摘要：中國新能源消納矛盾突出。隨著中國電力市場的建設，如何借助市場手段促進新能源消納備受關注。其中，新能源如何參與電力市場、電力市場如何平衡新能源波動是關鍵問題。國外多數新能源富集國家都有成熟的電力市場，在電力市場消納新能源方面積累了諸多經驗。深入分析國外新能源參與電力市場經驗將對中國新能源消納及電力市場建設提供參考。選取丹麥作為歐洲經驗的代表，研究丹麥新能源參與電力市場的機制以及對中國的啟示。首先分析了丹麥電力系統及新能源發展情況，其次介紹了丹麥電力市場框架和相應規則，在此基礎上研究了丹麥新能源參與電力市場的機制，最后結合中國新能源政策和電力市場建設，提出了對中國的啟示。

關鍵詞：新能源;電力市場;政策;平衡市場;調節功率

0引言

近年來，中國局部地區新能源消納問題日益突出。隨著新一輪市場化改革啟動，為保障新能源充分消納，政府相繼頒布了一系列政策法規，在強調新能源優先發電的同時，鼓勵采用多種市場化手段促進新能源消納。中國部分新能源富集地區也已開展了新能源消納機制創新實踐，如調峰輔助服務[1]、新能源直接交易[2]、跨區域省間可再生能源現貨交易[3]等。與此同時，中國電力市場建設也在持續推進，輸配電價改革、增量配電改革、售電側改革等有序進行，2017年8月，國家發改委、國家能源局下發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選取8個地區作為第一批電力現貨市場建設試點。隨著中國電力市場的建設，如何借助市場手段促進新能源消納備受關注。其中，新能源如何參與電力市場、電力市場如何平衡新能源波動是關鍵問題。

國外多數新能源富集國家都有成熟的電力市場，在電力市場消納新能源方面積累了諸多經驗，國內也對國外經驗開展了部分研究[4-8]，文獻[4-5]綜合分析了國外新能源參與電力市場的主要模式，文獻[6]以美國得克薩斯州為例，分析了國外新能源參與電力市場的主要經驗。隨著中國電力市場建設的持續推進，有必要結合國外新能源政策、市場數據等，對國外新能源參與電力市場的經驗進行深入分析，并結合中國新能源消

納與市場建設，提出對中國的參考意義。此外，美國與歐洲的電力市場框架及規則有較大差異，新能源參與電力市場的機制也有所不同。有必要選取歐洲典型國家，深入研究歐洲新能源參與電力市場的機制，為新能源參與電力市場機制提供新的視角。本文選取丹麥作為歐洲經驗的代表，研究丹麥新能源參與電力市場的機制及對中國的啟示。

本文首先介紹了丹麥電力系統及新能源發展情況，其次介紹了丹麥電力市場架構和相應規則，在此基礎上，深入研究了丹麥新能源參與電力市場的機制，尤其是電力市場中針對新能源波動的平衡機制。最后，結合中國新一輪電力市場改革，以及新能源消納需求，提出了對中國的啟示。

1丹麥電力系統基本情況及新能源政策

1.1電源結構

截至2016年底，丹麥全國裝機總容量1 254萬kW[9]，其中燃煤機組160.4萬kW，燃氣機組214.8萬kW，風電525.1萬kW，太陽能發電85.1萬kW，生物質發電196.5萬kW。2016年，丹麥凈發電量289億kW·h，其中火電發電量153.8億kW·h，風電發電量127.8億kW·h，太陽能發電量7.4億kW·h。各類電源裝機及發電量占比如圖1和圖2所示。

1.2電網基本情況

丹麥電網[9-10]分為東部電網(西蘭島，DK2)和西部電網(日德蘭島與菲英島，DK1)2個部分，其中東部電網DK2與瑞典交流連接，形成北歐同步電網;西部電網DK1與德國交流連接，是歐洲中部同步電網的一部分。此外，東部電網還與德國直流連接，西部電網與挪威直流連接。丹麥東部電網與西部電網之間通過1條400 kV直流線路連接，輸電容量60萬kW。丹麥與周邊國家聯網最大出口容量652萬kW，最大進口容量573萬kW?？傮w聯網情況如圖3所示。

