0 引言

随着碳达峰、碳中和（简称“双碳”）目标的提出，以风电、光伏为代表的新能源装机将持续高比例增长[1-3]。预计到2030年，中国非化石能源占一次能源消费的比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将超过12亿kW[4]。随着并网比例的不断提高，中国新能源发展迅猛，传统的新能源全额消纳政策将难以满足新能源的消纳需求，新能源参与市场化交易将是大势所趋[5-8]。在此背景下，如何确定新能源分阶段的市场化规模路径，使得新能源从保障性收购向市场化交易平稳过渡，成为摆在中国新能源市场化发展道路上的关键问题[9-11]。目前，中国各省份尚未建立成熟的新能源市场化交易机制及与之相对应的新能源入市路径[12]。因此，如何确定各省份对新能源的消纳能力[13-15]，在考虑新能源市场化对电网可靠性影响的基础上，建立科学的新能源入市规模路径测算模型，对于以新能源为主体的新型电力系统建设以及新能源的市场化发展，具有重要的现实意义。

目前，中国各省级电网对新能源的入市规模尚处在探索阶段。在新能源入市方面，张慧玲等[16]提出了基于宁夏高比例新能源的市场化交易机制，指出需要完善调峰辅助服务市场运营机制、建立优先发电价格被动接受出清模式、开展可再生配额制交易、建立源网荷储互动的市场化交易机制。在新能源消纳能力分析方面，文献[17-18]对集中式及分布式清洁能源接入后的影响及效益进行定量化评估，通过建立多灵活性资源的消纳能力模型，得到电网对不同规模新能源接入下的消纳能力。杨策等[19]采用基于生产模拟的概率评价方法，在获取电力系统灵活性指标的基础上，考虑弃风弃光对电力系统灵活性的影响，提出了考虑新能源消纳能力的灵活性评估方法。刘纯等[20]提出一种基于随机生产模拟的新能源消纳能力评估方法，使用服从一定分布的离散型随机变量描述新能源出力和消纳空间的随机性，通过概率分布间的运算实现新能源电力系统的随机生产模拟，快速求解新能源消纳功率和限电功率的离散概率分布，进而得到评估周期内的新能源消纳电量和限电电量。在对新能源消纳能力进行定量分析的基础上，王忠飞[21]提出了针对新能源大规模接入后的电网规划及市场化交易机制设计方案。在新能源市场化规模的定量分析方面，Yang等[22]强调新能源参与市场化交易需要明确其边界，在保障新能源项目收益和投资积极性的同时，推进新增新能源逐步参与电力市场。然而，以上方法均具有一定局限性。例如：未考虑省级电网对新能源的各种刚性消纳需求；缺少对整个省级区域内新能源市场化消纳需求及消纳能力边界的分析；难以对省级区域内的新能源入市规模进行定量化分析。

在此基础上，本文从省级电网角度，建立了新能源市场化规模测算模型。首先，考虑各省新能源保障性利用小时数、居民农业保障用电、可再生能源消纳权重等因素，提出了5种新能源市场化边界的测算方法，以确定省级电网的新能源市场化边界。然后，建立了新能源最佳入市路径测算模型，以社会总收益最大化为目标，综合考虑新能源市场化所带来的各项收益及成本，在新能源市场化边界内，寻求省级电网的新能源市场化最佳规模。最后，以某省电网2016—2021年的新能源装机及波动情况为算例，运用本文提出的新能源市场化规模测算模型，得到考虑该省电网现状的新能源市场化边界及最佳的新能源入市路径。

1 新能源参与市场的交易类型及入市路径

1.1 当前新能源参与电力市场的交易类型

新能源电量分为保障性收购电量与市场化电量两部分。其中，针对保障性收购电量，各省规定了风电与光伏的保障性收购小时数，以冀北为例，2021年风电、光伏的保障性收购小时数分别为1700 h与1900 h。对于小时数以内的电量，通过“保量保价”原则进行保障性收购；对于小时数以外的电量，普遍采用新能源专场交易、常规电能量交易、绿电交易3种模式进行交易。具体交易方式如表1所示。

