考虑可信度的新能源及需求响应参与英美容量市场分析及思考

　　摘要：高比例新能源接入情况下，系统高峰时刻可靠容量不足会影响系统运行的安全，因此在能源转型的过程中应充分挖掘新能源及需求响应等灵活性资源在高峰时刻提供可靠容量的能力。基于美国和英国容量市场的机制设计，分别综述了新能源及需求响应资源参与容量市场及可信容量的计算方法，并结合中国的市场发展，从稳步推进容量市场化机制建设、设计适应于高比例新能源接入的容量市场化机制、构建全国各地协同的容量支持机制对我国未来建设容量市场进行了探讨。

　　关键词：容量市场;可信容量;拍卖结果分析;一次能源充

　　引言

　　近期，随着我国向国际社会做出“碳达峰”“碳中和”国际承诺，加快能源转型成为社会热点[1]。而在能源转型的过程中，大量入网的可再生能源与加速退坡的传统煤电机组之间的矛盾如果处理不得当，将导致短期供需平衡更加困难。加州于2020年8月发生的轮流停电事故，其发生原因之一正是加州极端高温导致负荷高峰骤增以及风电光伏出力在短时间之内骤降，系统却没有充足的电源容量和灵活性资源应对[2]。

　　而未来我国电力系统的性状将由当前传统化石燃料作为压舱石，可再生能源发电作为补充向可再生能源作为电网主力发电的形式转变。在此背景下需要解决以下几大问题：1)传统化石燃料发电作为灵活可调节电源能够平抑可再生能源发电的波动性，因此有必要长期存在，但是此类电源无法在缺乏完善的发电充裕度机制的能量市场中获得持久稳定的收益，此类电源回收投资成本问题亟待解决;2)间歇性电源可提供的能量或容量相对来说是有限的且具有高度不确定性，成为电网发电主力军后，如何衡量它们支持系统规划和运行的能力;3)在未来高新能源占比的电力环境下，除传统发电资源外是否存在其他资源可以被挖掘以应对系统灵活性调节的需求。对于传统机组在高比例新能源接入的电力系统中的投资成本回收的问题，美国德州引入了稀缺电价机制通过供应短缺时的尖峰电价来回收边际机组的固定成本，智利引入了容量补偿机制通过政府核定价格对发电容量进行一定的补贴。

　　英国、美国宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州(PJMInterconnection，PJM)等国家及地区引入了容量市场作为解决该问题的长效机制。在容量市场中标的传统化石燃料发电机组高峰时刻在能量市场报价后将获得额外容量收入，从而回收部分在能量和辅助服务市场中不能完全回收的成本;另一方面，部分地区的容量市场机制也允许间歇性资源参与，以其对系统供电可靠性的贡献评估其可信容量。

　　除发电侧以外，英美等国家也积极吸纳用户侧需求响应资源参与容量市场。研究表明，需求响应资源的主要收入来源就是容量市场[3]，因此有必要关注需求响应资源参与容量市场的相关问题。如何保障高比例新能源接入下电力系统的容量充裕度将成为未来容量机制的研究热点[48]。文献[5]设计了兼顾多目标调控需要的新型容量市场机制。

　　部分学者在现有容量市场机制基础上考虑灵活性资源参与，已建立了同时参与集中拍卖与分平台竞价等市场出清模型[67]。文献[8]在容量市场出清模型中引入灵活性爬坡约束，出清容量需要满足一定的灵活性需求。上述研究虽然可以较好地应对高比例新能源接入下电力系统的容量充裕度问题，但是对于新能源以及需求响应资源如何参与容量市场并没有一个系统的解决思路。未来新能源也必将参与进系统平衡调节中，在此发展过程中，至关重要的是如何评估风、光等不确定性能源与传统可靠能源之间的等效性，其评估的准确性将影响各市场的效率[9]。

　　文献[1013]采用蒙特卡洛模拟原理对风、光的容量可信度进行了建模。其中容量可信度指标主要可以分为有效带载能力(effectiveloadcarryingcapacity，ELCC)、等效可靠容量(equivalentfirmcapacity，EFC)等。新能源虽能提供部分可靠性容量，但是由于其波动性较大、灵活性不足，目前参与容量市场尚存在许多技术限制，文献[1418]考虑储能、可中断/可削减负荷、可转移负荷等灵活性资源参与容量市场中，计及各灵活性资源后，风、光容量可信度有所增加，大大促进了新能源参与市场，有利于增加系统的容量充裕度，可以缓解容量市场“资金短缺”问题。

