全国电力现货市场试运行分析与新能源发电企业的应对建议

米晨旭，和军梁，许 爽，于 仝

(龙源电力集团能源销售有限公司，北京 100034)

0 引言

2017年8月28日，国家发展和改革委员会(下文简称“国家发展改革委”)、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源[2017]1453号)，选择南方地区(以广东起步)、蒙西经济区(下文简称“蒙西”)、浙江省、山西省、山东省、福建省、四川省、甘肃省等8个地区作为电力现货市场第1批试点市场[1]。

2019年11月，北京电力交易中心发布了2019年第3季度全国的电力市场交易信息，信息显示，截至9月底，我国首批8个电力现货市场全部完成了结算试运行；今后将进一步完善交易规则，提高技术支持系统的稳定性，做好开展电力现货市场不间断结算试运行的准备。

本文对我国首批电力现货市场的模拟试运行和结算试运行情况进行了总结，分析了电力现货市场给新能源发电企业带来的影响，指出了其目前运行中存在的问题，并向新能源发电企业提出了几点应对建议。

1 电力现货市场试点进程

2018年11月8日，国家能源局发布了《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》(国能综通法改[2018]164号)，要求试点地区加快研究编制电力现货市场建设试点方案，抓紧起草市场运营规则，尽快开展技术支持系统建设等相关工作，并于2019年6月底前开展电力现货市场试点模拟试运行；电力交易机构、电力调度机构及电网企业要给予充分的支持。

2019年7月31日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，提出应合理设计电力现货市场建设方案、统筹协调市场衔接机制、建立健全市场运行机制、强化提升市场运营能力、规范建设市场运营平台、完善市场配套机制、做好市场建设组织实施等。

2020年4月3日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》(发改办能源规[2020]245号)，指出应高度重视电力现货市场连续试结算相关工作；做好电力中长期交易合同衔接工作，售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业在合同中约定分时结算规则；各类跨省跨区优先发电和市场化中长期交易，均应由购买方和发电企业签订双边中长期交易合同，并明确分时结算曲线或形成分时结算曲线的具体规则。

2 电力现货市场的模拟试运行和结算试运行情况

2018年8月31日，南方(以广东起步)电力现货市场试运行启动会在广州召开。

甘肃、山西电力现货市场作为国网范围内最早投入试运行的电力现货市场，于2018年12月27日启动了模拟试运行。

2019年5～6月，浙江、四川、山东、福建及蒙西电力现货市场相继启动模拟试运行；至此，电力现货市场建设又取得一个重要突破。

广东电力现货市场在2019年5月、6月、9月分别开展了2天结算、4天结算、按周结算试运行，成为全国首个开展结算试运行的电力现货市场。2019年9月期间，首批8个电力现货市场全部完成结算试运行。

各电力现货市场的试运行启动时间、模拟试运行情况及日、周、月结算试运行情况分别如表1～表5所示。

表1 首批电力现货市场的试运行启动时间Table 1 Trial operation start-up time of first batch of electricity spot markets

作为试点的各电力现货市场在结算试运行期间运行平稳、安全、有序；交易出清结果正确反映了电价的时空特性，印证了电力现货市场在发现电价信号、优化资源配置中所起的决定性作用。

8个作为试点的电力现货市场在其建设规划中均提出将进一步修订交易规则，完善建设方案，提高技术支持系统的稳定性，并计划自2020年1月起适时开展不间断结算试运行工作。

表2 部分电力现货市场的模拟试运行情况Table 2 Simulated trial operation of some electricity spot markets

表3 部分电力现货市场的日结算试运行情况Table 3 Trial operation of daily settlement in some electricity spot markets

表4 部分电力现货市场的周结算试运行情况Table 4 Trial operation of weekly settlement in some electricity spot markets

3 参与电力现货市场对新能源发电企业产生的影响

建设电力现货市场是落实国家电力体制改革和能源战略转型的要求，电力现货交易机制将扫清新能源发展障碍，风电、光伏发电等新能源发电企业可以凭借边际成本低的优势赢得更大的市场份额，为市场化解决新能源电力大规模消纳的问题提供新的可能途径[2]。