表1 新能源参与市场交易的模式
Table 1 Modes of new energy participation in market trading

电量类型参与市场模式描述非市场化电量保障性收购依据保障性收购小时数确定保障性收购电量，按“保量保价”原则进行收购，不承担对应偏差责任新能源专场交易部分省份于中长期增设新能源专场交易品种，以保障新能源的优先消纳市场化电量常规电能量交易新能源与传统电源在电能量与现货市场进行同台竞价，通过新能源的零边际成本特性保障新能源的优先消纳绿电交易在中长期（年度/月度）开展绿电交易，由北京交易中心统一组织，价格由“电能量价格+绿色溢价”组成，满足用户的绿色电力消纳需求

1.2 新能源参与市场的入市路径

统筹考虑优先发电与优先购电的匹配、新能源入市后的收益变化，建立新能源补贴与交易价格的联动机制，有序推进新能源入市交易。图1为新能源入市路径示意图。

图1 新能源入市路径示意图
Fig. 1 New energy market path diagram

初期阶段 （2022—2025年）：逐步扩大绿电交易规模，推动平价新能源参与市场化交易，鼓励平价新能源参与绿电交易。通过绿电交易反映新能源的绿色价值，保障平价新能源企业的市场收益。中期阶段（2025—2030年）：一方面推动存量带补贴新能源参与绿电交易，通过绿电的额外收益抵消其政策性补贴，充分发挥市场竞争优势，减轻国家财政补贴负担；另一方面推动绿电交易与常规中长期交易融合，进行交易的同步申报与组织。远期阶段（2030年以后）：响应国家“双碳”战略目标，除极少部分的新能源助力乡村振兴项目外，其余新能源发电量全部参与市场交易。价格方面，由电力市场供需决定新能源交易价格；电量方面，针对计划与实际电量的偏差，按照现货价格（正现货/负现货价格）进行交易结算。

2 新能源市场化边界测算方法

2.1 方式一：以保障性利用小时数确定新能源市场化边界

按照国家能源局下发的各省风电、光伏等可再生能源保障性利用小时数，划分计划与市场电量的边界[23]。小时数以外的电量参与电力市场，执行市场定价；小时数以内的电量由电网公司收购，执行政府定价。图2为以保障性利用小时数确定市场化边界的示意图。

图2 以保障性利用小时数确定市场化边界
Fig. 2 Determining market-oriented boundaries with guaranteed utilization hours

通过保障性利用小时数确定新能源市场化比例，计算公式为

式中：ai,1为通过方法一确定的新能源入市比例边界；Miw和Mis分别为风电与光伏发电第i年的新能源装机；Tiw和Tis分别为风电与光伏发电第i年的新能源保障性利用小时数；Qi为第i年新能源预测发电量。

2.2 方式二：以每时段发电量的一定比例确定新能源市场化边界

以每时段新能源发电量的一定比例参与电力市场，示意图如图3所示。具体的发电量比例可参照国家发改委、国家能源局发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。该文件提出，将引导新能源项目中一定比例的当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障性收购小时数。如山东在2022年的现货交易方案中规定，新能源各时段发电量的10%参与现货市场，依据现货市场价格进行交易结算。

图3 以每时段发电量的一定比例确定新能源市场化边界
Fig. 3 Determining the new energy market boundary with a certain percentage of each time period’s power generation capacity

该方法所确定的新能源入市比例主要由能源局或本省交易中心的政策文件规定，所以不作为后续模型的硬性约束，仅为入市规模测算时的一个重要参考指标。

2.3 方式三：以可再生能源电力消纳责任权重确定新能源市场化边界

国家能源局每年下发各省可再生能源消纳责任权重指标，新能源市场化电量应首先满足由可再生能源电力消纳责任权重所确定的购电需求。因此，可依据各省可再生能源电力消纳责任权重目标核算电网购电需求，将其作为入市规模的最小核定指标。如图4示。

图4 以可再生能源电力消纳责任权重确定新能源市场化边界
Fig. 4 Determining the new energy market boundary with the weight of renewable energy power consumption responsibility

以可再生能源电力消纳责任权重确定新能源市场化比例，计算公式为

式中：ai,3为通过方法三确定的新能源入市比例边界；Qiuser为第i年该省份或地区的总用电量；λir为第i年的可再生能源电力消纳责任权重。

2.4 方式四：以居民农业保障性用电确定新能源市场化边界

根据省内、省间新能源交易量总和及居民农业保障用电量确定市场电量。居民农业用电作为保障性购电的主要构成，该部分电量由电网进行“保供应”的保障性收购[24]。因此，本方法以居民农业保障性用电量作为边界，对市场化电量与计划电量进行划分，如图5所示。