　　综上，在面向“碳达峰”、“碳中和”需求下容量市场机制作为一种能够有效提供可靠性容量保障的方法受到广泛关注，同时新能源及需求响应等灵活性资源如何参与容量市场也是关注的焦点问题。典型的容量市场机制应用地区有美国中西部地区(MidcontinentIndependentSystemOperator，MISO)、美国纽约州(NewYorkIndependentSystemOperator，NYISO)、美国新英格兰州(ISONewEngland，ISONE)、PJM、英国，他们的市场规则设计较为成熟，且在新能源及需求响应参与容量市场方式具有一定的代表性。

　　因此本文首先对比分析上述典型地区的容量市场特征，并在此基础上介绍英美新能源及需求响应资源参与容量市场的方式，并针对双碳目标下我国新能源相关的容量市场建设提出思考，为未来高比例新能源电力市场的容量市场开展提供参考。

　　1英美典型容量市场特征对比

　　美国PJM、MISO、NYISO、ISONE以及英国都采用容量市场机制来保障发电充裕度和未来高峰时段的供电可靠性，各地区容量市场的具体组织流程差别不大，因此本节以PJM容量市场为例按照其容量市场的组织流程顺序对市场机制展开评述，并在表1中给出其他地区容量市场机制在各个环节的差异[1921]。美国PJM容量市场最初为容量信用市场(capacitycreditmarket，CCM)，后考虑到CCM的诸多缺陷替代为可靠性定价容量市场(reliabilitypricingmodel，RPM)[22]，包括1个基本拍卖市场(baseresidualauction，BRA)、3个增量拍卖市场(incrementalauction，IA)和1个持续的双边市场。

　　PJM容量市场中的主市场为BRA市场，先于交付期3年组织拍卖，长期主市场拍卖可以为新建容量提供长期稳定的金融支撑，并保证机组的建设时间;ISONE、英国国家电力市场的主市场拍卖也都采用长期时间尺度，分别为3年和4年。

　　因主市场拍卖提前时间较长造成容量的交易不够灵活，PJM还设置了3个增量拍卖市场，即IA市场，使得容量的交易更灵活且能及时调整容量购买量，除MISO之外，其他地区均存在单一或多重的二级市场。PJM容量市场的组织流程主要包括制定容量需求曲线、组织拍卖、结算等几个环节。

　　1)容量需求曲线的制定。为了精准预测各轮拍卖中的容量需求及容量需求曲线，PJM会定期更新与容量需求相关的系统负荷预测峰值、装机备用裕度(installedreservemargin，IRM)以及机组等效强迫停运率(equivalentdemandforcedoutagerate，EFORd)EFOR等参数。

　　IA市场中容量需求曲线的建立是基于容量提供者以及PJM提交的购买投标构建的，其中价格是基于IA前公布的更新VRR曲线确定的[23]。各轮拍卖中最终的容量需求曲线在整合价格型需求响应(priceresponsivedemand，PRD)资源后最终确定。与PJM类似，ISONE、NYISO均依据IRM及新建调峰机组的净成本确定需求曲线，但在曲线的趋势上有所差异。

　　2)组织拍卖。拍卖开始前，各容量提供者需提交装机容量(installedcapacity，ICAP)以及EFORd等技术参数以确定可用自然容量(unforcedcapacity，UCAP)并申报卖标价格和容量，UCAP指在扣除因降额或停电而无法提供容量的时间后，在任何给定时间容量提供者实际可提供的平均容量，部分学者也将其定义为可信容量;PJM在考虑位置约束、容量资源约束的基础上，以最小化容量购买费用为优化目标进行出清，以形成各区域的容量出清价格和各容量提供者的UCAP义务;考虑到输电约束的影响，PJM将整个市场划分为27个节点交付区域，各区域分别制定容量需求曲线并形成各自的容量出清价格。