风电、光伏发电等新能源发电易受到气候、地形等自然因素的影响，功率输出具有间歇性、波动性的特点。电力现货市场是一种短期和即时市场，能够实时兼容新能源发电的波动性、随机性等特点，有利于扩大新能源电力的消纳空间。通过将电力现货市场与调峰、调频等辅助服务市场进行有机结合，在目前的调峰、调频市场机制下，火电承担了全电网主要的调峰任务，从而保证了以风电、光伏发电为主的新能源电力在电力现货市场获得更多的交易份额，并有助于增加火电的调峰收益[3]。

然而，目前电力现货交易机制未使全社会总体的用电负荷产生变化，只是新能源发电企业与传统能源发电企业之间发电权的转移。电力现货市场试运行期间严重偏低的电价，给市场主体发出了不准确的价格信号，导致其对市场价格作出了不合理的预期，进一步加大了电价的下行压力。新能源发电企业加入电力现货市场交易后，若原有的交易模式、交易电量、新能源发电配比关系不变，势必会造成新能源发电企业间的竞价抢量，进一步加剧电力现货交易的竞争。

目前，8个电力现货市场中，山西、甘肃、蒙西、山东4个市场允许风电、光伏发电等新能源发电企业参与电力现货交易。

山西、山东、甘肃均属于集中式市场，采用以中长期交易控制市场风险、全电量参与电力现货交易集中竞价，从而发现真实价格信号的电力市场模式。由于中长期交易属于金融交易合约性质，签订中长期交易合同后优先按中长期交易合同价格进行电价结算，一般不需要物理执行，但山西政府授权中长期交易合同需要物理执行。中长期交易合同电量与日前市场电量的偏差部分按日前市场价格结算，实时市场电量与日前市场电量的偏差部分按实时市场价格结算。

蒙西电力现货市场属于分散式市场，采用“中长期+现货”的总体架构，中长期交易时需进行实物交割，中长期交易合同电量包括年度基数合同电量和各类中长期交易合同电量；现货交易市场包括日前、日内及实时市场，多模式、多品种的中长期交易合同电量的交易机制是通过将交易电量日分解后与日前市场衔接，日前市场用于优化出清，日内市场与实际发电、用电能力滚动匹配，实时市场进行最终电量平衡。

3.1 山西

山西的新能源发电机组按照“报量不报价”的方式参与电力现货市场交易，每日09:30前在现有输出功率预测系统中申报次日96个时段(00:15～24:00，15 min为1个时段)的发电量预测曲线，但不申报电价。申报的预测曲线与市场化电量分解曲线的偏差部分属于保障利用小时数电量。市场化电量分解曲线由省内交易曲线和外送交易曲线2部分组成，其中，省内交易的分日电量可与电力用户协商确定结算曲线，外送交易的分日电量按照联络线交易曲线形状进行分解。

省间市场交易以外送中长期交易结果为边界条件，确保联络线交易曲线的物理执行，在省内电力现货市场预出清的基础上，以富余发电能力参与省间电力现货交易。

日前市场交易出清完成后，统计各新能源发电机组的保障性利用小时数内的完成电量，并滚动更新各新能源发电机组的剩余保障性电量，新能源发电企业的发电量超出保障性利用小时数以外的部分，按照规则执行市场化定价方式[4]。

3.2 甘肃

对于甘肃电力现货市场中的中长期交易市场，电网公司会开展中长期负荷预测和发电容量充裕度评估，电网调度机构则是按照“三公”原则分解政府下达的年度电量计划，相应地安排年、月、周等中长期交易运行方式。买卖双方自主预测供需情况，开展双边交易，调整生产计划，实现电力像普通商品一样的自由买卖，市场主体具有高度的自主权和选择权。甘肃电力现货市场会通过中长期交易市场来确定能量市场70%以上的交易量，锁定远期价格，从而规避现货价格的波动风险。

