广西新能源参与电力现货市场交易的探索

林俊豪 宋吉峰

一、引言

在“ 3060 ”碳达峰、碳中和目标的要求下，清洁能源特别是新能源装机容量不断增加，新能源在未来有成为主力电源的趋势，而新能源发电具有波动性、随机性等特点，随之而来的是新能源电量消纳的问题凸显。为了电力改革朝着绿色清洁的方向发展，需要提高新能源电量的消纳能力，但是风电普遍具有的反调峰特性、光伏电站的装机容量暴增，给电力系统电量消纳带来很大的困难。目前广西已开展中长期电能量市场交易，火、核电机组通过市场交易获得电量，并按照市场交易结果安排发电计划。但新能源机组参与中长期市场交易，同时政策要求保障电量全额消纳，当新能源机组发电突增时会挤占市场中火、核电机组的发电空间，产生市场电量安排与新能源电量消纳保障的矛盾。不久的将来广西即将开展电力现货市场交易，现货市场有发现价格、调配资源的特点，可以通过电力现货市场缓解因新能源电量消纳保障产生的市场矛盾问题。

本文结合提高新能源电量的消纳、广西电力市场规则和新能源发电特点，面对因新能源电量消纳保障产生的市场矛盾问题，开展广西新能源参与电力现货市场的三种交易机制研究。

二、广西电力市场基本情况

（一）市场规则

2023 年广西电力市场中长期电能量交易分为发用市场主体之间直接开展的电量交易（简称直接交易）和合同电量转让交易。直接交易包括用户直接交易和电网企业代理购电交易，除绿色电力交易以外的直接交易视为常规电能量交易。风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，风电、光伏发电企业月度（周）等效上网电量=min［该风电、光伏发电企业当月（周）上网电量，该风电、光伏发电企业当月（周）上网电量×风电、光伏发电企业等效利用小时数/该风电、光伏发电企业近三年平均利用小时数］，该风电、光伏发电企业当月（周）上网电量=∑该风电、光伏发电企业第i 日上网电量电量，i为标的月（周）天数。风电发电企业等效利用小时数=800 小时，光伏发电企业等效利用小时数=500 小时。

2023 年广西电力市场化交易主要按年度、月度和月内组织。其中，年度主要开展年度市场电量交易、年度电网企业代理购电交易；月度主要开展月度市场电量直接交易、月度市场合同电量转让交易、月度电网企业代理购电交易、月度代购合同电量转让交易。月内主要开展周市场电量直接交易。根据国家及广西有关规定开展绿色电力交易、绿证交易和需求侧响应交易，适时开展现货电能量交易。

（二）装机电量概况

2022 年，广西全区发电装机容量6259 万千瓦，同比增长13%。其中水电装机容量1813万千瓦，同比增长2.55%；火电装机容量2757万千瓦，同比增长11%；核电装机容量217 万千瓦，同比不变；风电装机容量946 万千瓦，同比增长25%；光伏装机容量521 万千瓦，同比增长67%；其他电源（储能）装机容量5 万千瓦。全网水、火、核、风、光伏电源装机比例为：28.97%∶44.05%∶3.47%∶15.11%∶8.32%。广西目前各类电源装机容量的占比初步呈现水电、火电、新能源三分天下的局面。

2022 年，广西全区发电量2024 亿千瓦时，同比增加0.8%，其中，水电发电量606 亿千瓦时，同比增长17%；火电发电量999 亿千瓦时，同比下降11%；核电发电量178 亿千瓦时，同比下降2%；风电发电量199 亿千瓦时，同比增长24%；光伏发电量43 亿千瓦时，同比增长50%。广西风电发电量已经超过核电发电量，而且新能源发电量增长迅速，按照趋势将在未来成为主要电量支撑。

三、广西新能源市场情况和特点

（一）市场情况

2022 年，广西风电参与常规电能量交易成交电量52 亿千瓦时（含发电权转让），参与绿电交易成交电量13 亿千瓦时，光伏参与绿电交易成交电量9 亿千瓦时，总计新能源参与电力市场交易电量74 亿千瓦时。2022 年，广西全区风电发电量累计199 亿千瓦时，光伏发电量43 亿千瓦时。风电参与常规电能量交易电量占发电量的21%，风电、光伏参与绿电交易电量占发电量的5%，新能源参与电力市场交易（含绿电交易）的电量占发电量的比重不高。

