摘要：中国新能源消纳矛盾突出。随着中国电力市场的建设，如何借助市场手段促进新能源消纳备受关注。其中，新能源如何参与电力市场、电力市场如何平衡新能源波动是关键问题。国外多数新能源富集国家都有成熟的电力市场，在电力市场消纳新能源方面积累了诸多经验。深入分析国外新能源参与电力市场经验将对中国新能源消纳及电力市场建设提供参考。选取丹麦作为欧洲经验的代表，研究丹麦新能源参与电力市场的机制以及对中国的启示。首先分析了丹麦电力系统及新能源发展情况，其次介绍了丹麦电力市场框架和相应规则，在此基础上研究了丹麦新能源参与电力市场的机制，最后结合中国新能源政策和电力市场建设，提出了对中国的启示。
关键词：新能源;电力市场;政策;平衡市场;调节功率
0引言
近年来，中国局部地区新能源消纳问题日益突出。随着新一轮市场化改革启动，为保障新能源充分消纳，政府相继颁布了一系列政策法规，在强调新能源优先发电的同时，鼓励采用多种市场化手段促进新能源消纳。中国部分新能源富集地区也已开展了新能源消纳机制创新实践，如调峰辅助服务[1]、新能源直接交易[2]、跨区域省间可再生能源现货交易[3]等。与此同时，中国电力市场建设也在持续推进，输配电价改革、增量配电改革、售电侧改革等有序进行，2017年8月，国家发改委、国家能源局下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选取8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。随着中国电力市场的建设，如何借助市场手段促进新能源消纳备受关注。其中，新能源如何参与电力市场、电力市场如何平衡新能源波动是关键问题。
国外多数新能源富集国家都有成熟的电力市场，在电力市场消纳新能源方面积累了诸多经验，国内也对国外经验开展了部分研究[4-8]，文献[4-5]综合分析了国外新能源参与电力市场的主要模式，文献[6]以美国得克萨斯州为例，分析了国外新能源参与电力市场的主要经验。随着中国电力市场建设的持续推进，有必要结合国外新能源政策、市场数据等，对国外新能源参与电力市场的经验进行深入分析，并结合中国新能源消
纳与市场建设，提出对中国的参考意义。此外，美国与欧洲的电力市场框架及规则有较大差异，新能源参与电力市场的机制也有所不同。有必要选取欧洲典型国家，深入研究欧洲新能源参与电力市场的机制，为新能源参与电力市场机制提供新的视角。本文选取丹麦作为欧洲经验的代表，研究丹麦新能源参与电力市场的机制及对中国的启示。
本文首先介绍了丹麦电力系统及新能源发展情况，其次介绍了丹麦电力市场架构和相应规则，在此基础上，深入研究了丹麦新能源参与电力市场的机制，尤其是电力市场中针对新能源波动的平衡机制。最后，结合中国新一轮电力市场改革，以及新能源消纳需求，提出了对中国的启示。
1丹麦电力系统基本情况及新能源政策
1.1电源结构
截至2016年底，丹麦全国装机总容量1 254万kW[9]，其中燃煤机组160.4万kW，燃气机组214.8万kW，风电525.1万kW，太阳能发电85.1万kW，生物质发电196.5万kW。2016年，丹麦净发电量289亿kW·h，其中火电发电量153.8亿kW·h，风电发电量127.8亿kW·h，太阳能发电量7.4亿kW·h。各类电源装机及发电量占比如图1和图2所示。
1.2电网基本情况
丹麦电网[9-10]分为东部电网(西兰岛，DK2)和西部电网(日德兰岛与菲英岛，DK1)2个部分，其中东部电网DK2与瑞典交流连接，形成北欧同步电网;西部电网DK1与德国交流连接，是欧洲中部同步电网的一部分。此外，东部电网还与德国直流连接，西部电网与挪威直流连接。丹麦东部电网与西部电网之间通过1条400 kV直流线路连接，输电容量60万kW。丹麦与周边国家联网最大出口容量652万kW，最大进口容量573万kW。总体联网情况如图3所示。
