高系统预测绿色电力 能力外，建议引入概率分析等方式配置备用需求，评 估可能的阻塞情况，市场出清抓住绿色电力大概率 出力情况下的出清约束，对于绿色电力小概率行为引发的电网运行状态一旦出现，可采用市场外人工 调度，反而可能更加经济。

④信息发布环节。绿色电力市场出清信息发布 不仅发布最终交易成交结果，还应发布没有调峰时 的出清结果，包括风电等绿色电力调峰之前的中标 曲线，以增强市场的透明性，也便于低谷时段绿色电 力增发电量申报与市场结算。

4）区域省间现货市场以日内市场建设为起点， 建立与省内日前、实时市场有序衔接机制，平滑新能 源富集省区日前市场与实时市场的出清偏差，同时 促进新能源跨省跨区消纳。

随着可再生能源发电比例增加，日前市场与实 时市场的出清偏差增大，亟待通过日内市场交易配 置电力资源，促进市场交易主体平衡风电偏差。在 当前省间-省内两级市场交易体系下，省内现货市 场已从日前、实时市场试点起步，而省间现货市场建 设仍在研究之中。

省间现货市场从日前市场起步，各省市场模式 不尽相同，省间与省内日前市场的衔接就变得相当 复杂，不论是市场顺序出清（如省内先预出清、省间 出清、省内正式出清）还是省间省内市场联合出清， 都不可避免地产生信息交互迭代，联合出清为实现 全局最优，往往更需要多次迭代，对市场交易组织效 率、交易平台可靠性等都提出极高挑战；而省间现货 市场若从实时市场起步，则不可避免地导致联络线 交易计划频繁变动，甚至可能引起省间实时交易计 划与省内实时交易计划相互冲突，造成市场配置资 源浪费，降低市场效率。省间实时市场交易电量规 模虽然可能较小，但由于临近电网运行时刻，实现技 术却相当复杂。而对于日内市场，各省对其建设需 求并不一致。一般对于电源结构合理、传统能源为 主、供需相对稳定且易于预测的省级电力市场效率 提升并不显著；而对于新能源高比例的省级电力市 场的适用性相对较高。因此，基于中国电网分区平 衡的管理模式，日内市场可直接从省间市场起步，时 序上前承省内日前市场，后连省内实时市场，有助于 激励其他省份的电力资源在日内时间尺度上平衡新 能源富集省区的绿色电力波动，拓宽资源的配置空 间，有利于发现互联电网电力互济的经济价值。具 体表现在以下 2 个方面。

①省间现货市场以日内市场起步，符合新能源 供应商的交易需要，并促进大区用户消纳绿色电 力。与传统参与者（火电）不同，新能源供应商往往 越临近执行时刻，其出力预测精度越高。因此，一般 情况下，新能源供应商更倾向于参与日内市场交 易。而且中国新能源与负荷呈逆向分布，新能源富 集省区的绿色电力内部消纳空间有限，大部分富余 绿色电力需要外送东部负荷密集地区。因此相对于 省内日内市场，省间交易平台先期实施日内市场交 易，既符合新能源出力的技术特点，同时也扩大了新 能源的消纳范围，有助于不同地区用户完成新能源 的消纳指标。

②省间现货市场以日内市场起步，激励了大区 甚至是全网调节资源，平滑新能源引起的市场价格 波动，体现电网互联运行的经济价值。考虑到电网 调节资源的启动时间、爬坡速率等技术特性，一般新 能源富集省区电网在实时运行之前几个小时需要更 多操作才能减轻实时平衡的难度，更需要通过日内 市场配置资源，激活电网调节资源的价值。但由于 新能源富集省区的调节资源有限，特别是供热期间， 更加剧了调节资源短缺，加重省区调节服务成本，因 此相对于省内开辟日内市场，省间日内市场拓宽了 调节资源的配置空间，有助于利用新能源富集省外 资源平抑省内系统偏差，平滑日前市场与实时市场 的价格波动，充分发挥了中国电网互联优势。

省间市场连接了各省日前与实时市场，扩大了 资源配置范围，有利于提高含大规模新能源的绿色 电力市场的整体效率，但有可能引起以下 2 个问题。

①在电力负荷高峰时段，电力输出省份供应商 为追求自身利润最大化，有可能不参加省内日前市 场而将交易延迟至省间日内市场，造成供给省份电 力供给不足，提高了供给省区的上网电价，从而带动 销售电价上抬，有可能遭到当地财税政策的制约。 为此，输出省日前市场建议强制发电全容量报价（调 峰机组还需申报最小出力以下的报价），省内日前市 场按照本省负荷需要，强制出清，优先保持本省供需 平衡，容量盈余部分进入省间日内市场竞价，该方案 虽降低了市场整体福利，但是兼顾了各省经济发展， 更易施行。

