随着我国电力中长期市场运营的常态化,传统的市场价格形成机制逐步暴露出一定的问题,发电企业的长期固定投资成本与短期边际成本都由一个交易电价统一体现,收入直接与发电量有关,使得发电企业在当前市场中面临着较大的亏损风险。同时,西北地区面临着严重的弃风弃光问题,风光等新能源往往呈现出反调峰特性,当前的电价机制无法体现新能源参与下市场不同时段的供需差异,也无法激励发电企业参与辅助服务市场为新能源调峰。因此,研究电力中长期市场环境下面向新能源消纳的发电侧电价机制具有重要的现实意义。本文的创新思路在于将传统用户侧两部制电价机制引入电力市场发电侧,并进一步完善形成了面向新能源消纳的电力中长期市场的价格机制。本文各个部分的研究内容及创新点如下:(1)考虑风电和光伏两类新能源出力的时段性特点对市场供需状况的影响,在传统市场电量电价形成机制的基础上,针对性引入峰平谷分时电量电价定价机制,引导发电企业依据自身发电边际成本,同时结合市场供需状况,分峰平谷三个时段开展竞价,使得电量电价能够体现电力中长期市场不同时段的供需差异。在分时价格信号激励下,火电企业更愿意在高峰高电价时段调增出力以参与尖峰负荷调节,同时在谷时段由于电能主市场电价太低,更愿意在谷时段参与到辅助服务市场为新能源提供调峰服务,促进新能源消纳。(2)考虑到新能源参与下中长期市场不同时段的电能供需差异过大的问题,和未来需求侧灵活资源可能参与市场竞价的预期,设计了储能参与下电力中长期市场的电价形成机制。低谷时段储能充电,在计及储能充电效率的情况下将储能等效为负荷购买低价电能,在定价模型中等效为负荷报价参与谷时段电价出清;高峰时段储能放电,在计及储能放电效率的情况下等效为电源在市场中售出电能,在定价模型中等效为电源报价参与峰时段出清。出清过程中需要考虑峰谷时段充放电量相等的约束。(3)针对发电企业在参与电力中长期市场交易中存在的固定投资成本回收的问题,提出了基于K-means聚类的容量电价定价机制,首先,基于预期资金内部收益率,采用现金流量法对火电机组的容量电价进行计算;在此基础上,考虑到不同类型机组的单位容量投资、年检修费用、燃料价格等主要成本因素的差异,基于K-means聚类理论对火电机组进行分类,同类机组以聚类中心机组为典型机组计算容量电价;最后基于假设 检验方法对聚类结果进行修正,解决了聚类结果中可能出现的“一机一价”问题。所提出的容量电价定价机制能够在激励发电企业提高效率,降低成本的同时体现不同规模机组在长期固定成本方面的差异。算例分析表明,本文所设计的发电侧两部制电价定价机制,即计及储能参与的峰平谷分时电量电价定价机制和基于K-means聚类的容量电价定价机制,能够为市场提供有效的价格信号,确保发电企业的成本回收和市场参与积极性,同时有效促进新能源消纳,为我国电力中长期市场的建设完善提供参考意见。