丹麥與周邊國家的電量交換主要取決于電價差異以及輸電容量限制。例如，2012年、2015年挪威、瑞典水電來水較多，電價較低，丹麥從挪威、瑞典大量進口電力。

1.3負荷情況

丹麥年用電量約340億kW·h。冬季用電量大，夏季用電量低。全社會用電負荷為250萬~650萬kW。用電高峰在冬季10月至3月，用電低谷在夏季6月至8月。冬季平均負荷418.6萬kW，夏季平均負荷352.7萬kW。全年最大負荷出現在2月和12月。

1.4新能源政策

目前丹麥新能源政策主要分為2類[11]，一類是市場電價+溢價補貼，針對陸上風電和企業自主開發的海上風電項目。對于2008年2月之后、2013年12月之前并網的陸上風電項目，在22 000 h滿負荷發電小時之內，溢價補貼是0.25丹麥克朗/(kW·h)，平衡成本補貼是0.023丹麥克朗/(kW·h);

超過22 000 h滿負荷運行小時之后，不再進行補貼。對于2014年1月之后并網的陸上風電項目，溢價補貼標準與風電滿負荷運行小時數有關，也和風電容量及葉片大小有關。對于一個風電項目，滿足溢價補貼的風電發電量是6 600 h的滿負荷運行小時對應的發電量以及葉片掃風面積乘以5.6 MW·h/m 2對應的發電量之和。同時設置市場電價+溢價補貼的上限為0.58克朗/(kW·h)，也即如果市場電價超過0.33克朗/(kW·h)，則風電溢價補貼相應調減。自2016年1月，平衡成本補貼為0.018克朗/(kW·h)，有效期20年。對于開發商自主開發的海上風電項目，風電補貼政策與陸上風電相同。開發商自行組織相應的勘察、環評等前期工作，且開發商承擔海上到陸上的接網費用。

另一類是通過招標機制形成固定上網電價，針對政府招標的海上風電項目。

2丹麥電力市場概況

在機構設計方面，丹麥采用調度與交易分離模式。交易所負責交易組織，輸電網運營商(即丹麥電網公司Energinet)負責調度與系統平衡。在市場組織方面，采用金融交易、日前市場、日內市場、調節功率市場(regulation powermarket,RPM，也即平衡市場)等相結合的市場模式[11-13]。金融、日前、日內交易等都在交易所進行。丹麥屬于北歐電力市場的一部分，金融交易在NASDAQ.QMX進行，日前和日內交易在北歐

電力交易所(Nord Pool)進行。調節功率市場由輸電網運營商—丹麥電網公司Energinet組織。丹麥電力市場結構如圖4所示。

2.1日前市場

日前市場(Elspot)是北歐電力市場的核心，在Nord Pool開展。交易時間尺度是提前12~36 h，日前市場運行日前一天12:00關閉。購售電雙方集中報價、報量。交易所按報價由低到高安排發電計劃，計算出統一的出清價格。發電和用電競標的類型有多種，可以對特定的小時競標，也可以對連續幾小時的價和量競標(稱為block bids)。

2.2日內市場

日內市場(Elbas)也在Nord Pool開展，運行日前一天下午開始到實時運行45 min之前關閉，購售電雙方可以根據非計劃停運、可再生能源預測誤差、負荷預測誤差等，隨時提出新的報價，這時候系統不會再計算統一的出清價格，而是采用先到先得的方式確定，最高購買價格與最低的供給價格配對。

日內市場是電力市場各交易主體進行平衡的手段之一。運行當日市場主體可以通過在日內市場簽訂小時合約的方式重新平衡其發用電計劃。

與日前市場相比，日內市場的交易量較小。發電和用戶只對其偏差的電能進行交易。但是隨著實時運行時間的逼近，市場參與者對其物理發用電情況更為了解，如通過更新的預測或發生的非計劃停運等。通過市場主體之間的連續雙邊交易，發電和用電主體都可以在實時運行前重新平衡。

2.3調節功率市場(平衡市場)

調節功率市場由丹麥電網公司組織，實時運行前45 min開始[14-18]。北歐有一個共同的調節功率市場，由各國輸電網運營商(TSO)組織管理，有一個共同的競標清單(Nordic operationinformation list，NOIS-list)。

