中国机制电价政策下新能源全量参与现货市场的交易与结算方法

《Energies》：Trading and Settlement Methods for Full Participation of New Energy in the Spot Market Under China’s Mechanism Price Policy

　　

面对中国现货电力市场仍处于发展初期且机制电价政策并行实施的复杂运行环境，本文研究了高比例新能源全量参与现货电力市场时面临的机制适应性挑战。研究人员构建了一种兼具交易灵活性、多时间尺度协调和政策衔接特性的交易与结算机制。发电侧和用电侧的全量电量均纳入现货市场出清与结算，从而强化现货市场在资源配置中的作用。进一步根据电量类型和参与者类别设计了差异化的报价、结算和责任承担机制，明确责任边界并支持不平衡资金分配。构建了多时间尺度交易机制，以衔接短周期灵活交易、日前报价、日内滚动调整和实时平衡。此外，设计了差异化的中长期合同机制和二次结算体系，以满足系统调峰和风险管理需求。这些设计还支持与新能源机制电价政策、水电核电优先发电、保障性用电以及电网企业代理购电的协调。案例研究表明，所提机制有助于缓解市场效率扭曲，提升现货市场对高比例新能源的适应性，并支持政策相关补偿成本和系统调节成本的合理分摊。

论文解读文章

**研究背景与问题**
中国持续推进碳达峰碳中和目标，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。在此背景下，风电和光伏（PV）装机快速增长，推动新能源全面参与电力市场成为改革和高质量发展的重要方向。然而，中国现货电力市场仍处于发展初期，同时实施机制电价政策——即对新能源机制覆盖电量（享受场外差价结算的部分）与市场直接交易电量采用差异化安排。现有研究显示，高比例新能源接入后，需协调日前、日内和实时市场以调动灵活性；同时，新能源市场价值可能随渗透率增加而下降（因风、光出力集中在低剩余负荷和低电价时段）。市场溢价、政府授权差价合约（CfD）及购电协议（PPA）等现有支持机制虽能改善收入稳定性，但在应对项目特有的捕获价格风险、电量风险、预测偏差和运营成本方面仍有限。关键未解决问题是：如何在保持市场化价格形成机制的同时，为新能源提供可持续的收入支持，并防止市场参与风险削弱其投资可行性。特别是，在机制电价政策下，如何区分机制覆盖与非覆盖新能源的市场参与和结算，如何协调全量现货出清与分阶段主动报价，以及如何在优先发电、保障性用电和电网代理购电并存时通过二次结算分配不平衡资金。

**研究内容与结论**
针对上述问题，研究人员构建了协调的交易与结算框架，整合灵活的中长期交易、日前-日内-实时多时间尺度现货交易、机制电价差价结算、不平衡资金识别与二次结算。该框架明确了市场交易、责任分配与结算流程的衔接，并协调了市场化交易、机制电价收入支持、平衡责任分配与结算成本传导。通过改进的IEEE 39节点系统案例研究，验证了所提机制在高比例新能源场景下能够表征现货价格、新能源收入、机制电价差价结算、不平衡资金与用户侧成本分摊之间的传导关系。主要结论包括：
- 所提机制可缓解市场效率扭曲，通过一定量的弃风弃光降低系统总运行成本，避免强制全额消纳导致的深度调峰成本。
- 机制电价政策为机制覆盖电量提供了直接收入支持，将其综合结算价格稳定在机制电价水平（案例中0.416元/千瓦时），而非机制覆盖电量则面临较低的现货平均电价。
- 不平衡资金分类与二次结算方法明确了不同费用的来源及向用户的传导路径，保障性用电不平衡资金和新能源弃风弃光不平衡资金均按比例分摊至市场用户。
- 与政府授权差价合约（CfD）方案对比，机制电价政策在实施复杂度上更低，且对新能源收入支持更直接；敏感性分析显示，随着新能源渗透率从35%升至55%，所提机制仍能保持新能源收入支持、清晰化不平衡资金分配，并控制用户现货价格风险在可控范围内。
论文发表于《Energies》。

**关键技术方法**
研究人员采用改进的IEEE 39节点系统作为测试系统，总装机容量10000兆瓦，其中风电1500兆瓦、光伏3000兆瓦（合计45%）、煤电4520兆瓦、核电180兆瓦、水电800兆瓦。机制覆盖电量比例设风电70%、光伏85%，机制电价设为0.416元/千瓦时。主要方法包括：构建基于安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）的现货市场出清模型，采用混合整数线性规划（MILP）求解；设计多时间尺度交易组织（日前、日内、实时）；提出差异化中长期合同（政府授权CfD与市场CfD）及机制电价差价结算公式；建立不平衡资金识别与二次结算数学模型。案例场景基于典型日24小时点预测数据，优化模型在MATLAB R2023b中实现，使用CPLEX求解器。

