电力现货市场中来自新能源的挑战与机遇

建设电力现货市场是深化电力体制改革、健全电力市场体系、推进电力市场化的一项重要内容。如何建设适应高比例可再生能源的电力市场是当今世界和我国电力市场演进过程中面临的新趋势和新挑战。笔者以甘肃电力现货市场4月整月结算试运行为例，对可再生能源高占比电力市场进行实证分析与探讨。

电力现货市场运行的基本特征分析

甘肃采用集中式现货市场模式，市场分河东、河西两个价区，分区内最高的节点电价作为发电出清结算电价；整月试运行期间用户侧暂不参与现货市场。

现货市场电价申报与出清方面，积极信号令人鼓舞。当月，现货市场供需比基本平稳在1.15～1.56之间。实时出清最低电价50元/兆瓦时，最高1000元/兆瓦时，均价278元/兆瓦时。与前两次7天结算试运行一样，出清价格范围均与出清价格下/上限设定范围一致，说明出清价格下/上限设定对出清价格有必然影响。不同的是，前两次7天结算试运行现货市场出清均价远低于中长期合同平均电价和标杆电价，而本次整月结算试运行现货市场出清均价高于中长期平均电价，让人眼前一亮。分析报价，发现现货市场上火电机组不再一味地降价抢量，而是充分利用上限规定做价格申报的策略者，80%以上负荷段博高价迹象明显。现货市场价格申报基本反映并体现了火电机组承担基荷、电力系统调峰调频、水电丰枯调节以及系统容量备用角色、作用与价值，这一积极信号令人鼓舞。

现货市场价格走势，基本由新能源发电出力大小左右。从甘肃现货市场价格与新能源预测、负荷+联络线走势图分析可以得出：甘肃现货市场价格与新能源预测或出力密切耦合；相比用电负荷的变化，新能源发电出力大小变化完全左右着新能源高占比现货市场的价格与走势。在新能源发电出力大量富余时段，出清电价基本持续维持在地板价50元/兆瓦时；反之，在新能源发电出力小，需要火电顶峰运行时段，往往会出现价格尖峰。另外，实时市场出清价格与日前市场走势基本一致，但受新能源预测准确性、跨省交易开展等影响，差别也比较明显。日前市场存在风险与套利机会，这也是典型的新能源高占比送端电网的一个特点。进一步分析可以得出：在传统能源一统天下的情况下，现货价格曲线与负荷曲线具有高度一致性；由于新能源的加入，高负荷不一定切割出高电价，低负荷也不一定切割出低电价，现货价格曲线与负荷曲线的一致性现象被改变，现货价格曲线将受到发用两侧“双随机”影响。

现货电量占比，与新能源预测准确率及资源大小相关。通过数据统计分析，日前市场现货电量占比最高22.34%、最低4.30%、平均10.87%。实时市场现货电量占比最高31.22%、最低6.17%、平均15%。在新能源大发期间，实时市场现货电量占比明显偏大。部分新能源企业部分日期，现货电量占比超过50%，面临较大的现货市场风险。现货市场运行以来，新能源预测偏差偏大，特别是风电的日前与实时出清以及实际出力之间的偏差，在出力剧烈变化时段，短期和超短期预测偏差明显；风电大发时段，受超短期预测准确性及嘉酒地区相关断面影响，日前和实时计划有较大偏差。相对而言，光伏发电的日前与实时出清及实际出力之间偏差要小得多。

新能源发电受限情况仍然存在。新能源大发期间，实时市场出清发电计划明显低于新能源超短期预测发电能力，存在新能源受限情况；其他时间由于新能源预测偏小或电网接纳空间充足，实时市场出清计划与超短期预测基本相符，无明显受限。当月，新能源消纳率92.32%，同比提高0.78个百分点。

需要补充分析说明的是，甘肃省内发电基本全为一二类优先发电，造成省内电力市场严重缺乏流动性；但由于采用集中式现货市场模式，表面上的省内现货市场，其实质是发电侧全电量竞争市场；某种意义上讲，是外送电量的高占比激活了省内现货市场。

实例分析与实战经验

实例1：某大风日，某火电机组现货运行情况。火电机组中长期与日前出清均为全天最小方式。当日现货均价185元/兆瓦时。中午时段，新能源大发，现货价格为地板价50元/兆瓦时，火电机组主动参与深度调峰，现货负电量地板价实现正收益；晚高峰，受网内有机组跳闸等原因影响，本火电机组顶峰运行，现货正电量高电价实现正收益。