　　3)结算。容量提供者按照所在区域的统一容量出清价格进行结算，容量费用以地区可靠性费用的名义按照负荷比例向该地区的负荷聚合商收取，从而实现容量成本分摊。

　　2新能源可信容量的确定方法

　　未来我国能源结构将向清洁、绿色能源转型，需要建设更多的新能源机组，容量市场将为新能源机组提供更加明确的投资激励机制，从而提高市场效率。且随着新能源接入系统比例不断增加，传统仅由煤电机组提供可靠性电源容量的方式亟待改变，需要考虑新能源的生力军作用[22]。新能源可信容量需重点关注其提供容量的不确定性，即其容量可信度。新能源的容量可信度主要取决于其出力时序特性与容量需求的相关性，与渗透率高度相关。

　　当新能源占比较低时，新能源尤其是光伏与系统负荷(容量需求)高峰期具有贴合性，使得光伏的容量可信度较高;而新能源占比较高时，系统净负荷高峰期可能由白天转移到傍晚，额外增加的新能源装机与容量需求相关性低，因此新能源机组的容量可信度值大幅降低[2426]，见图2。但风电出力具有反调峰特性，其出力与容量需求相关性较低，因此即使在新能源渗透率较低的时候其容量可信度大小也远小于光伏，且受新能源渗透率变化不明显。

　　此外，新能源的容量可信度还有区位差异性，如在一些高峰用电为冬季的国家或地区，光伏冬季的总体发电量却较低，这种情况下即使新能源渗透率较低光伏容量可信度值也较低。但在高峰用电为夏季的国家或地区，用电高峰与光伏的发电量高峰高度匹配，此时容量可信度值较高。由此即使在新能源渗透率均较低时，光伏在不同地区的容量可信度值计算结果差异性便较大。但是对于风电来说，其总体与容量需求相关性就不高，因此受区位因素影响并不明显。

　　由于新能源容量可信度随新能源渗透率的变化趋势，容量市场的需求和出清价格也会受到一定的影响。在需求方面，系统新能源渗透率增加，容量市场可信容量需求虽然不会发生变化，但是总体装机容量需求却会大幅度增加;在出清价格方面，新能源渗透率较低时，由于新能源成本较低，其参与容量市场可能会带来容量出清价格降低。

　　但是随着新能源渗透率增加，其容量可信度逐步降低，最终可能将导致出清价格上涨。在考虑灵活性需求的容量市场出清中，高比例新能源的接入也将导致对灵活性资源的需求增加，总体价格上涨[8]。本节将围绕美国PJM、英国容量市场中新能源参与现状进行分析与评述，以期在我国未来引入新能源提供可靠容量时为相关准入规则设计、可信容量确定提供参考。

　　2.1美国

　　PJM中新能源一般不单独参与容量市场[27]，通常将间歇性资源、储能资源等资源聚集起来作为聚集资源参与容量市场。此时，聚集资源中的任一资源不得单独参与容量市场的拍卖，亦不允许参与双边市场交易。而MISO、NYISO、ISONE并没有明确提出新能源以聚集资源形式参与容量市场的要求[2830]。

　　2.1.1可信容量确定方法

　　美国各地区确定新能源的可信容量，即UCAP有两种方法：

　　1)根据新能源在历史容量交付年固定时段内资源的平均输出历史数据统计得到。使用这种方法的地区一般该种新能源渗透率不高，目前PJM、ISONE、NYISO正在使用该方法来确定风电、光伏的UCAP，MISO目前也采用该方法计算光伏的UCAP[31]。2)根据单一资源对整个系统资源充足性的贡献，即根据有效带载能力(effectiveloadcarryingcapacity，ELCC)来确定，新能源的UCAP等于其ELCC与装机容量的乘积。ELCC的具体计算方法是维持某一可靠性标准下，在有无可再生能源情况下系统可以承载的负荷差[32]。使用这种方法的地区一般该种新能源渗透率较高，MISO采用该方法计算风电的UCAP[31]。

　　随着新能源的并网规模及渗透率的逐渐提高，夏季负荷峰值出现时刻逐渐向傍晚推迟，仍按照固定时段的历史出力数据平均值会夸大新能源的可用容量。因此第一种方法并没有考虑到风电及光伏渗透率增加导致的系统净峰荷转移对可靠性的潜在影响，而ELCC值的计算与电力不足时段有关，这些时段会随着间歇性资源渗透率的提高而变化，因此采用ELCC衡量新能源UCAP可以很好的解决净峰值负荷转移带来的可靠性影响问题。此外对于一些新建机组，PJM无法获取其平均输出历史数据[33]。因此，PJM计划在2022/2023交付年开始或之后采用方法二[3435]。