丹麦与周边国家的电量交换主要取决于电价差异以及输电容量限制。例如，2012年、2015年挪威、瑞典水电来水较多，电价较低，丹麦从挪威、瑞典大量进口电力。
1.3负荷情况
丹麦年用电量约340亿kW·h。冬季用电量大，夏季用电量低。全社会用电负荷为250万~650万kW。用电高峰在冬季10月至3月，用电低谷在夏季6月至8月。冬季平均负荷418.6万kW，夏季平均负荷352.7万kW。全年最大负荷出现在2月和12月。
1.4新能源政策
目前丹麦新能源政策主要分为2类[11]，一类是市场电价+溢价补贴，针对陆上风电和企业自主开发的海上风电项目。对于2008年2月之后、2013年12月之前并网的陆上风电项目，在22 000 h满负荷发电小时之内，溢价补贴是0.25丹麦克朗/(kW·h)，平衡成本补贴是0.023丹麦克朗/(kW·h);
超过22 000 h满负荷运行小时之后，不再进行补贴。对于2014年1月之后并网的陆上风电项目，溢价补贴标准与风电满负荷运行小时数有关，也和风电容量及叶片大小有关。对于一个风电项目，满足溢价补贴的风电发电量是6 600 h的满负荷运行小时对应的发电量以及叶片扫风面积乘以5.6 MW·h/m 2对应的发电量之和。同时设置市场电价+溢价补贴的上限为0.58克朗/(kW·h)，也即如果市场电价超过0.33克朗/(kW·h)，则风电溢价补贴相应调减。自2016年1月，平衡成本补贴为0.018克朗/(kW·h)，有效期20年。对于开发商自主开发的海上风电项目，风电补贴政策与陆上风电相同。开发商自行组织相应的勘察、环评等前期工作，且开发商承担海上到陆上的接网费用。
另一类是通过招标机制形成固定上网电价，针对政府招标的海上风电项目。
2丹麦电力市场概况
在机构设计方面，丹麦采用调度与交易分离模式。交易所负责交易组织，输电网运营商(即丹麦电网公司Energinet)负责调度与系统平衡。在市场组织方面，采用金融交易、日前市场、日内市场、调节功率市场(regulation powermarket,RPM，也即平衡市场)等相结合的市场模式[11-13]。金融、日前、日内交易等都在交易所进行。丹麦属于北欧电力市场的一部分，金融交易在NASDAQ.QMX进行，日前和日内交易在北欧
电力交易所(Nord Pool)进行。调节功率市场由输电网运营商—丹麦电网公司Energinet组织。丹麦电力市场结构如图4所示。
2.1日前市场
日前市场(Elspot)是北欧电力市场的核心，在Nord Pool开展。交易时间尺度是提前12~36 h，日前市场运行日前一天12:00关闭。购售电双方集中报价、报量。交易所按报价由低到高安排发电计划，计算出统一的出清价格。发电和用电竞标的类型有多种，可以对特定的小时竞标，也可以对连续几小时的价和量竞标(称为block bids)。
2.2日内市场
日内市场(Elbas)也在Nord Pool开展，运行日前一天下午开始到实时运行45 min之前关闭，购售电双方可以根据非计划停运、可再生能源预测误差、负荷预测误差等，随时提出新的报价，这时候系统不会再计算统一的出清价格，而是采用先到先得的方式确定，最高购买价格与最低的供给价格配对。
日内市场是电力市场各交易主体进行平衡的手段之一。运行当日市场主体可以通过在日内市场签订小时合约的方式重新平衡其发用电计划。
与日前市场相比，日内市场的交易量较小。发电和用户只对其偏差的电能进行交易。但是随着实时运行时间的逼近，市场参与者对其物理发用电情况更为了解，如通过更新的预测或发生的非计划停运等。通过市场主体之间的连续双边交易，发电和用电主体都可以在实时运行前重新平衡。
2.3调节功率市场(平衡市场)
调节功率市场由丹麦电网公司组织，实时运行前45 min开始[14-18]。北欧有一个共同的调节功率市场，由各国输电网运营商(TSO)组织管理，有一个共同的竞标清单(Nordic operationinformation list，NOIS-list)。