(1)調節功率報價。負責平衡的市場主體

(包括發電和負荷)提交包括量(MW值)和價(丹麥克朗/(kW·h))的競標。所有提供調節功率的競標都被收集入共同的NOIS list。對于上調服務，按照平衡資源報價由低到高的原則進行排序(高于現貨價格);對于下調服務，按照平衡資源報價由高到低的原則進行排序(低于現貨價格)。在實時運行小時之前的45 min可以提交、修改、或去掉這些競標。在丹麥，最小競標規模是10 MW，最大規模50 MW。日前現貨市場Elspot的價格是上調競標的最低價格，是下調競標的最高價格。

(2)調節功率調用。丹麥電網公司主要基于平衡資源在調節功率市場的報價選擇標的，但是也會考慮其他因素，比如提供調節服務的主體在電網中的位置以及潛在的輸電阻塞等。對于上調備用，調節功率的價格是該小時TSO調用的上調標的的最高價格，即所有調用的上調服務均按最后調用的上調平衡資源價格統一結算;對于下調備用，調節功率的價格是該小時TSO調用的下調標的的最低價格，即所有調用的下調服務均按最后調用的下調平衡資源價格統一結算。類似于日前市場，這種競爭可提高市場主體報其真實短期成本的積極性。丹麥日前市場價格與調節功率價格的關系如圖5所示。

(3)不平衡結算。對于造成不平衡的發電與用戶，事后根據不平衡量支付不平衡成本。對于負荷平衡責任主體，平衡電力的價格采用單價格機制，即無論負荷平衡責任主體造成的不平衡與系統總不平衡的方向相同還是相反，不平衡電力的價格總是等于調節服務的邊際價格。對于發電平衡責任主體，采用雙價格機制，即當造成的不平衡與系統不平衡方向相同時，也即由其造成的不平衡加重了系統不平衡負擔，平衡電力的價格等于調節服務的邊際價格;當造成的不平衡與系統不平衡方向相反時，也就是由其造成的不平衡對系統有支撐作用，平衡電力的價格是現貨市場價格。發電與用戶的具體不平衡結算情況分別如表1和表2所示。

總體而言，對于發電造成的不平衡，當該不平衡量與系統總體不平衡方向相同時(即加重了系統不平衡負擔)，丹麥的不平衡結算體現了對這種不平衡的懲罰，但當該不平衡量與系統總體不平衡方向相反時(即有利于減輕系統不平衡負擔)，丹麥的不平衡結算沒有體現對這種不平衡的獎勵，而是按日前價格結算。而對于負荷造成的不平衡，采用單價格機制，當該不平衡量與系統總體不平衡方向相同時(即加重了系統不平衡負擔)，不平衡電力價格體現了對這種不平衡的懲罰;當該不平衡量與系統總體不平衡方向相反時(即有利于減輕系統不平衡負擔)，丹麥的不平衡結算體現了對這種不平衡的獎勵。

表3給出了丹麥2016年全年的現貨市場平均價格與上調服務平均價格、下調服務平均價格。

從表中數據可見，對于丹麥西部電網(DK1)，日前市場價格與上調服務平均價格、下調服務平均價格分別相差1.9歐元/(MW·h)與2.93歐元/(MW·h);對于丹麥東部電網(DK2)，日前市場價格與上調服務平均價格、下調服務平均價格分別相差3.02歐元/(MW·h)與3.42歐元/(MW·h)。

一方面，這種機制可以激勵平衡責任主體保證其計劃與量測的平衡;另一方面，現貨市場價格與平衡價格之間的有限差別也說明高比例風電接入情況下的系統平衡成本也有限。其中，DK1與歐洲中部電網交流互聯，互聯范圍更廣，現貨市場價格與平衡價格之間的差別比DK2更小。

