基于新能源高占比电力市场的中长期与现货市场衔接机制研究

2023-10-16胡卫东崔钰琪陈建宇张先伟刘丹丹

中国科技纵横 2023年13期

胡卫东程锦崔钰琪陈建宇张先伟刘丹丹

（甘肃电力交易中心有限公司，甘肃兰州 730050）

0 引言

现货市场属于系统性、专业性较强的领域，具有高度的复杂性。对于甘肃省而言，电力市场中新能源占比较高，这对构建电力市场的中长期与现货市场衔接机制来说具有一定难度，面临的情况也更加复杂，比如存在市场价格风险、不同电源同台竞争等问题，必须将这些问题逐一梳理，并采取科学合理的手段进行应对，以此推进电力市场改革的顺利开展。

1 甘肃省电网状况

1.1 甘肃发电装机规模及结构

甘肃自然能源丰富，如风、光资源等。2022 年，甘肃电网新能源发电量占总发电量的27.3%，排名全国第二。但省内消纳能力有限，电源调节的灵活性严重不足。近些年，在电源侧调峰的发展，以及特高压外送工程的线路建设下，弃风弃光现象明显改善，弃风率、弃光率分别从2017 年的33%、20%，下降到2021 年的4.1%、1.5%，发电设备的利用小时数得到了有效增长。

1.2 甘肃电网结构和负荷特性

甘肃地处于西北电网的中心，电网以750kV、330kV的交流电网为主网架，是西北电网潮流交换的核心枢纽。与陕西青海、宁夏、新疆通过19 回750kV 线路联网运行，发挥着水火互济、各省（区）互补的作用，另有800 千伏祁韶特高压直流输电工程向华中地区输送电量。甘肃电网整体呈东西狭长结构，电源与负荷地区分布不匹配，全网负荷中心在中部的兰州、白银地区，但是新能源装机主要集中在河西地区，网络阻塞严重。河西断面新能源发电受阻的原因比较复杂：疆电外送影响、直流近区风电出力与直流功率逆耦合等影响。

2021 年，甘肃电网最大用电负荷1766 万千瓦，省内用电平均峰谷差290 万千瓦，受新能源发电波动性的影响，全网需要大量调峰资源。受火电供热、水电季节性发电特性的影响，电网调峰能力远远不能满足新能源消纳的需求，需要调用西北区域省间调峰资源来配合甘肃调峰。

1.3 甘肃电力市场情况

甘肃省电力市场的用户用电总需求规模在2022 年达到了680.69 亿千瓦时，到2022 年8 月份，省内直购电中长期交易成交量、上涨签约率、年度交易总成交电量及月度、月内多日交易成交电量分别为616.36 亿千瓦时、22个百分点、464.14 亿千瓦时及152.22 亿千瓦时。此外，甘肃省的外送电量从2017 年的202.90 亿千瓦时，增长至2021 年的517.55 亿千瓦时，增速约为每年80 亿千瓦时，极大地提高了新能源利用率。

2 甘肃现货市场运行情况

2.1 现货市场总体原则

甘肃以省内用电及中长期外送形成的总需求空间作为市场运行边界，发用双侧“报量报价”参与现货市场。依据各类电网安全约束，以社会福利最大化为优化目标，通过日前、实时市场全电量集中竞价，运行电机组启停计划、根据两侧中标曲线和现货价格，并以此为结算依据，进行现货市场差价合约的结算。

甘肃电能量市场采取双偏差结算模式：中长期合约全电量结算，根据当前现货市场和中长期市场中存在的偏差电量进行价格结算，根据现货市场实际价格对上网用电量、偏差电量进行结算。

2.2 运营规则依据

依据政府批准下发的《甘肃双边电力现货市场规则汇编V2.4》，以及基本的工作方案，开展结算试运行工作。

2.3 中长期与现货市场衔接

省内保量保价发电量按“以用定发”“分月平衡”的原则进行安排，曲线采用典型曲线方式确定。典型曲线确定原则通过水电为新能源调峰，兼顾光伏发电特性。市场化交易全部发用双（多）方签定的合约作为偏差结算依据，鼓励发用双（多）方协商约定中长期曲线分解原则，未协商一致的，按段内电量平均分配方式来确定分时曲线。2022 年7 月29 日，甘肃发电侧合同电量转让D+3日滚动交易进入结算试运行，发电企业可根据自身需求灵活开展多次交易，各市场主体间可以通过买入、卖出电量，互济余缺。

3 甘肃新能源高占比电力市场的中长期与现货市场衔接问题

甘肃省电力市场新能源占比较高，且新能源对电力现货市场的影响较大。目前，在双重电价的执行下，新能源企业不堪重负，亏损相对比较严重。所以，电力现货市场的建设中，如何能实现新能源与火电的平衡，让新能源更好地参与进来，是人们关注的重点。

3.1 中长期与现货的价格衔接问题

2022 年之前，甘肃省的现货价格低于中长期价格水平，造成现货均价水平低的原因有：火电企业在中长期交易中会对固定成本的回收问题进行考虑，这样就会将大部分电量锁定，火电企业在现货市场中竞争时以边际成本报价为基础；甘肃中长期交易市场无法对供求状况进行反映；火电机组的竞价空间受到新能源主动发力的影响，在报价时火电面临的竞争更加激烈，所以必须重视该问题的处理。年度与月度交易是中长期交易的主要方式，新能源发电企业在合约调整时缺乏灵活性，需进一步完善新能源发电领域的中长期交易机制。