图5 根据居民农业保障性用电确定新能源市场化边界
Fig. 5 Determining new energy market boundaries based on residential agricultural security of electricity use

图6 根据新能源平衡能力确定安全入市电量
Fig. 6 Determining the safe entry of electricity with the new energy balance capacity

以居民农业保障性用电确定市场化比例的公式为

式中：ai,4为通过方法四确定的新能源入市比例边界；∆Qi为第i年的省级新能源交易电量；Qli和Qni分别为第i年的生活和居民用电量；λi为第i年居民农业保障性用电中新能源电量的占比。如部分省份要求新能源电量优先保障居民农业用电，则λi取值100%；部分省份要求保障居民农业用电中新能源电量不得低于一定比例，则λi取新能源电量比例的最小值。

2.5 方式五：以新能源平衡能力确定安全入市电量

由于新能源出力存在很强的不确定性，因而需要从新能源平衡能力方面确定安全入市电量，确定可再生能源出力情况及发用电的负荷特性。同时，评估火电及新型市场主体的调节能力，从安全角度核定新能源的入市电量。

根据新能源平衡能力确定安全入市电量的计算公式为

式中：ai,5为通过方法五确定的新能源入市比例边界；Pfi和分别为第i 年火电及新兴市场主体的平衡调节能力。

3 考虑新能源市场化边界的新能源市场化最佳规模测算模型

综合5种新能源入市边界计算方法，建立新能源最佳入市规模预测模型。方法一、三、四作为新能源入市必须满足的条件，将作为刚性约束形成新能源入市的上限边界。新能源入市比例主要由能源局或本省交易中心的政策文件确定，仅为入市规模测算时的指标参考，不作为模型的硬性约束。在边界约束下，新能源入市规模越大，新能源入市收益量化水平越高，新能源入市带来的安全性风险也越大。因此，考虑新能源入市收益与安全性的最佳入市规模模型如图7所示。

图7 考虑新能源市场化边界的新能源市场化最佳规模测算模型
Fig. 7 The optimal scale estimation model of new energy marketization considering the boundary of new energy marketization

3.1 目标函数

目标函数为社会总效益最大化，总效益包括增量及存量新能源的收益、新能源入市带来的绿色收益、新能源入市的安全成本、新能源收益波动情况以及政策驱动力等。具体公式为

式中：Be为新能源企业收益；Bg为增量新能源收益；Cs为新能源安全保供成本；Ca表示新能源收益波动水平，波动越小代表入市规模方案越优越；η为政策驱动系数，代表国家/省份对于新能源入市要求的迫切程度，迫切度越高，取值越大。如国家要求2030年新能源入市比例达到100%，则此值可取无限大。

3.2 新能源入市成本效益分析

3.2.1 新能源企业收益

新能源企业的收益情况是新能源入市所需考虑的重要因素，需要通过合理的入市路径建设，保证新能源企业的发电收益水平。新能源企业收益计算如下：

式中：Be为新能源企业的发电收益，其为各年度新能源企业收益Be,i的总和。

1）存量新能源企业收益。

存量新能源非市场化收益的影响因素主要包括基准电价、补贴、新能源发电成本等；市场化收益的影响因素主要包括市场电价、补贴、新能源发电成本等。存量新能源企业收益可以表示为

式中：Be,i为第i年的新能源企业收益情况；pl与pe分别为政府标杆电价与市场电价；ps为补贴价格；c为购电成本；xi为第i年的新能源入市比例；Mi为第i年的新能源装机容量。

2）增量新能源企业收益。

增量新能源企业非市场化收益的影响因素主要包括基准电价与新能源发电成本；市场化收益主要包括市场电价与新能源发电成本。增量新能源企业收益可以表示为

3.2.2 新能源环境效益

在电力生产过程中，化石能源发电机组会产生大量二氧化硫、二氧化碳等气体，对环境造成负面影响。而新能源发电在生产过程中不产生这些气体，是环境友好型发电方式。通过实施新能源市场化交易机制，可以促进高比例新能源消纳，有效改善环境污染。以往研究得出的各类电源生产过程中的气体排放数据如表2所示[25]。