需要特別說明的是，類似于其他歐洲國家[19-20]，丹麥參與電力市場的主體主要是平衡責任主體(balance responsible party，BRP)，發電商和用戶必須通過注冊的平衡責任主體參與電力市場。丹麥大約有40個注冊的平衡責任主體，可進一步分為負荷平衡責任主體(LBR)、發電平衡責任主體(PBR)以及交易責任主體(traderesponsible)。其中，發電平衡責任主體大多數是發電公司，或者是一些發電機組的結合，也可以是一些小型發電的集成商。發電平衡責任主體代表其發電商在不同的市場上報價。負荷平衡責任主體多是集合了一些用戶的電能交易公司，代表這些用戶在不同的市場上報價。LBR的主要任務是為次日的用電制訂計劃。如果系統存在不平衡，平衡責任主體需要從TSO購買或出售平衡服務。在市場計劃中，所有平衡責任主體向TSO提交每小時發電計劃、交易及用電計劃。在實時運行前1 h，TSO預測系統期望的不平衡，通過購買調節服務為保證系統的物理平衡做準備。在結算階段，TSO購買調節電力的成本根據平衡責任主體的不平衡量和平衡電力價格分配至平衡責任主體。

3丹麥新能源市場交易方式與平衡機制

(1)在新能源參與市場競爭方面，新能源直接參與日前市場，以低邊際成本優勢獲得優先發電權。新能源除了在市場收入之外獲得政府給予的溢價補貼，在市場競爭中沒有其他的特殊性。

丹麥日前市場按經濟性最優原則確定機組發電計劃，風電邊際成本較低，在充分競爭市場機制下能夠憑借其成本優勢保證其優先調度。在獲得基于市場出清電價的市場收入之外，新能源的度電發電量還可以獲得政府提供的溢價補貼，一定程度上保證收益的穩定性。少部分新能源參與調節功率市場(也即平衡市場)提供下調備用服務。

風電啟停成本低，下調出力靈活，有積極性在下調服務報價中報負電價，通過減少發電出力獲得一定收入。根據丹麥電網公司估算[9]，2015年，風電參與調節功率市場的電量約占其總發電量的1.5%。

(2)在發電計劃滾動方面，電網公司在月前、日前、日內逐步滾動評估系統逐時或每5min的電力平衡情況，盡可能將實時運行前由調節功率市場處置的減到最小。丹麥電網公司從實時運行日之前的28天就開始在綜合考慮可用發電機組、聯絡線的預期電力交換、可再生能源最小發電和電力需求預測的基礎上，評估運行日逐小時電力平衡情況，必要時通過調整機組檢修計劃等保證系統電力平衡。實時運行前1天至實時運行前1 h，丹麥電網公司根據更新的新能源預測信息、聯絡線電力交換、負荷預測等信息，評估運行日每5min的電力平衡情況，必要時通過調整機組檢修計劃、與鄰國開展電力交易等保證系統電力平衡。

(3)在保證系統實時電力平衡方面，實時運行前1 h依靠調節功率市場調動各類資源參與系統調節的積極性，并通過一次、二處備用容量配置最終保證系統平衡。為滿足系統頻率要求和電力平衡，丹麥電網公司會提前在備用市場購買一定容量的一次、二次備用，其中一次備用是丹麥本地資源，二次備用主要是挪威的資源，通過與挪威互聯的直流線路提供。這些備用在系統出現頻率偏差時自動激活。除此之外，電網公司通過調節功率市場購置價格更低的調節資源。在系統需要時，優先調用調節功率。從調節功率市場的容量規模來講，是丹麥最大一臺發電機組或聯絡線容量(約為70萬kW)，沒有因為風電額外增加。由于丹麥實時運行前1 h風電的平均絕對誤差約為風電裝機容量的1%~2%(5萬~10萬kW)，小于丹麥最大一臺發電機組或聯絡線的最大容量，丹麥沒有因為風電額外增加三次備用容量規模。

從調節功率市場的激勵機制來看，上調服務價格高于日前市場價格，下調服務價格低于日前市場價格，有效激勵各類資源參與系統調節。發電側和用電側均可以提供上調和下調服務。以發電側為例，對于上調服務，發電機增加出力的價格高于日前市場價格，因此機組有積極性提供上調服務;對于下調服務，由于發電機組已經在日前市場出售電力，若此時系統發電過剩，考慮下調服務價格低于日前市場價格，機組減少發電出力就相當于從市場中購入更為便宜的電力，可以賺取一定的利潤，為機組提供下調服務提供很好的激勵。從調節功率市場對調節資源的技術要求來看，調節資源必須在15min之內將發電或用電調整到電網公司要求的水平，激勵調節資源增加自身靈活性。

