：电力市场为可再生能源的充分消纳和能源互联网的高效运行提供了驱动力和平台。近年来，随着可再生能源参与电力市场比例的提高，各国电力市场均出现了一些问题。该文立足各国电力市场适应可再生能源发展实际，对比了现有可再生能源并网激励政策和交易模式，分析了可再生能源参与电力市场所遇到的特殊问题，总结了各国面向高比例可再生能源电力市场研究的最新成果，提出了进一步研究的问题，特别是中国发展面向高比例可再生能源电力市场面临的关键问题。
0 引言发展可再生能源，是应对化石燃料短缺、环境污染、气候变化、能源安全等问题的重要手段，也是实现社会经济可持续发展的有效途径。近年来，在各国政府的目标激励和政策支持下，可再生能源得到了长足的发展。截止 2016 年底，全球累计可再生能源(不含水电)装机达到 921GW，其中风电及光伏装机分别为 486GW 和 303GW;中国风电及光伏装机为 149GW 和 77.4GW，均居全球首位。
可再生能源已成为全球主要经济体电力供给的重要来源，如在欧盟、英国、德国、丹麦、西班牙、葡萄牙、美国、中国，2016 年的可再生能源(不含水电)分别为全社会用电量贡献了 29%、22%、31%、51%、37%、53%、8.4%、6.3%。在未来，可再生能源的消费比重还将持续高速增长，并成为主要的能源供给形式，当前以化石能源为主导的电力系统也将转变为以可再生能源为主导，并最终发展成为完全使用可再生能源的电力系统 。可再生能源出力具有较强的不确定性，电力系统中可再生能源比例的提高，不仅需要可灵活调节的发电机组的配合，更需要电网及需求侧的主动参与，实现供需两侧能量、信息、交易的互动，而供需互动的充分性和合理性是决定能源互联网运行效率的关键。健全的电力市场，能够优化配置电力资源，保证市场主体通过公平竞争获利，从而为供需互动的开展，能源互联网的清洁、高效运行提供驱动力和平台。
由于缺乏与周边地区电网的互联和交易(如爱尔兰、西班牙)，弃风、弃光问题随着可再生能源电网穿透率的提高而凸显 [8] 。中国国家电网通过优化664 中 国 电 机 工 程 学 报 第 38 卷机组运行、检修方式、开展水火风光协调控制、积极推进弃风弃光跨区交易，可再生能源消纳实现了“双升双降”，但仍需进一步完善市场化交易机制，发挥市场配置资源的决定性作用，以从根本上解决弃风、弃光问题。此外，与传统发电方式不同，大量可再生能源发电资源分布较为分散，市场缺乏有效消纳分布式资源的机制。
由于发电边际成本较低，大规模可再生能源参与电力市场会降低电价。但由于缺乏对灵活发、用电资源的调用机制、传统机组启停成本较高、可再生能源发电强制上网或存在补贴，电力市场运行中会出现负电价，不利于电力系统的长期发展;且电价波动性因大规模可再生能源的参与而增强，市场中的金融风险增加。
可再生能源预测精度随(交易)时间的临近而逐渐增高，但交易窗口过于单一，日前市场往往在交易日来临前数小时就已关闭，虽然一些地区(如西班牙、德国、荷兰、北欧)开展了日内市场，但流动性依然较低。因而市场缺乏激励预测信息及时披露的机制，价格信号低效，灵活配置资源能力不足。
在现有电力市场机制下，可再生能源的不确定性使其无法在市场中准确申报电量信息，因而可能承受惩罚;而不可控性又制约了其在多时间尺度市场中策略性竞价的能力。
风电的波动性和不确定性增加了系统的平衡成本。文献显示，全球电力市场运行中，风电使系统平衡成本平均增加 2~3EUR/(MW⋅h)。此外，目前的辅助服务市场规则主要基于传统机组制定，可再生能源参与辅助服务市场的限制条件较多。
中国面临着可再生能源高速发展和电力市场改革稳步推进的双重机遇，研究建立并完善面向高比例可再生能源的电力市场具有重要的现实意义。
本文立足各国电力市聚享游场适应可再生能源发展实际，对比现有可再生能源并网激励政策和交易模式，分析可再生能源参与电力市场遇到的特殊问题，总结各国在面向高比例可再生能源的电力市场研究中包含效益、机制、策略和风险等重点问题的研究成果，提出进一步研究的问题，特别是中国发展面向高比例可再生能源电力市场面临的关键问题。
为促进可再生能源的发展和利用，各国政府制定了相应的激励政策。这些包含补贴及税收机制、并网及交易规则等政策，直接或间接地影响了市场电价。以下基于各国政策实施情况，分析对比各激励政策的优劣，并总结现有可再生能源参与电力市场的交易模式。
可再生能源并网激励政策主要包括政治、金融、财政、环境、价格机制等 5 个方面。其中，价格机制是电力市场的核心，故着重分析。
政治方面主要指从国家或地区层面提出的可再生能源发展目标(各国具体发展目标见文献)，监督市场规范运行及保证能源供应安全的政策法规。
金融方面主要包括设立支持可再生能源产业投资的基金及提供低息贷款，并减少对传统发电形式的支持力度 。金融政策激励也对技术进步产生重要作用。
财政方面主要包括环境税的征收和可再生能源投资相关的税收优惠。通常，相应的部分税收用于支持可再生能源的发展。
1)固定上网电价。在固定上网电价机制下，电网公司根据政府定价收购可再生能源发电量，并获得政府适当补贴或被允许在消费者中分摊可再生能源电价高出平均电价的部分，中国、日本、芬兰等国实施此机制，德国、意大利、葡萄牙等国通常只对容量较小的可再生能源发电机组实施。该机制规避了价格波动风险，但固定价格的制定由于缺少市场竞争环节的反馈，难以反映真实成本及供需关系;长期的固定高收益也难以促进发电企业主动寻求生产成本的降低。
2)净电量结算。电网公司以一定价格从安装可再生能源发电设备的用户购买多余的电力，或从消费者总账单扣除可再生能源发电量，相当于以市场电价给予固定的支付。美国等国实施这一机制，但主要针对小容量机组及终端家庭用户。
3)溢价机制。政府在市场波动价格的基础上向可再生能源发电企业给予固定的支付(即溢价)，西班牙、德国、丹麦、荷兰等国实施这一机制，该机制通常与固定上网电价机制同时存在，可再生能源发电商可在二者中自由选择及分配电量。溢价的存在会损害市场的竞争性，并可能导致负电价的产生。
4)招标电价。可再生能源开发者通过招投标确定，并与电网公司按中标价格签订电力交易合同。法国、荷兰、丹麦等国针对部分海上风电实施此机制。该机制能够促进电价的降低，但可能引起恶性竞争、市场垄断。
5)可再生能源配额制及绿色证书。政府以法规的形式规定可再生能源发电的市场份额，电力供应商完成配额。可再生能源配额以绿色证书的数量评价，电力企业通过可再生能源发电获得绿色证书，也可交易绿色证书。美国、挪威、瑞典等国实施这一机制。该机制能够保证可再生能源的发电比重，但配额目标的制定复杂且不同地区的绿色证书的市场价值存在差异，导致可再生能源市场的分割;此外，对不同发电形式的无差异配额会制约高成本可再生能源发电技术的发展。
6)差价合约。英国实施差价合约，可再生能源发电商与政府所有的公司签订合约，该公司向可再生能源发电商支付或收取市场电价低于或高于差价合约敲定价格的部分，相当于由该公司承担市场电价波动的风险，对发电商来说基本等同于固定上网电价。
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