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隨著電力市場(chǎng)改革進(jìn)入深水區(qū)，全國電力市場(chǎng)交易規(guī)模不斷擴(kuò)大，且仍以中長期交易為主。2019 年，中長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，全國風(fēng)電并網(wǎng)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到2.1 億kW，太陽能并網(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，而中長期交易將起到穩(wěn)定市場(chǎng)價(jià)格的關(guān)鍵作用。

在國家發(fā)展和改革委員會(huì)、國家能源局發(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、中長期曲線分解、中長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)的長期電量合同包括年度基數(shù)電量合同和各類中長期電量交易合同，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)中長期交易日分解流程；在中長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，中長期交易合約優(yōu)先按中長期交易合約價(jià)格結(jié)算，中長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) 甘肅省中長期交易市場(chǎng)中，電網(wǎng)公司需開展中長期負(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)。通過中長期交易市場(chǎng)來確定能量市場(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 可再生能源中長期交易情況

2019 年，全國有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，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。

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。跨省跨區(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，剩余電量全部通過參與市場(chǎng)交易獲得。目前寧夏回族自治區(qū)主要通過集中競(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 可再生能源中長期交易存在的問題

目前，可再生能源中長期交易存在以下幾個(gè)問題：

1) 可再生能源上網(wǎng)電量仍未能全額保障性收購；

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)越來越重。下文對(duì)這幾個(gè)問題進(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

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)低于國家保障性收購政策規(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)營性電力用戶發(fā)、用電計(jì)劃，以及全國電力現(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帶來不確定的降價(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]?？稍偕茉吹氖?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)的利潤空間，因此經(jīng)營壓力依然巨大。

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，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小時(shí)數(shù)，在完成最低保障性收購小時(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)?；痣娔軌蜢`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)下的中長期交易規(guī)則，分析了目前全國各區(qū)域可再生能源的交易形勢(shì)，并指出當(dāng)前可再生能源中長期交易存在的問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，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小時(shí)數(shù)，在最低保障性收購小時(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)。