甘肃电力现货市场建设以促进新能源发电消纳为核心，采用发电侧 “集中竞价、统一出清”的方式开展单边集中竞争，涵盖了日前、实时市场的市场化电力电量平衡机制。水电和新能源特许权及扶贫机组作为价格接受者参与日前市场，仅能在实时市场申报超短期发电预测；火电企业及剩余的新能源发电企业参与日前市场竞价，其中，火电企业参与实时市场竞价时沿用日前市场的申报信息，允许新能源发电企业依据超短期预测二次报价。

甘肃电力现货市场采用“偏差结算、日清月结”的方式，中长期双边交易按中长期交易合同约定的结算价格，日前市场的中标量较中长期交易合同电量的偏差量按日前市场的现货价格结算，实际执行量较日前市场中标量的偏差量按实时市场的现货价格结算，实际执行量与实时市场中标量的偏差量通过调频辅助服务市场解决[5]。

3.3 山东

山东电力现货市场运行期间的中长期交易(包括跨省跨区的中长期优先发电合同和中长期交易市场交易)以买卖双方提前约定交易曲线作为结算的依据。

新能源发电企业以在竞价日申报的运行日短期预测出力曲线和价格、在运行日申报的超短期预测出力曲线，以及运行日短期预测出力和超短期预测出力的10%参与电力现货市场出清及市场定价，并按优先发电次序享有同等条件下的优先出清权，但仅对涉及到新能源发电企业的实时市场出清结果进行结算。

3.4 蒙西

目前，蒙西电力现货市场由市场运营机构基于电网次日负荷预测、次日新能源发电预测及设备检修计划等数据，分解制定次日的调度系统开机组合及各发电企业的电力运行曲线；最大化确保新能源发电企业的中长期交易合同电量的执行进度，并以各发电企业的合同电量的完成均衡度的最小值作为目标函数分解新能源发电分时曲线；在中长期交易电量日分解的基础上，采用“集中申报、统一出清”的方式开展日前市场的电量交易，以系统运行效益最大化为目标函数，进行日前市场交易电量的优化出清；在日前市场交易出清结果的基础上，日内市场交易按照日前市场的申报信息，对调度系统进一步滚动优化；实时市场的平衡交易是依据从观测时刻起未来15 min内的电网状态的变化情况，以调用成本最小化为目标确保供需实时平衡。

蒙西电力现货市场采用“偏差结算、日清月结”的结算方式，基数电量按照政府批复的价格结算，中长期交易合同电量根据合同价格结算，日前市场的出清电量与中长期交易合同电量分解形成的日结算曲线之间的偏差量按照日前市场的分时电价进行结算，发电侧实际输出功率与日前市场的出清电量之间的偏差量按照日内市场的分时电价进行结算，实际执行量与实时市场中标量之间的偏差量通过调频辅助服务市场解决，即在接纳一定程度的新能源发电的基础上，火电对剩余的实际发电空间进行分配[6]。

3.5 跨省跨区电力现货交易

2016年10月16日，国家能源局发布对《跨区域省间可再生能源增量现货交易规则(征求意见稿)》征求修改意见的函，首次提出了增量现货交易是通过跨区域输电通道在已有电力中长期交易合同的基础上开展的电力日前交易和日内交易[7]。此文件同样适用于新能源。

2017年8月15日，北京电力交易中心发布了《跨区域省间富余可再生能源电力现货试点规则(试行)》的公告。根据此公告，为了缓解“弃风、弃水、弃光”的问题，可在国家电网区域内开展跨区域省间富余可再生能源(或新能源)电力现货交易。当送端电网调节资源已经全部用尽，各类新能源外送交易全部落实的情况下，如果水电、风电、光伏发电仍有富余发电能力，预计产生的“弃水、弃风、弃光电量”可以参与跨区域日前和日内现货市场交易[8]。