(1)调节功率报价。负责平衡的市场主体
(包括发电和负荷)提交包括量(MW值)和价(丹麦克朗/(kW·h))的竞标。所有提供调节功率的竞标都被收集入共同的NOIS list。对于上调服务，按照平衡资源报价由低到高的原则进行排序(高于现货价格);对于下调服务，按照平衡资源报价由高到低的原则进行排序(低于现货价格)。在实时运行小时之前的45 min可以提交、修改、或去掉这些竞标。在丹麦，最小竞标规模是10 MW，最大规模50 MW。日前现货市场Elspot的价格是上调竞标的最低价格，是下调竞标的最高价格。
(2)调节功率调用。丹麦电网公司主要基于平衡资源在调节功率市场的报价选择标的，但是也会考虑其他因素，比如提供调节服务的主体在电网中的位置以及潜在的输电阻塞等。对于上调备用，调节功率的价格是该小时TSO调用的上调标的的最高价格，即所有调用的上调服务均按最后调用的上调平衡资源价格统一结算;对于下调备用，调节功率的价格是该小时TSO调用的下调标的的最低价格，即所有调用的下调服务均按最后调用的下调平衡资源价格统一结算。类似于日前市场，这种竞争可提高市场主体报其真实短期成本的积极性。丹麦日前市场价格与调节功率价格的关系如图5所示。
(3)不平衡结算。对于造成不平衡的发电与用户，事后根据不平衡量支付不平衡成本。对于负荷平衡责任主体，平衡电力的价格采用单价格机制，即无论负荷平衡责任主体造成的不平衡与系统总不平衡的方向相同还是相反，不平衡电力的价格总是等于调节服务的边际价格。对于发电平衡责任主体，采用双价格机制，即当造成的不平衡与系统不平衡方向相同时，也即由其造成的不平衡加重了系统不平衡负担，平衡电力的价格等于调节服务的边际价格;当造成的不平衡与系统不平衡方向相反时，也就是由其造成的不平衡对系统有支撑作用，平衡电力的价格是现货市场价格。发电与用户的具体不平衡结算情况分别如表1和表2所示。
总体而言，对于发电造成的不平衡，当该不平衡量与系统总体不平衡方向相同时(即加重了系统不平衡负担)，丹麦的不平衡结算体现了对这种不平衡的惩罚，但当该不平衡量与系统总体不平衡方向相反时(即有利于减轻系统不平衡负担)，丹麦的不平衡结算没有体现对这种不平衡的奖励，而是按日前价格结算。而对于负荷造成的不平衡，采用单价格机制，当该不平衡量与系统总体不平衡方向相同时(即加重了系统不平衡负担)，不平衡电力价格体现了对这种不平衡的惩罚;当该不平衡量与系统总体不平衡方向相反时(即有利于减轻系统不平衡负担)，丹麦的不平衡结算体现了对这种不平衡的奖励。
表3给出了丹麦2016年全年的现货市场平均价格与上调服务平均价格、下调服务平均价格。
从表中数据可见，对于丹麦西部电网(DK1)，日前市场价格与上调服务平均价格、下调服务平均价格分别相差1.9欧元/(MW·h)与2.93欧元/(MW·h);对于丹麦东部电网(DK2)，日前市场价格与上调服务平均价格、下调服务平均价格分别相差3.02欧元/(MW·h)与3.42欧元/(MW·h)。
一方面，这种机制可以激励平衡责任主体保证其计划与量测的平衡;另一方面，现货市场价格与平衡价格之间的有限差别也说明高比例风电接入情况下的系统平衡成本也有限。其中，DK1与欧洲中部电网交流互联，互联范围更广，现货市场价格与平衡价格之间的差别比DK2更小。
需要特别说明的是，类似于其他欧洲国家[19-20]，丹麦参与电力市场的主体主要是平衡责任主体(balance responsible party，BRP)，发电商和用户必须通过注册的平衡责任主体参与电力市场。丹麦大约有40个注册的平衡责任主体，可进一步分为负荷平衡责任主体(LBR)、发电平衡责任主体(PBR)以及交易责任主体(traderesponsible)。其中，发电平衡责任主体大多数是发电公司，或者是一些发电机组的结合，也可以是一些小型发电的集成商。发电平衡责任主体代表其发电商在不同的市场上报价。负荷平衡责任主体多是集合了一些用户的电能交易公司，代表这些用户在不同的市场上报价。LBR的主要任务是为次日的用电制订计划。如果系统存在不平衡，平衡责任主体需要从TSO购买或出售平衡服务。在市场计划中，所有平衡责任主体向TSO提交每小时发电计划、交易及用电计划。在实时运行前1 h，TSO预测系统期望的不平衡，通过购买调节服务为保证系统的物理平衡做准备。在结算阶段，TSO购买调节电力的成本根据平衡责任主体的不平衡量和平衡电力价格分配至平衡责任主体。