　　2.2英国

　　英国自2017年起大面积停止实施可再生能源义务制(renewableobligation，RO)，而上网电价(feedintariff，FIT)仅针对容量较小的新能源风电厂，越来越多的风电期望依靠其他途径，如容量市场来获取稳定性的支持。自2019年起，新能源被批准参与容量市场[38]。但参与容量市场的新能源要求没有获得FIT、RO、差价合约(contractfordifference，CfD)在内所有其他低碳计划的支持。此外因小容量的可再生能源大多通过FIT机制获取补贴，所以他们也没有被考虑参与进容量市场中[39]。

　　风电的EFC取决于许多因素，包括装机容量、地理位置以及在峰值负荷时期的预期风力发电量等。如英国海上风电的风电涡轮机的发电功率更高、风速稳定性更好，其海上风电的EFC约为12%，但陆上风电的EFC仅为8%左右。此外，随着电力系统可靠性要求越来越低，由新能源发电出力来满足需求(即防止负荷损失)的时期将会越来越多，他们的EFC计算结果将有所增加。

　　光伏常与持续时间有限的储能聚集起来共同参与到容量市场中，但目前其边际EFC计算结果较小，仅为3%左右。但随着系统储能及光伏装机容量的增加，光伏的边际EFC将大量增加[44]。为了进一步增加新能源机组在容量市场的出清数量，2020年5月，英国进一步修订容量市场规则，在容量市场竞标中引入考虑二氧化碳排放限值，碳排放限值将适用于从2024年10月1日起实行，适用于在2019年7月4日之前存在的项目容量。如果容量提供者排放超过550g/(kW·h)或者350kg/kW二氧化碳将不再允许获取容量合同[45]。

　　3需求响应资源可信容量的确定方法

　　大规模可再生能源发电并网后单纯依赖发电侧资源不能完全满足可再生能源作为电网主力发电形式下电力系统可靠、安全、高效运行的要求，必须从用户侧挖掘新的可用资源应对以可再生能源为主的电力系统对于灵活性调节资源的需求[22]。

　　且随着新能源渗透率的增加，现货市场价格由于新能源机组边际成本低造成边际出清价持续走低[5253]，因此单纯依靠现货市场价格差进行套利不会是需求响应的主要盈利模式，可预见，其参与容量市场的机遇将会更大，从机理上来看，需求响应能够有效减少电源、电网的容量投资，缓解容量市场价格尖峰[17]。进一步能够减少发电机组的启停循环、快速爬坡，降低发电容量需求，而且还能延缓电网、网架投资[54]。

　　需求响应(demandresponse，DR)的资源特性与新能源和发电机都有相似之处，如不确定性、时间耦合性，且各DR资源之间的可用性高度相关等。但传统的基于可靠性的容量可信度计算方法是基于机组故障概率与其自身无关的假设之上的，但DR实际的可用性与他自身的负荷水平高度相关[5455]。另外DR资源与其他容量资源的优势在于其具有更高的爬坡率，但是目前统一的容量市场难以评估出DR这一优点。综上，目前应用在新能源的基于可靠性的可信容量确定方法难以适用于DR，因此目前在实际应用中DR的UCAP确定方法主要是依靠其相关历史数据确定其负荷可增加/削减量，再通过历史平均可用性或全系统发电机平均可用性来考虑DR的容量可信度。

　　本节仍围绕PJM和英国展开论述。PJM容量市场中的DR资源包括经济型DR和价格型DR(PRD)。参与方式可以选择作为一种发电资源直接参与容量市场拍卖或参与固定资源需求替代计划(fixedresourcerequirement，FRR)。对于前者，下文将进一步展开论述;而PRD并不是由PJM直接调度的，PJM根据PRD提供者提交的资源实时节点电价-最大预测负荷曲线[56]对容量需求曲线进行修正[22]。在容量紧急情况下，容量出清价格会上升，则根据PRD的负荷曲线，PRD大量参与，系统所需的总体容量需求降低。即PRD的参与主要是影响系统的容量需求，因此PRD对容量市场的影响是隐性的，PRD提供者的收益也是隐性的。而在英国需求响应只能作为一种可预测的变化负荷间接参与容量市场。