表2 各种发电技术的排放数据
Table 2 Emission data for various power generation technologies

电源种类气体排放量/(kg·(MWh)-1)NOxCOxSO2光伏发电000风能发电000燃气发电0.008～1.54749.0370.464燃煤发电0.23786.4730.108～3.945

因新能源消纳增加产生的环境效益可表示为

式中：Vk为减少第k种气体带来的单位价值；vk为治理第k种气体所带来的环境成本；α为通过市场化交易所提高的新能源消纳效率。

3.2.3 新能源安全保供成本1）调峰成本。

根据《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》，电力调峰服务费用应当由火电（燃煤、燃气）、风电、光伏（助力乡村振兴光伏场站除外）等发电企业及参与市场化交易的用户按照“谁提供、谁受益，谁使用、谁承担”的基本原则共同承担。风电场在时段t的分摊费用计算公式为[26]

式中：Rt是新能源t时段的分摊费用；Et是新能源t时段的发电量；Et′是t时段不参与分摊调峰费用的新能源发电量，如助力乡村振兴光伏电站和电采暖交易用电；Et,sum是t时段所有新能源的发电量；是不参与分摊调峰费用的新能源发电总量；Rt,sum是t时段华北市场调峰服务分摊总费用。

2）调频成本。

调频辅助服务是指发电机二次调频备用中能够通过自动发电控制 （AGC）装置自动响应区域控制偏差（ACE），按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足ACE控制要求的服务，其调节效果通过调频里程衡量。自动发电控制 （AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务[27]。根据《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》中关于调频辅助服务的补偿机制和结算机制，全厂容量100 MW及以上水电机组、200 MW及以上火电非供热机组和在非供热期的供热机组具备AGC功能。换言之，风电不具备调频能力。具备调频功能的机组在参与调频辅助服务后获得的补偿费用为补偿计算时间、调节可用容量及调节性能的乘积，并按天进行统计。AGC辅助服务贡献日的补偿费用计算公式为

式中：Rbc为参与AGC辅助服务补偿费用；PAGC为发电机组AGC调节可用容量；tAGC为机组全天AGC补偿计算时间；K为机组当天的调节性能指标；YAGC为AGC补偿系数。

3）备用成本。

旋转备用是指在电力系统运行过程中，旋转备用设备以额外的机械能形式在无负载状态下自旋，以便在系统发生突发负荷增加或发生故障时迅速提供电力支持，维持电力系统运行的稳定性与安全性。风、光等新能源的波动性和不确定性使其必须借用其他发电机组来提供旋转备用。也就是说，其他机组因风电机组的需求，必须额外再预留部分容量作为风电机组并网后增加的旋转备用。因此，风电的备用成本可计为其他机组额外预留容量的成本，计算公式为

式中：Rsp为备用成本；Csp为提供单位备用容量所需成本；Ssp为所需备用容量，可按系统最大发电负荷的2%～5%考虑，低值适用于大系统，高值适用于小系统；Tsp为备用启用时间。

4）新能源辅助服务费用分摊。

当前，为保障新能源消纳，促进新能源规模化发展，由高比例新能源接入所导致的额外系统调节成本主要有两种承担方式：一是电网包偏差形式，由电网承担偏差所需调节费用；二是用户包偏差形式，由用户承担新能源偏差所需额外调节费用，新能源不承担自身波动性所导致的平衡调节责任。未来，随着市场机制的完善，应建立更为合理的费用分摊机制。初期可设置对应分摊系数，在用户与新能源之间分摊所产生的额外辅助服务费用。在此基础上，依据各时段新能源发电水平，于各新能源机组间进一步分摊对应辅助服务费用。

3.2.4 新能源收益增持率

良好的新能源入市路径应使各年的新能源收益保持均匀增长。因此在建立目标函数的过程中，本文建立了衡量新能源收益波动的指标，具体计算公式为[28]

式中：Ca表示新能源企业收益增长的稳定性，该值越小，代表新能源各年度的收益水平变化越平稳，入市路径越优；Nt为测算的总年份；Be,i为第i年的新能源企业收益情况。