3丹麦新能源市场交易方式与平衡机制
(1)在新能源参与市场竞争方面，新能源直接参与日前市场，以低边际成本优势获得优先发电权。新能源除了在市场收入之外获得政府给予的溢价补贴，在市场竞争中没有其他的特殊性。
丹麦日前市场按经济性最优原则确定机组发电计划，风电边际成本较低，在充分竞争市场机制下能够凭借其成本优势保证其优先调度。在获得基于市场出清电价的市场收入之外，新能源的度电发电量还可以获得政府提供的溢价补贴，一定程度上保证收益的稳定性。少部分新能源参与调节功率市场(也即平衡市场)提供下调备用服务。
风电启停成本低，下调出力灵活，有积极性在下调服务报价中报负电价，通过减少发电出力获得一定收入。根据丹麦电网公司估算[9]，2015年，风电参与调节功率市场的电量约占其总发电量的1.5%。
(2)在发电计划滚动方面，电网公司在月前、日前、日内逐步滚动评估系统逐时或每5min的电力平衡情况，尽可能将实时运行前由调节功率市场处置的减到最小。丹麦电网公司从实时运行日之前的28天就开始在综合考虑可用发电机组、联络线的预期电力交换、可再生能源最小发电和电力需求预测的基础上，评估运行日逐小时电力平衡情况，必要时通过调整机组检修计划等保证系统电力平衡。实时运行前1天至实时运行前1 h，丹麦电网公司根据更新的新能源预测信息、联络线电力交换、负荷预测等信息，评估运行日每5min的电力平衡情况，必要时通过调整机组检修计划、与邻国开展电力交易等保证系统电力平衡。
(3)在保证系统实时电力平衡方面，实时运行前1 h依靠调节功率市场调动各类资源参与系统调节的积极性，并通过一次、二处备用容量配置最终保证系统平衡。为满足系统频率要求和电力平衡，丹麦电网公司会提前在备用市场购买一定容量的一次、二次备用，其中一次备用是丹麦本地资源，二次备用主要是挪威的资源，通过与挪威互联的直流线路提供。这些备用在系统出现频率偏差时自动激活。除此之外，电网公司通过调节功率市场购置价格更低的调节资源。在系统需要时，优先调用调节功率。从调节功率市场的容量规模来讲，是丹麦最大一台发电机组或联络线容量(约为70万kW)，没有因为风电额外增加。由于丹麦实时运行前1 h风电的平均绝对误差约为风电装机容量的1%~2%(5万~10万kW)，小于丹麦最大一台发电机组或联络线的最大容量，丹麦没有因为风电额外增加三次备用容量规模。
从调节功率市场的激励机制来看，上调服务价格高于日前市场价格，下调服务价格低于日前市场价格，有效激励各类资源参与系统调节。发电侧和用电侧均可以提供上调和下调服务。以发电侧为例，对于上调服务，发电机增加出力的价格高于日前市场价格，因此机组有积极性提供上调服务;对于下调服务，由于发电机组已经在日前市场出售电力，若此时系统发电过剩，考虑下调服务价格低于日前市场价格，机组减少发电出力就相当于从市场中购入更为便宜的电力，可以赚取一定的利润，为机组提供下调服务提供很好的激励。从调节功率市场对调节资源的技术要求来看，调节资源必须在15min之内将发电或用电调整到电网公司要求的水平，激励调节资源增加自身灵活性。
通过不平衡结算将系统启用调节功率等的成本传导给造成系统不平衡的主体(如新能源)，促进市场主体减少自身造成的电力不平衡量。交易完成后，所有市场主体向电网公司提交每小时发电计划、交易及用电计划。在实时运行前1 h，电网公司通过购买调节服务为保证系统的物理平衡做准备。在结算阶段，电网公司购买调节电力的成本根据平衡责任主体的不平衡量和平衡电力价格分配至平衡责任主体。