**研究结果**

**1. 市场资源配置结果分析**
通过日前和实时现货市场出清分析，研究人员发现高比例新能源接入导致净负荷曲线呈现双峰双谷特性，午间光伏出力压低净负荷形成中午低谷，凌晨风电出力加深早间低谷。净负荷峰谷差达2808.2兆瓦，煤电机组需深度调峰甚至启停调峰。市场出清价格在低谷时段降至0元/兆瓦时，峰时段升至680元/兆瓦时，峰谷价差达680元/兆瓦时。

**2. 市场效率分析**
对比三种模式（传统日前调度、优先消纳模式、量价报价模式），研究人员发现量价报价模式下系统总购电成本为4703.9万元，比优先消纳模式降低535.7万元，且弃风弃光量适度。原因在于优先消纳模式强制全额消纳新能源导致煤电机组深度调峰，显著增加系统调节成本，而市场机制通过合理弃能避免深调。

**3. 新能源收入支持与平衡责任**
机制覆盖风电和光伏的现货市场收入分别为433.6万元和512.4万元，非机制覆盖电量通过中长期差价合约获得少量收入（10.3万元和25.4万元），但现货平均电价较低（光伏平均261.5元/兆瓦时）。机制电价差价结算将机制覆盖电量综合电价补至416元/兆瓦时，显著改善收入。平衡责任方面，机制覆盖电量因不参与中长期和日前交易，避免了0.1元/千瓦时的预测偏差责任，但相应责任转移至需求侧，通过不平衡资金体现。

**4. 系统调节成本与不平衡资金分析**
典型峰谷时段分析显示，高峰时段7煤电出力占比86%，边际电价680元/兆瓦时补偿调峰成本；低谷时段17新能源出力占比65%，煤电压缩至35%。不平衡资金计算表明，保障性用电不平衡资金为7.6万元，分摊至代理购电用户和市场用户；新能源弃风弃光不平衡资金在场景1（无新能源独立日前报价）为99.2万元，场景2（部分参与日前）降至80.8万元，均按用电比例分摊至市场用户，分摊电价分别为9.45元/兆瓦时和6.91元/兆瓦时。

**5. 机制对比与敏感性分析**
与政府授权CfD方案对比，两种方案的总购电成本和弃能率接近，但机制电价政策下新能源收入更稳定（综合价416元/兆瓦时 vs 风电413.4元/兆瓦时、光伏410.6元/兆瓦时），且系统运行费用（398.3万元）低于CfD方案的不平衡资金（401.0万元），实施复杂度更低。敏感性分析中，新能源渗透率从35%升至55%时，加权平均实时电价从419.71元/兆瓦时降至331.46元/兆瓦时，新能源收入下降，机制差价结算额从139.6万元增至714.0万元，需求侧分摊率从0.0202元/千瓦时升至0.0802元/千瓦时，但电网代理购电等效购电价格从439.47元/兆瓦时降至411.26元/兆瓦时，表明用户风险可控。

**总结与结论**
讨论部分指出，案例研究基于改进的IEEE 39节点系统和简化市场假设，未考虑策略性报价、市场力和信息不对称，结果应视为可行性证据而非普遍有效性。实际应用中，不同省份的资源结构、网络约束、市场规则等差异可能导致不同表现。未来研究应使用真实省级市场数据、详细运行规则和更真实的策略性报价模型进行验证。
研究结论（翻译原文“7. Conclusions”部分）：本文解决了机制电价政策下新能源全量参与现货电力市场时涉及交易衔接、收入支持、责任分配和成本传导的问题。通过整合中长期交易、日前-日内-实时现货市场出清、新能源可持续发展价格结算、不平衡资金识别和电量费用二次结算，提出了一种具有差异化报价、结算和责任承担的协调交易与结算机制。基于改进IEEE 39节点系统的案例研究表明，在测试条件下，所提机制能够表征高新能源渗透率下现货价格、新能源收入、机制电价差价结算、不平衡资金和用户侧成本分摊之间的传导关系。现货市场出清结果反映了新能源出力波动对系统调节需求和市场价格的影响。新能源可持续发展价格结算为机制覆盖电量提供了收入支持。不平衡资金分类和二次结算方法进一步明确了不同费用的来源及其向用户的传导路径。与政府授权差价合约方案的对比及新能源渗透率敏感性分析进一步表明，所提机制在测试场景内具有运行适应性和结果稳健性。