实例2：某大风日，某水电机组现货运行情况。中午时段，新能源大发，现货价格为地板价50元/兆瓦时，水电机组停机备用，现货负电量地板价实现正收益；晚高峰，受设备故障等原因影响，机组未能及时实现顶峰运行，没有抓住现货正电量高电价时机。

实例3：某小风日，某风电站现货运行情况。日前预测D日发电量1147万千瓦时，实际发电388万千瓦时；正现货电量25万千瓦时，对应现货均价414元/兆瓦时；负现货电量1084万千瓦时，对应现货均价357元/兆瓦时；最终，现货结算后当日发电收入为-13万元。

现货市场建设及运行过程中，作为市场主体，利用规则和信息开展风险防范或套利操作无可厚非；而作为市场设计者，必须要堵住规则漏洞，避免企业利用漏洞进行套利操作。

甘肃电力现货市场整月结算试运行的三个基本经验是：中长期曲线分解至关重要，新能源功率预测准确性很重要，现货市场上，发电企业需要耳聪目明、人剑合一。

新能源现货市场风险防范注意事项：新能源功率预测越准越能够保障中长期收益落袋，并增加现货正收益。风电企业要特别关注现货负电量，往往没有风时现货价格高，尽力避免或减少现货价格高于中长期价格时出现现货负电量。

相关建议

电力市场是一个人为设计痕迹明显的市场，通过多次长短期试运行的磨合后，要认真开展细致的复盘工作，充分利用数据分析，改掉那些企业受不了的，去掉那些设计不合理的。现就一些存在的共性问题，提出如下意见建议：

一是进一步研究中长期曲线分解问题。鉴于水电、新能源等资源性机组中长期“量与曲线”风险存在，曲线不能事先确定，电量年月日分解也难免不准；建议建立水电、新能源等资源型机组中长期电量调整机制，以化解年月日电量分解风险；新能源机组的中长期按日前资源预测情况以及系统供需情况由调度进行校核；配套建立火电机组中长期合同（包括计划+市场）实时挂牌转让交易与滚动平衡机制。如果还有问题，那一定是中长期电量曲线分解的问题。

二是将“日前出清”改为“日前预出清”。由于新能源场站中长期权益电量及曲线分解、新能源短期预测不准等原因，对新能源特别是风电而言，日前市场势必增加一次量价风险，没有多少积极意义。建议将“日前出清”改为“日前预出清”，以避免增加不平衡费用，降低其他方面的不确定风险。同时，强烈建议增加量价申报段数。

三是深度调峰市场的去留。现货结算试运行后，火电企业存在深度调峰在辅助服务市场取得竞价中标收益以外，又在电力现货市场取得发电权转让收益的双重收益问题，对新能源企业造成不公和利益侵害。建议：在现货市场结算运行的情况下，暂停执行深度调峰市场；另外，还存在深度调峰补偿标准偏高的情况；同时，建议深度调峰电量不应再后期补回。

四是处理好相关电价事项。输配电价的执行、水电机组“一机一价”问题的处理都会影响电力现货市场的正式运行。另外，新能源高占比情况下，如果继续执行在传统能源下制定的峰谷平电价政策，其作用将受到严重影响和扭曲，甚至会产生负面效应。建议组织开展水电搁浅成本问题处理、输配电价执行、峰谷平电价政策调整等电力现货市场建设关键问题的专题研究。同时，如果仅为控制风险而限价，既会影响现货市场上谷峰价格差的合理形成，也会影响尖峰价格机制的探索。

五是重视并积极培育中间售电商。对于电力现货价格大范围波动状况，除了储能、可中断可调节负荷等以外，大部分用户都习惯于传统的基本固定不变的用电价格，对现货价格波动带来的不确定风险是厌恶的。所以，中间商售电公司不只是对中小用户是必要的，对大用户而言也是非常需要的。

六是建立第三方机构业务稽核机制。现货条件下，电力市场业务稽核是一项专业性和技术性很强的业务，需要由专业机构来承担。建议从国家层面研究建立委托第三方机构开展电力市场业务稽核的机制，监测、分析和评估电力市场运行情况和市场运营机构履职情况。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年9期，作者供职于大唐甘肃发电有限公司