3.3 约束条件

3.3.1 保障消纳约束

应满足各省的新能源保障性消纳小时数要求，公式为

式中：mk,i为第i年新能源机组k的装机容量；ak,i为第i年新能源机组k的保障性利用小时数。

3.3.2 满足居民农业用电需求

新能源入市电量应优先满足居民农业用电等保障性用电的需求，剩余部分才可作为市场化电量进行交易。具体公式为

式中：Qil与Qin分别为第i年居民及农业保障性用电的电量；λi为第i年居民农业保障性用电中新能源所占比例，由新能源与居民农业保障性用电的供需曲线匹配程度确定。

3.3.3 满足可再生能源消纳责任权重

新能源入市电量应优先满足居民农业用电等保障性用电的需求，剩余部分才可作为市场化电量进行交易。具体公式为

式中：xi为第i年的新能源入市比例；Mi为第i年的新能源装机容量；λi r为第i年国家能源局下发的该省份可再生能源消纳责任权重指标，如甘肃2022年可再生能源消纳责任权重指标为19%。

3.3.4 新能源收益约束

新能源市场化收益与非市场化收益之和大于新能源企业可接受的最低收益率，具体公式为[29]

式中：Be,i为新能源入市第i年的收益情况，其中，存量新能源与增量新能源的收益计算方式分别如公式（6）与公式 （7）所示；代表新能源企业可接受的最低收益率，如华能2022年投产光伏的预期最低内部收益率为7%；Ce,i为新能源企业分摊至第i年的成本，主要由初始建设投资成本C0、本年度零边际成本特点的运维成本Cp,i构成；C0(A/P, RIR, Ne)代表折现率为RIR、折算年限为Ne时，初始投资分摊至第i年的成本。

4 算例分析

本章以某省电网2017—2021年的数据为基础，首先对该省电网2022—2026年的装机容量进行预测，然后通过上文中的5种边界计算方法得到该省电网未来5 a的新能源入市边界。最后，计算新能源入市下的新能源企业收益及安全成本，核算新能源的最佳入市规模。

4.1 新能源装机容量预测

计算未来5 a的新能源入市路径，首先需要对新能源的发电量进行预测。在得到该省电网2017—2021年风电、光伏实际数据的基础上，运用MATLAB中的GM灰色预测算法进行预测。该省电网2017—2021年基础电量及未来5 a风电、光伏发电量的预测结果如表3和表4、图8和图9所示[30]。

图8 2022—2026年风电发电量预测
Fig. 8 Wind power generation forecast (2022-2026)

图9 2022—2026年光伏发电量预测
Fig. 9 PV power generation forecast (2022-2026)

表3 2017—2021年风电、光伏发电量
Table 3 Wind and PV power generation from 2017 to 2021亿kWh

年份20172018201920202021风电电量23.8934.0449.5270.3696.58光伏电量28.7836.5945.9656.8969.38

表4 未来5 a风电、光伏发电量预测
Table 4 Wind and PV power generation forecast for the next 5 years亿kWh

年份20222023202420252026风电电量128.20165.25207.75255.72309.19光伏电量28.7836.5945.9656.8969.38

4.2 新能源边界测算结果

运用多元线性回归预测模型，通过第2章的5种方法对5 a内的电量进行预测，结果如表5所示。其中新能源发电量、保障性利用小时数、可再生消纳量责任电量以2016—2021年的实际数据为基础。在此基础上得到方式一至方式四的新能源边界测算结果，如表6和图10所示。

图10 新能源市场化边界测算结果
Fig. 10 Measurement results of new energy marketization boundary

表5 新能源边界测算相关预测数据
Table 5 Prediction data related to new energy boundary measurement亿kWh

年份20222023202420252026新能源发电量385.72493.16630.53806.151 030.70保障性利用小时数内电量232.24230.03224.87219.16211.05可再生消纳量责任电量340.57368.89399.58432.81468.82

表6 不同方式下新能源边界测算结果
Table 6 Measurement results of new energy boundary in different methods%

注：方式二按照新能源10%参与现货交易。

年份202120222023202420252026方式一22.2222.9723.7025.4227.3130.00方式二10.0010.0010.0010.0010.0010.00方式三0.0011.7125.2036.6346.3154.51方式四14.8928.3239.2748.5556.4163.07最终边界0.0011.7123.7025.4227.3130.00