根据北京电力交易中心发布的电力市场交易信息，国家电网2018年完成省间清洁能源发电消纳电量4373亿kWh，其中，风电、太阳能等新能源发电的省间消纳电量为718亿kWh；2019年完成省间清洁能源发电交易电量4601亿kWh，占全部省间交易电量的43.3%，其中，风电、太阳能等新能源发电的电量为880亿kWh。

跨省跨区电力现货交易量作为电网的调节资源已经全部用尽，各类新能源发电考虑省内消纳在中长期交易和外送交易全部落实的情况下，预计仍可产生的新能源富余发电能力。对于跨省跨区的电力现货交易，日前现货市场交易采取“电力-电价”曲线进行申报，日内现货市场交易采取日前市场的出清价格，仅对有交易意向的电力进行申报。

跨省跨区的电力现货交易计划在送、受端电网内优先执行，交易达成后原则上不跟随送端电网中新能源发电的本地消纳空间变化和新能源发电能力的变化进行调整。

当新能源电站的实际发电量小于电力现货交易的电量时，不足的电量由其他类型的电站补足，且将其计入月度计划、月内滚动调整中，这相当于新能源电站按标杆电价购买了电量后再低价外送。

当新能源电站的实际发电量大于电力现货交易电量时，即申报的电量偏低，若此时电网仍有消纳空间，多余电量上网后，新能源电站相当于为了正常发电而支付了额外的发电成本；若此时电网已无消纳空间，则会出现“弃风、弃光”现象。

新能源跨省跨区电力现货交易情况如表6所示。

(续表)

4 电力现货市场运行中存在的问题

1)新能源发电交易规模和范围不断扩大导致全额保障消纳不能可靠执行。根据2019年12月19日国家发展改革委组织召开的《清洁能源消纳月度例会》，国网所辖区域清洁能源发电省间交易电量达4320亿kWh，同比增加4%；其中新能源发电交易电量达809亿kWh，同比增长24%。同时，辖区省内大用户直接交易电量为398亿kWh，同比增长60%；清洁能源发电的替代电量为400亿kWh，其中新能源发电的替代电量为199亿kWh。2020年，随着全国电力现货市场试点的全面运行，新能源发电的现货市场交易规模将进一步加大，涉及区域也将扩大。同时，电力现货市场建设的全面加速，还将对新能源发电非交易区域的存量项目的全额保障性收购带来不确定的降价冲击，进一步压缩新能源发电企业的盈利空间。由于目前电力现货市场的结算方式主要为“双偏差”或“差价合约”，并采用以中长期的双边交易为主、现货交易为补充的交易机制，而实际现货的结算电量普遍较少。这种交易机制下，现货的交易电量约占全网总交易电量的2%，其中，日前市场的交易电量比例也未超过30%；甘肃电力现货市场作为电力现货交易量最大的试点市场，其新能源发电企业的现货结算电量占市场交易电量的最大比例，但仅约为27.5%。

2)部分区域限电严重，且要求新能源深度参与交易。比如，甘肃电力市场存在严重的供大于求情况，且电网结构不合理，严重制约了新能源电力的消纳能力，2019年电网的限电比例超过了15%；同时由于电力交易市场存在恶性竞争，中长期交易的让价幅度较大，加上启动省内电力现货市场会进一步造成交易电价和交易电量的波动，压缩新能源发电企业的利润空间，导致企业的经营压力依然巨大。

3)新能源发电装机容量增长迅速，使新能源发电企业的保障收购小时数远大于发电需求，剩余电量全部推向市场后，导致市场竞争更加激烈。由于新能源发电的市场交易电量主要是通过电价让利获取，存在部分新能源发电企业为获得市场份额恶意压低交易电价的现象。

4)电力现货市场的短期试运行无法体现其真实价值，现货市场的电价严重偏低，试点市场的结算试运行中的现货电价大幅低于中长期交易时的电价是普遍现象，市场还有待完善。由于市场供需总体较为宽松，发电企业为争取现货市场电量，报价采取短期边际成本，再加上新能源发电企业为了减少“弃风限电”，以报“零”电价的方式争取全电量消纳，导致电力的现货价格大幅低于中长期交易合同采用的电价。