②对新能源的波动提供调节服务的省份，由于 参与了省间市场，改变了本省实时平衡市场的供需 比重，有可能影响了本省平衡市场的出清价格，增加 了本省的平衡负担。为此，各省应在日前开展调频 备用等辅助服务产品申报量价信息，并在省间日内 市场开市之前进行预出清并发布给相关交易主体， 交易主体须满足备用预出清等约束参加省间日内市 场，各省调度机构汇总市场主体参与日内市场申报 信息。首先，校核省电网安全运行的备用要求，其 次，对可对申报电量进行省内输电约束分析，保证申 报的电量能送得出、受得进，有利于提升省间出清 效率。

5）深入研究大规模可再生能源富集区域电网的

运行特性，因地制宜、循序渐进地建立多交易品种、 多时间尺度和多类主体参与的辅助服务市场体系， 通过市场化定价方式激励大范围调节资源维系系统 安全，促进新能源消纳。

当前，中国试点地区辅助服务市场处于探索阶 段，交易品种以调频、调峰为主，交易品种总体较少， 部分试点地区备用仍按义务方式提供。随着风电等 大规模基于电力电子变流装置并入电网，电网运行 的机电特性以及电磁暂态特性都发生变化，需要系 统地审视电网安全运行所需要的辅助服务体系，通 过引入市场化机制，激励更大范围的、性能优质的调 节资源，参与互联电网稳定运行之中。为此，需要妥 善处理以下 4 个问题。

①明确辅助服务的受益主体，因地制宜地建立 公平高效地辅助服务成本分摊机制。目前，中国辅 助服务费用仅在发电侧分摊。随着市场体系和价格 机制的逐步完善，应探索向用户公平合理分摊辅助 服务费用的传导机制，保证各方市场主体的经济利 益和公平。 

②根据新能源大规模并网后的系统运行特点， 细致设计辅助服务交易产品。随着可再生能源比例 的不断提升，应针对系统特性设计相应的辅助服务 产品。除了关注调频备用与无功调节等常见的辅助 服务产品，解决新能源波动性带来的系统有功与电 压控制问题外，还应积极探索引入爬坡类产品、系统 惯性等新型辅助服务交易品种，满足系统对于具有 快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，并通过市 场化定价方式对此类机组进行经济补偿，进一步促 进可再生能源消纳。近些年，风电等基于电力电子 变流并网装置与常规能源电力系统之间交互影响， 引发了更宽频带的功率振荡，设计如功率振荡镇定 等辅助服务品种，通过市场化机制激励电网控制技 术革新与进步也是辅助服务市场承载的作用。 

③根据辅助产品的特点，设计集中竞价与双边 交易相结合模式，建立中长期、短期等多时间尺度的 平衡资源获取机制。对于与能量市场耦合紧密的辅 助服务如调频备用，竞争程度较强，可以采用集中竞 价短期交易为主的形式，辅以长期合约锁定备用容 量的交易方式，既提高了辅助服务市场流动性，又减 少了实时备用容量不足时短期购买费用过高的风 险，对于竞争范围受限的辅助服产品如无功调节、黑 启动等可通过长期双边合约形式购买。 

④不断完善辅助服务市场价格机制，吸引需求 侧创新商业模式，拓宽辅助服务资源的利用范围，建 立发电侧、需求侧等多类主体共同参与的辅助服务 资源供给机制，以提高系统灵活性和市场竞争性，降低平衡成本。需求侧成员可以通过需求响应参与平 衡资源供给，提供可中断负荷服务等，储能和电动汽 车等可通过技术升级提供调频等服务。但是需求侧 资源数量众多、分布较广，单体容量较小、成本较高， 因此，需要通过完善的辅助服务市场，释放出公开透 明的辅助服务价格信号，激励需求侧资源创新商业 模式，聚合提供辅助服务。

5 结语 

将绿色电力市场理解成绿色电力的市场比较狭 隘，绿色电力市场体现的是电力市场在配置电力资 源的绿色环保发展目标。绿色电力市场建设是个系 统工程，通过市场机制提高可再生能源在能源消费 中的比例是绿色电力市场的核心内容，本文在分析 绿色电力市场概念、内涵动因的基础上，分别从可再 生能源发电进入市场后的绿色政策、市场交易机制、 跨市场交易等进行比对分析欧美电力市场促进系统 绿色化的经验，同时结合当前国内电力市场建设环 境和发展阶段，提出了相应的市场设计建议，抛砖引 玉，以期能为中国绿色电力市场建设提供思路。