4.3 新能源企业收益测算

以2021年数据为基础，结合表7的基础参数对2021年不同入市比例下的新能源企业收益水平进行测算分析，结果见图11。

图11 不同入市比例下新能源企业收益水平
Fig. 11 The income level of new energy enterprises of different market entry ratios

表7 新能源企业收益测算基本参数
Table 7 Basic parameters for revenue measurement of new energy enterprises

注：燃煤基准电价为0.37元/MWh。

参数风电光伏度电成本/ （元·（MWh）-1）0.270.44平均利用小时数/h20821115补贴/ （元·（MWh）-1）0.500.42市场化电价/ （元·（MWh）-1）0.450.46

可以看出，随着入市规模的扩大，新能源市场化收益等比例提高，同时总收益水平也有一定程度的提高。在具体变化幅度方面，新能源入市比例每提高5%，则市场化收益提高14%左右，总收益水平提高2.5%左右。

4.4 新能源安全成本测算

新能源出力具有很强的波动性与不确定性，本文以该省典型风电场与火电厂一年的出力曲线作为数据基础，分析出力均值及方差，如图12、图13所示。可以看出，风电与光伏发电的波动性及随机性较大。因此，大规模新能源入市将导致供电缺口，需要对应火电机组提供调峰、调频和备用服务。

图12 风电发电曲线及其波动标准差
Fig. 12 Wind power generation curve and its standard deviation of fluctuations

图13 光伏发电曲线及其波动标准差
Fig. 13 Photovoltaic power generation curve and its fluctuation standard deviation

依据3.3节中的计算公式，结合表8中的辅助服务电价水平，测算得到2021年新能源10%入市情况下的安全成本，如表9所示。

表8 辅助服务费用
Table 8 Ancillary service fees

辅助服务类型调峰调频备用电价/ （元·（MWh）-1）20012020

表9 2021年新能源10%入市比例下的安全成本
Table 9 The safety cost of new energy under the 10% market entry ratio in 2021

辅助服务类型调峰调频备用合计风电安全费用/万元319 254.17 104 450.53 1 737.00 230.53光伏安全费用/万元232 575.83 76 091.94 1 265.40 167.94总费用/万元551 830.00 18 0542.47 3 002.40 398.47占比98.15%1.63%0.22%100.00%

4.5 某省电网新能源市场化规模推荐

最终计算得到的最优路径如表10和图14所示。

图14 新能源最佳入市比例
Fig. 14 The best market entry ratio of new energy

表10 新能源市场化比例
Table 10 The marketization ratio of new energy

年份202120222023202420252026新能源市场化比例0%9.4%19.0%22.4%25.9%30.0%

在该路径下，新能源企业的收益情况如图15所示。可以看到，新能源的最终市场化边界在30%左右。2021年新能源执行全额保障性收购政策，之后新能源逐步入市，到2023年新能源入市规模达到19%左右，之后入市比例增速放缓，直至2026年达到市场化交易边界30%。由图15可以看出，通过运用本文提出的入市规模路径，新能源企业的收益始终处于上升状态，且收益水平稳定在27%～33%，实现了在保障新能源项目收益和满足市场化边界的同时，推进新能源逐步参与电力市场的目标。

图15 新能源最佳入市比例下新能源企业收益情况
Fig. 15 Revenue of new energy enterprises of the optimal market entry ratio of new energy

5 结论

本文立足省级电网角度，建立了新能源市场化规模测算模型。考虑各省新能源保障性利用小时数、居民农业保障用电、可再生能源消纳权重等因素，提出了5种新能源市场化边界的测算方法，确定省级电网的新能源市场化边界。依据某省电网实际数据，对该省2022—2026年的新能源市场化边界进行了定量分析。

本文建立了新能源最佳入市路径测算模型，以社会总收益最大化为目标，综合考虑新能源市场化所带来的收益及成本，在新能源市场化边界内，确定了省级电网的新能源市场化最佳规模。通过算例计算证明，运用本文提出的新能源市场化规模测算模型，能够在保障新能源项目收益和满足市场化边界的同时，推进新能源分阶段逐步参与电力市场。