3.2 中长期交易电量和价格限制问题

按“六签”政策的要求，甘肃省采取年度中长期锁定大量占比、年内连续开市等措施，确保能以中长期为主控，有效防控市场风险，避免由于现货市场价格与中长期价格衔接不畅而引起恶性价格竞争。在此措施的实施过程中，中长期与现货衔接会产生问题，具体表现为：在资源的优化配置中，中长期交易的配置作用失效；执行峰谷电价的低谷市场化用户，在现货试运行过程中购电价格上涨。

3.3 中长期合同曲线分解问题

甘肃省中长期与现货市场衔接时在合同曲线分解中出现的问题表现为：双边交易合同不能为市场主体提供灵活的风险管理手段，如果分解曲线贴合实际用电曲线，大部分电量能够规避现货价格波动性的影响，但是不能保证曲线满足发电侧规避价格波动风险的需求。双边合同的分解曲线满足买卖双方的风险管理需求；在市场主体的交易过程中，双边交易合同的签约曲线难以体现完善的风险管理；分解电量和曲线调整的主要目的是对利益归属问题进行调整，但无法量化曲线价值，会将市场风险放大[1]。

4 中长期与现货市场衔接机制的完善策略

虽然甘肃省电力市场的新能源占比较高，新能源企业也签订了大量的中长期合约，但合约的执行仍然不够有力。由于中长期市场和现货市场相衔接，新能源发电的中长期合约必然带有电力负荷曲线的分解，这样就会对新能源企业的发展造成不良影响[2]。在现货市场，新能源不存在边际成本，企业为了能优先出清，往往会采取“报地板价”的策略。新能源电价在考虑投资成本的基础上，会在原先的标杆电价附近浮动。新能源发电带有天然的波动属性，所以在现货商场上，新能源企业会以现货价格购买或者出售电量。但在甘肃电力市场上，新能源会对电力价格产生极大的影响，所以必须采取科学合理的手段，完善中长期与现货市场的衔接机制[3-5]。

4.1 建立偏差损益回收和补偿机制

建立容量补偿机制，解耦机组容量成本回收和发电运行，可开展中长期交易与现货市场成本报价方面的竞争，实现市场价格之间的合理衔接，也有利于解除市场交易价格、供需比的限制，为市场资源配置奠定良好的基础。

在建立容量补偿机制的过程中，需要保证市场关系的平衡和协调，为了保证电力稳定过渡，发挥容量补偿机制的作用，必须遵循以下几点内容。

（1）在容量补偿机制建立的过程中，需要对比存量电源搁浅成本的差异，采取针对性的措施解决回收问题；（2）向用户收取合适的容量的补偿费用，并实现与现行电费收取的过渡衔接，容量补偿的初期，可按照固定价格收取用户产生的电费，中期根据用户实际用电情况等收取费用，最终调整为系统峰荷期间根据用户实际用电情况收取费用的模式；（3）为容量补偿机制提供政策支撑，保证容量补偿可持续开展，从而使市场主体进入长期稳定的发展阶段；（4）容量补偿机制应对未来增电源结构的调整起到较好的引导作用；（5）现阶段，电源规划性较强，需要尽心考虑电力市场化改革方面的内容，保证未来能够适应电力市场化发展的需要，并逐步转变发展机制，真正发挥出容量补偿机制的引导作用。

4.2 新能源分时签约

在甘肃省电力市场中，新能源开始得到广泛使用，优先进行本地消纳，增量参与省间市场，虽然省间、省内市场均为分时段交易，但是最多也只能划分10 个时段，且省间省内在时段衔接方面存在问题。日前北欧现货市场中采用的小时交易、灵活小时交易和块交易，提升了交易的便捷性。借鉴其将电量合约按小时切分的做法，设计一种新的适应现货市场的中长期分时段交易机制，该分时段交易机制是与双侧参与的集中式现货市场相适应的中长期交易，应用于多月、月度、旬及D+3 日交易，利用新增、回购等方式，建立发用双侧灵活的合同调整机制，使中长期曲线更贴近实际曲线[6]。

4.3 建立偏差损益回收和补偿机制

为了保证中长期市场和现货市场之间能够进行有效衔接，充分发挥中长期合同的作用，电力企业应与市场群签订长期合同，市场结算运行中可实现中长期交易，形成完善的补偿机制，来应对中长期与现货市场衔接中遇到的问题。在月度发电量中，水电占比需控制在95%，在电力企业的中长期合同中，火电、风电、光伏企业需控制在70%。偏差损益回收和补偿机制的建立，能对月度上网电量下限到上限之间的偏差电量部分进行有效预测，将周期定为一个月，超额收益回收可以按照发电侧度电回收价格进行，损失补偿可以按照发电侧度电补偿价格进行[7]。在计算时具体价格结算公式为：

某主体发电侧度电回收价格=max{（个体现货市场正偏差价格-参考价格），0}

某主体发电侧度电补偿价格=max{（个体现货市场负偏差价格-参考价格），0}

将各厂批复上网电价作为水电参考价格，将同类型电源月度中长期交易加权平均电价×考核系数得出的数据作为新能源及火电厂参考价格。

现货市场不平衡，资金池中有偏差损益回收和补偿费用进入后，在发电与用电两侧分摊或返还时，需按照“省内双轨制不平衡资金”分摊原则进行[4]。同时还要结合实际情况制定分时段回收和补偿方案[5]。中长期市场需完善合同转让机制，预测在市场主体各项工作的开展过程中会普遍存在偏差，要通过机制的完善为其提供应对处理方案。