综合公开发布的信息后发现，山东、浙江、甘肃电力现货市场的现货电价平均值为0.015～0.339元/kWh，较火电的标杆电价降低了16%～49%；广东电力现货市场除第1天的日前市场现货电价均价为0.359元/kWh、实时市场现货电价均价为0.315元/kWh之外，其他日期的日前及实时市场现货电价均价分别为0.215元/kWh、0.19元/kWh；福建电力现货市场的现货电价较高，为0.373元/kWh，较火电的标杆电价降低了5.1%；四川是电力现货市场试点中整体电价偏低最严重的一个市场，第1轮结算试运行中的出清电价均值仅为0.011元/kWh；山西电力现货市场也出现了较为极端的低价情况，周结算试运行期间日前市场的最高和最低出清电价分别为365元/MWh和0元/kWh，日均最低和最高出清电价分别为19.61元/MWh和99.08元/MWh。图1为电力现货市场结算试运行期间的电价情况。

图1 电力现货市场结算试运行期间的电价情况Fig. 1 Electricity price of electricity spot market during trial operation of settlement

电力现货市场试运行期间严重偏低的电价，向电力用户发出了不准确的价格信号，导致电力用户对市场价格作出了不合理预期，大幅降低了用户签订中长期交易合同的意愿，进而导致中长期交易合同的签订比例过低，削弱了中长期交易合同对冲风险的能力。

截至2020年9月，已完成的结算试运行时段基本集中在冬季供暖期，进入供暖期后按照“以热定电”的原则，供热机组是必开机组，供热机组和新能源发电机组基本可以满足全省的用电负荷，此时纯凝机组就成了电力现货市场电价的决定者，因此，除早高峰和晚高峰以外，这些机组为了能够保持开机，纷纷报出了“地板价”。

甘肃省电网属于典型的“规模型、外向型、送出型”电网，新能源发电的消纳形势严峻，“弃风、弃光”现象严重。为减少“弃风、弃光”现象，结算试运行期间，新能源电力也普遍以最低限价进行报价，虽然价格也相对偏低，但由于存在报价限价，因此并未出现零电价或负电价的极端情况。

5)新能源发电的辅助服务费负担越来越重。随着火电企业深度调峰改造加速，以及现行的辅助服务考核机制，在一定程度上缓解了“弃风限电”现象。然而，当火电调峰潜力挖掘到极限之后，新能源发电消纳空间不会增长，而新能源发电企业承担的辅助服务费用将会猛增。

5 新能源发电企业应对电力现货市场时的几点思考与建议

5.1 应对时的思考

各电力现货市场的结算试运行结果体现了“中长期交易为主，现货交易为补充”的市场交易特点，现货交易价格在一定程度上反映出了电量在不同时段、不同地区的价值不同，各时段的电价波动趋势与市场供需情况的变化趋势一致，时间特性显著，峰谷电价差明显；不同地区节点电价的差异性在一定程度上反映了电网阻塞对节点电价的影响。

按照国家针对电力现货市场建设时提出的“稳、试、清、慎”的要求，新能源发电企业应主动应对电力现货市场，采用一体化设计的、完善的体制机制和运营模式，以适应电力现货市场改革的需要；加强对试点市场的交易规则和省内、省间电力现货市场的研究；做好中长期交易和现货市场交易之间的衔接和价格制定策略；总结电力现货市场试运行期间存在的问题，高度重视市场结算和风险管理工作；建立监测数据库，做好电力现货市场的支撑工作。

新能源发电企业为避免风险亟需配套电力现货辅助决策支持系统，在研究电力现货交易试点地区交易规则的基础上，制定准确的报价策略，做好市场竞争方面的技术支撑工作。

未来，随着电力市场发展更加成熟，金融输电权、容量电价补偿机制等更多交易品种将不断丰富，随之而来的是更多的交易机会和交易风险。发售一体化、区域协同将逐渐成为趋势，应持续创新营销管理机制，提升企业的整体价值创造能力。