　　4对中国容量市场的思考

　　目前，中国新一轮电改已经启动，面对碳达峰碳中和的目标，能源格局的重构必然是大势所趋。在大幅发展可再生能源、降低化石能源比例及用电负荷增长的多重压力下，国内容量市场的建立有必要充分考虑新能源、DR资源以及其他灵活性资源的参与。通过分析对比PJM和英国容量市场设计和相关研究，结合中国的市场特色，对中国未来的容量市场建设提出以下几点思考：

　　4.1稳步推进容量市场化机制建设

　　1)理性看待容量市场化机制的建设问题。随着高比例新能源接入系统，由于新能源的可变成本为零，其总体报价水平较低，很有可能将导致现货市场出清价格持续走低[65]。导致发电商难以回收投资成本，出台相关容量支持机制与政策的需求日益迫切。但是是否要推进容量市场机制的建设应结合我国各地实际的容量需求、充裕度情况以及市场化发展阶段统筹考虑[66]。对于一些尚在市场化初期阶段的省市，可参考智利所实施的容量补偿机制或美国德州实施的稀缺定价机制，对可靠发电容量进行直接补偿或允许发电企业获得高价收益以刺激发电投资，促进市场稳步发展[6768]。

　　虽然上述两种机制实施简单，但是前者由政府或监管机构核定的容量补偿价格致使管制的灵活性滞后于市场调节，而后者仅依靠部分时段可能出现的价格飙升会给发电投资带来较大的风险且仅反映了容量需求的短期供需。因此有条件、有必要开展容量市场的省市，可利用市场竞争刺激发电投资、保障未来高峰时段的可靠容量以及回收部分发电成本。

　　总体而言，虽然美国PJM为集中式电力市场模式，英国为分散式电力市场模式，但两者的容量市场规则设计基本类似，因此现有国外的容量市场规则设计对中国各省市均有借鉴意义。此外，国外爱尔兰、意大利市场采用可靠性期权机制保障系统发电充裕度。可靠性期权结算方式类似于新能源补贴中差价合约，期权持有者在被调用发电容量后将获得电量实际电价与预先拍卖得到执行价格的差值收益。总体而言，该机制也引入了一定的市场竞争，也能够较好地保证系统中的发电充裕度，在中国各省市容量机制建设时也可以考虑采用此类做法[69]。

　　5结论

　　基于新能源及DR资源提供容量可靠性的必要性，本文综述了美国PJM及英国容量市场中新能源及DR资源参与的方式，并对容量市场的拍卖结果进行分析，当新能源发电日益成为主力军后，其容量可信度的评价方式非常关键，新能源渗透率增加导致峰荷时段后移，其容量可信度整体上将呈现下降趋势，可以通过配建储能或者将不同能源类型的可再生能源发电聚集打包提高其容量可信度。

　　此外，容量市场将会是需求响应等用户侧灵活性资源获取收益的主战场，新能源及DR资源出清容量占申报容量的比例较高，可以考虑其与常规机组同平台竞价。最后基于中国能源结构特点及2020年冬我国个别省份限电现象，为我国未来容量市场的发展和建设提供以下思路：首先理性看待容量市场化机制的建设问题，需分阶段扩大提供可靠性容量的主体范围;其次设计适应于高比例新能源接入的容量支持机制市场规则，包括应用可衡量不同发电技术提供可靠性容量能力的方法、设计多样化的容量产品、合理设置容量协议时限和周期、动态变化容量市场目标容量;最后建设我国容量支持机制时应考虑全国各地一次能源及机组建设的互补性，构建全国各地协同的容量支持机制。

　　本文仅基于美国、英国的容量市场的运行结果、规则演变及相关理论角度对中国容量市场化机制建设提出了建议。但尚未对市场实际规则进行详细的仿真论证。后续将结合我国实际能源结构、现货市场规则特点等，建立具体的模型、设计相关算例以分析容量市场规则设计对于我国系统能源充裕度的影响。

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　　作者：王蓓蓓1，亢丽君1，苗曦云1，徐立中2，张思2