关于电力现货交易市场的研究

2020-02-20黄磊

四川水泥 2020年1期

黄磊

（甘肃电投大容电力有限责任公司 730046）

1 电力现货交易市场概述

1.1 电力现货交易特点

电力现货交易各个试点呈现出不同的交易特点。例如，广东首次电力现货交易结算中，夜间低谷时段的平均电价为0.082元/kWh，负荷高峰时段的平均电价为0.362元/kWh。第二次电力现货采用按日结算的方式，与首次相比，结算日增加为4天，并且市场主体可对中长期合同分时曲线进行自主调整。

1.2 电力现货交易模式

在国际上，电力现货市场的交易模式为多种交易共存，包括集中、双边和混合等。按照交易时间的不同，可将电力交易分为两种情况，一种是现货交易，另一种是合约交易。其中现货交易又分为日前和实时两种。根据我国的基本国情，发改委提出一项新的举措，即优先发购电制度，电力市场改革为双轨制运行，由此对电力现货交易市场的短期供求关系产生了一定的影响。在电力现货市场交易中，可通过中长期合约来规避市场风险，以现货交易来锁定电力价格，借此来调节电力市场的供需关系，确保供需平衡。

1.3 电力现货交易市场主体

在电力现货市场交易中，需要对市场主体加以明确，具体包括发电、供电、售电企业以及电力用户。随着电力现货市场的建立，使发电企业的经营目标发生改变，将更多的精力放在高峰时段发高价电上。

2 甘肃电力市场化开展与建设现状

2.1 甘肃电力市场开展情况

1.电网概况

近年来，甘肃电网的规模不断扩大，截止到2019年9月，整个电网中共有变电站84座，其中330kV变电站的占比最大，为67座，220kV和750kV变电站分别为7座和10座。甘肃全省的总装机容量为5178万kW，最大用电负荷为1456万kW，装机负荷比较高，为3.6:1。其中火电装机容量最高，约占全省总装机容量的41%，风电占25%，水电占18%，光伏占16%。新能源装机容量已经超过火电装机容量，成为全省的第一大电源。全网负荷中心在兰州和白银地区，用电负荷占全省60%左右。

2.新能源运行与调度

甘肃电网新能源的最大出力为1095.2万kW，最小出力为5.0万kW，波动变化巨大。为对新能源进行有效地消纳，甘肃电力公司运用调度有功智能控制系统，对电网断面潮流进行实时监测，遵循合理、公平、优化的原则，对风电及光伏出力进行分配，利用调峰资源使新能源总体出力最大化。

3.电力市场开展状况

甘肃省根据自身的发展需要，对输配电价改革、电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革以及新能源就地消纳等工作进行有序推进。逐步扩大省内电力用户直购电规模，拓展省外市场，创新交易品种，扩大电量占比，逐年减少计划电量。

2.2 甘肃电力市场建设面临的问题

当前，甘肃电力市场建设过程中，主要面临以下几个方面的问题：

1.矛盾突出

这里的矛盾具体体现在两个方面，一方面是新能源的装机容量大、占比高与弃风弃光之间的矛盾；另一方面是省内各方利益诉求之间存在矛盾。目前，甘肃电网新能源的装机容量已经超过传统火电，但弃风弃光矛盾依然突出。而各方利益的矛盾体现在工业负荷能耗高，火电发电小时数减少，新能源企业期望通过市场获得更多发电的机会。

2.交易方式与发电特点不符

目前，甘肃省现有的中长期交易方式与新能源发电的波动性与随机性特点不相适应，从而很难形成以电价信号反映新能源波动及电力供需余缺的局面。

3.电源与负荷空间分布不匹配

甘肃电网新能源主要集中在河西地区，而用电负荷却集中在河东地区，由于河西地区的电能输送通道能力较为有限，加之该通道为援疆电力和新能源输送的共用通道，主网架结构存在诸多阻塞区域，对电网的运行安全性及资源的优化配置造成影响。此外，虽然规则中给出可以预测当天45min后的负荷变化情况，但对于无库容、无蓄水能力的小水电站而言，很难利用规则争取最大的经济效益。

3 电力现货交易市场下小型水电站解决发展困境的对策

3.1 发展困境

从当前的电力负荷现状来看，在0：00-7：00、17:35-23:25两个时间段期间为低谷期，其余时间段为高峰期，非新能源发电企业要在高峰期避让新能源发电，而在低谷期抢发电，使得低谷期成为了非新能源发电企业争取最大利益的最佳时间段。为保证电网稳定运行，电力现货市场交易规则明确提出在预测负荷后自动分配一天负荷曲线，要求各发电企业按负荷曲线进行发电分配负荷，以避免电网过负荷问题的发生。对于无库容、无蓄水能力的小型水电站而言，水电站无法准确预测水量变化，由此直接影响到水电站在d-1天预测d天高电价时间段的水量变化，导致小型水电站易失去争取利益最大化的机会。

我站属于小型水电站，目前已经运行十余年，在现货交易市场下，使得我站面临着严峻的生存与发展形势。具体表现在以下方面：一是水电站调速器存在反应速度较慢、死区值较大、振动区较大等问题，增加了调整难度。同时，水电站的有效库容为21.92 万，库区小，无调水能力，并且库区淤泥较厚，使得实际库容小于有效库容；二是上游电站较多，下泄报告不及时、数据不准确，加之引水工程引走的部分水量，直接影响着水量、水位预测的准确性。

3.2 解决对策

为了促使我站能够适应电力现货市场下的竞争环境，结合我站实际情况，提出以下解决对策：搜集整理多年来的水电站资料，找出同期水量数据的变化规律，精准预测来水情况，将预测结果与实际来水进行对比，分析误差产生的原因，及时对预测方法做出相应调整；我站要加强与上游电站的沟通，搭建起信息共享平台，确保下泄报告快速传递；以80m3/s的水流下泄速度，对距离我站库区50min时的河道距离进行计算，并在这段区间内设置流量监测点，对流量的变化情况进行监测，将获取的数据传给中央控制室，以此作为调整的主要依据；我站要与处于同样困境下的其他小水电站进行经验交流，共同探讨研究最佳的解决方案，据此争取利益最大化；我站要逐步加大机组设备的运维力度，为设备提供良好的运行环境，遇到突发事故时，要做好快速处理工作；我站要对冬季时机组的安全运行予以高度重视，通过保守预测的方法，保证来水时下一台机能够满发，当来水多天保持平稳，可以借助小机组，对负荷进行补偿调节，提高经济效益。