积极应对电力市场化变革，在集团和场站级层面分别建立专业交易决策团队，合理配备交易师、交易员岗位和管理人员结构，打造强大的辅助决策支持系统。在依法合规的前提下利用更多方式拓宽受端的信息获取渠道，建设集团统一规划下的营销管控体系，推动智能化辅助决策和交易。形成电力市场意识，促进生产运营和管理经营机制创新，高度重视风险管理工作，建立监督保护机制和容错机制。

5.2 向新能源发电企业提出的几点建议

目前新能源发电参与电力现货市场交易的机制尚不完善，应在充分保证新能源发电消纳的基础上，保障电力现货市场新能源的交易价格，这既有助于改善电力现货市场交易价格严重偏低的问题，也可以一定程度上解决搁浅成本问题，有利于电力现货市场的可持续发展。具体可以从以下几方面进行改进。

1)落实新能源发电全额保障性收购制度。在完成新能源发电保障性收购小时数的基础上，积极开展各种形式的促进新能源发电全额消纳的市场交易。2020年5月20日，国家电网有限公司发布了《国家电网有限公司服务新能源发展报告2020》，该报告介绍了国家电网有限公司经营区的新能源发电的发展情况和公司服务新能源发电发展和消纳的新举措，包括实现全年的新增发展目标，全力做好电力并网服务，加强电网的工程建设，推动调峰能力建设，强化全网统一调度，加强新能源发电的功率预测，扩大市场的交易规模，切实落实消纳保障机制，加强新能源发电补贴管理，完成国网“新能源云”的全网上线等。然而，在保障新能源发电消纳的同时，也要保证新能源电力交易时电价的合理性，对于部分省内风火置换、风电供暖及大用户直购等纯粹以让利为目的的交易，省内应控制相应的交易规模，新能源发电企业不应参与。

2)破除省间壁垒，扩大跨省跨区电力交易规模。我国电力资源和实际电力负荷总体上呈现逆向分布。“三北地区”新能源发电的本地消纳空间有限，跨省跨区交易价格普遍高于省内大用户的直购价格，宁夏银东直流部分的外送价格甚至高于当地火电标杆电价。建立省间辅助服务机制，优化电网调度运行，通过集中预测体系建立发电企业与电网调度机构的协同运作。

3)完善辅助服务市场，公平合理分担系统辅助服务费用。目前各区域的辅助服务品种较少，调用成本偏高，费用均由新能源发电承担，不利于新能源发电消纳。应将所有享受辅助服务的市场主体纳入成本分担范围，同时进一步完善、修订辅助服务市场的政策，推动电储能、可中断负荷、需求侧响应参与辅助服务，促进辅助服务市场低成本发展。

4)建立新能源发电容量电价补偿机制，确保新能源发电可健康参与电力现货市场。火电企业能够灵活选择参与电力现货市场、调峰辅助服务市场、备用辅助服务市场，风电、光伏发电等新能源发电只能被动参与电力现货市场。风电、光伏发电等新能源发电的边际成本低，在部分限电严重的省份电力现货市场中，容易发生价格倾轧的情况。部分省份为保护火电企业避免现货倾轧价格利益损失，已研究制定火电容量补偿电价，但未保护新能源发电企业。风电、光伏发电建设成本高于火电，也应制定相应的容量补偿办法，以确保新能源电力可以健康参与电力现货市场。

6 结论

本文对我国首批电力现货市场的模拟试运行和结算试运行情况进行了总结，分析了电力现货市场给新能源发电企业带来的影响，指出了其目前运行中存在的问题，并从落实新能源发电全额保障性收购制度，破除省间壁垒、扩大跨省跨区电力交易规模，完善辅助服务市场、公平合理分担系统辅助服务费用，建立新能源发电容量电价补偿机制、确保新能源发电可健康参与电力现货市场几方面向新能源发电企业提出了几点应对建议。