通過不平衡結算將系統啟用調節功率等的成本傳導給造成系統不平衡的主體(如新能源)，促進市場主體減少自身造成的電力不平衡量。交易完成后，所有市場主體向電網公司提交每小時發電計劃、交易及用電計劃。在實時運行前1 h，電網公司通過購買調節服務為保證系統的物理平衡做準備。在結算階段，電網公司購買調節電力的成本根據平衡責任主體的不平衡量和平衡電力價格分配至平衡責任主體。

4結論與建議

本文系統分析了丹麥新能源發展、新能源政策、電力市場概況以及新能源參與電力市場的主要機制。主要結論包括：(1)當前新能源發電成本仍然較高，新能源參與電力市場的情況下，在市場收入之外一般有固定補貼等政策收入，一定程度上保證新能源發電的收益。(2)新能源參與電力市場后，與其他市場主體一樣參與電力市場報價，并且承擔電力市場中的平衡責任。電力市場中的日前、日內市場組織，以及平衡市場安排等，為波動性較強的新能源發電提供了以較低邊際成本優先發電的機會，也可以促使新能源利用更新的發電預測信息及時調整市場交易量，減少對系統帶來的不平衡。同時，市場中對于不平衡電量的結算也一定程度上對新能源形成懲罰機制，激勵新能源提高發電預測精度，降低對系統不平衡的影響。

結合中國新能源政策以及電力市場建設，對中國新能源消納的市場機制提出建議：(1)完善新能源參與電力市場的相關政策，做好新能源政策與新能源參與電力市場的銜接。從國外新能源經驗來看，可再生能源在運行階段與常規電源一樣參與電力市場，沒有特殊的優惠政策。在市場之外，通過額外補貼等方式，保證新能源收益的穩定性。中國對集中式新能源采用固定上網電價政策，政策承諾期一般為20年，新能源發電參與電力市場后，如何保證對新能源政策的延續性是需要解決的關鍵問題之一。為緩解中國財政補貼壓力較大的問題，近期中國也出臺了綠證自愿交易制度。未來新能源參與電力市場需要綜合考慮與固定上網電價、綠證交易等各類政策的銜接。(2)結合中國電力市場建設，進一步完善短期交易，并逐步建立現貨市場，是促進新能源消納的重要方面。從新能源出力的波動性和新能源發電預測的特點來看，新能源發電更適合參與短期交易和現貨市場。近期，完善調峰輔助服務市場，探索采用日前預掛牌等方式的調峰輔助服務，在已有對深度調峰激勵的基礎上，也增加對機組提供上調服務的獎勵，充分調動各類電源參與系統調節的積極性。同時隨著中國發用電計劃的放開，在現貨市場建立之前，進一步探索多種短期交易方式，并加強調峰輔助服務，短期交易與中長期市場交易等的協調，提高市場整體效率。完善新能源跨省區交易機制，促進新能源在更大范圍消納。遠期，建立現貨市場，充分利用日前、日內、實時等多級市場的價格信號及相互協調，發揮市場中各類資源潛力消納新能源。

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作者簡介：

王彩霞(1985—)，女，博士，高級工程師，從事新能源政策、新能源參與電力市場機制設計、高比例新能源電力系統運行分析等研究，E-mail:wangcaixia@sgeri.sgcc.com.cn;

李梓仟(1990—)，男，碩士，工程師，從事新能源政策、新能源參與電力市場機制設計等研究，E-mail:

liziqian@sgeri.sgcc.com.cn;

李瓊慧(1969—)，女，碩士，高級工程師(教授級)，從事能源與電力發展戰略規劃、新能源并網、能源產業政策等研究。E-mail:liqionghui@sgeri.sgcc.com.cn;

Kaare Sandholt(1954—)，男，碩士，高級工程師，國家可再生能源中心首席專家，從事能源政策、新能源并網與消納、電力系統規劃、電力改革等研究，E-mail:ks@cnrec.org.cn;

雷雪姣(1986—)，女，博士，高級工程師，從事新能源參與電力市場機制設計、高比例新能源電力系統調度運行等研究，E-mail:leixuejiao@sgeri.sgcc.com.cn;

第9期王彩霞等：丹麥新能源參與電力市場機制及對中國的啟示149

王江波(1985—)，男，博士，高級工程師，從事能源與電力發展戰略規劃、新能源并網等研究，E-mail:wangjiangbo@hn.sgcc.com.cn。