4结论与建议
本文系统分析了丹麦新能源发展、新能源政策、电力市场概况以及新能源参与电力市场的主要机制。主要结论包括：(1)当前新能源发电成本仍然较高，新能源参与电力市场的情况下，在市场收入之外一般有固定补贴等政策收入，一定程度上保证新能源发电的收益。(2)新能源参与电力市场后，与其他市场主体一样参与电力市场报价，并且承担电力市场中的平衡责任。电力市场中的日前、日内市场组织，以及平衡市场安排等，为波动性较强的新能源发电提供了以较低边际成本优先发电的机会，也可以促使新能源利用更新的发电预测信息及时调整市场交易量，减少对系统带来的不平衡。同时，市场中对于不平衡电量的结算也一定程度上对新能源形成惩罚机制，激励新能源提高发电预测精度，降低对系统不平衡的影响。
结合中国新能源政策以及电力市场建设，对中国新能源消纳的市场机制提出建议：(1)完善新能源参与电力市场的相关政策，做好新能源政策与新能源参与电力市场的衔接。从国外新能源经验来看，可再生能源在运行阶段与常规电源一样参与电力市场，没有特殊的优惠政策。在市场之外，通过额外补贴等方式，保证新能源收益的稳定性。中国对集中式新能源采用固定上网电价政策，政策承诺期一般为20年，新能源发电参与电力市场后，如何保证对新能源政策的延续性是需要解决的关键问题之一。为缓解中国财政补贴压力较大的问题，近期中国也出台了绿证自愿交易制度。未来新能源参与电力市场需要综合考虑与固定上网电价、绿证交易等各类政策的衔接。(2)结合中国电力市场建设，进一步完善短期交易，并逐步建立现货市场，是促进新能源消纳的重要方面。从新能源出力的波动性和新能源发电预测的特点来看，新能源发电更适合参与短期交易和现货市场。近期，完善调峰辅助服务市场，探索采用日前预挂牌等方式的调峰辅助服务，在已有对深度调峰激励的基础上，也增加对机组提供上调服务的奖励，充分调动各类电源参与系统调节的积极性。同时随着中国发用电计划的放开，在现货市场建立之前，进一步探索多种短期交易方式，并加强调峰辅助服务，短期交易与中长期市场交易等的协调，提高市场整体效率。完善新能源跨省区交易机制，促进新能源在更大范围消纳。远期，建立现货市场，充分利用日前、日内、实时等多级市场的价格信号及相互协调，发挥市场中各类资源潜力消纳新能源。
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[20]
作者简介：
王彩霞(1985—)，女，博士，高级工程师，从事新能源政策、新能源参与电力市场机制设计、高比例新能源电力系统运行分析等研究，E-mail:wangcaixia@sgeri.sgcc.com.cn;
李梓仟(1990—)，男，硕士，工程师，从事新能源政策、新能源参与电力市场机制设计等研究，E-mail:
liziqian@sgeri.sgcc.com.cn;
李琼慧(1969—)，女，硕士，高级工程师(教授级)，从事能源与电力发展战略规划、新能源并网、能源产业政策等研究。E-mail:liqionghui@sgeri.sgcc.com.cn;
Kaare Sandholt(1954—)，男，硕士，高级工程师，国家可再生能源中心首席专家，从事能源政策、新能源并网与消纳、电力系统规划、电力改革等研究，E-mail:ks@cnrec.org.cn;
雷雪姣(1986—)，女，博士，高级工程师，从事新能源参与电力市场机制设计、高比例新能源电力系统调度运行等研究，E-mail:leixuejiao@sgeri.sgcc.com.cn;
第9期王彩霞等：丹麦新能源参与电力市场机制及对中国的启示149
王江波(1985—)，男，博士，高级工程师，从事能源与电力发展战略规划、新能源并网等研究，E-mail:wangjiangbo@hn.sgcc.com.cn。