（二）特点

1.随机性强。影响风电发电功率最大因素是风力，而广西属于沿海省份，有来自海上的台风和陆上的季风，特别是台风季节，风力经常随着天气突然变化，造成风电发电负荷在短时内突变经常发生。根据广西境内风资源分布特点及实测资料，结合广西季节特点，选取2020 年3 月、8 月、10 月和12 月的典型日曲线分别作为春、夏、秋、冬季的代表曲线，各季节典型日出力曲线如图1所示。风电场各季节日典型日出力变化趋势相似，凌晨4—6 时风电出力达到最高，20—22 时出力最小，与广西电力系统日负荷特性呈相反特征，对电网运行具有反调节作用。

图1 2020 年广西风电典型日日出力曲线

影响光伏发电功率最大因素是光照，光伏发电高峰是在冬季，而夏季雨季期间天气变化快，阴雨时段光伏发电暂停，雨过天晴之后光伏又开始发电。新能源发电负荷主要受天气影响较大，而天气变化随机性较强且难以预测，所以导致新能源发电功率有随机性。

2.波动性大。大风季节风力差距大，日间风和日丽，夜间大风四起，日内发电功率峰谷差距大。以广西金紫山风电场（装机容量99兆瓦）为例，结合金紫山风电场3 月和9 月（最大和最小月平均出力对应的月份）的出力情况，选取2020 年3月13 日和9 月29 日分别作为大风月和小风月的典型日，做出大风月和小风月典型日内风电场发电的日出力曲线，如图2 所示。根据大风月典型日曲线，下午13—20 时风电出力较小，发电功率约装机容量的10%，其他时间均风电大发，在凌晨2—3 时达到一天风电场发电功率最大值，发电功率约为装机容量的90%；在小风月典型日里，下午12—17 时发电功率较大，其他时间段均处于低出力状态。

图2 金紫山风电场典型日日出力曲线

光伏发电在阴雨天时，发电功率约为零，大晴天时发电功率几乎达到最大值。新能源发电出力由于天气原因在日内产生大幅波动。

四、广西新能源参与电力现货市场的交易机制

目前，广西电能量市场还是开展中长期电能量交易，电力现货市场交易尚未开展结算运行，考虑到风电、光伏等新能源发电不确定性，建议中长期市场提高交易频次，新能源参与中长期交易以周交易为主、月度交易为辅，尽可能平抑因客观原因造成的交易计划执行偏差。适时建立分时电力交易方式，提高中长期市场交易灵活性，促进形成更能反映市场供需关系的中长期分时电价。

为承接落实好国家和广西壮族自治区有关新能源保障消纳的相关政策，现阶段新能源保障小时数之外的电量才参与市场交易，未享受国家政策性补贴或在生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等发电企业可以参与绿色电力交易。在新能源发电具有随机性、波动性的特点下，新能源发电功率激增时，挤占其他市场机组发电计划；新能源发电功率偏低时，需要其他市场机组超计划发电保供应。为此笔者提出新能源参与电力现货市场的三种交易机制，探索通过市场化交易手段，缓解因新能源电量消纳保障产生的市场矛盾问题。

（一）部分电量按价格接受者参与现货

1.电量计算

风电、光伏交易单元不需要以报量报价的形式参与现货市场交易，在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照新能源保障性消纳原则安排新能源市场机组日调度计划，作为边界参与现货市场出清。

新能源从实际上网电量曲线切分保障电量、绿色电量和市场电量，以50%保障电量为例，日负荷电量分解如图3 所示，当日24 时曲线为实际上网电量（虚线部分），先将其中50%按照保障电量计算（黑色部分），剩余部分先考虑绿电电量（灰色部分），而参与绿电交易部分电量将抵扣对应保障电量，最后考虑市场电量（浅灰色部分市场电量），最终分割全部实际上网电量，相当于先确定实际上网电量再区分电量构成。

图3 按50%保障电量的新能源日负荷电量分解图

2.电价结算

当根据实际上网电量区分电量构成后，再按照不同电量类型对应不同价格进行结算。保障电量按照保障价格执行，绿色电量按照绿电价格结算；保障和绿色电量之外的视为市场电量，按照现货价格结算。另外现货市场中，风电、光伏交易单元为市场价格接受者，其出清价格为用户侧统一出清价× （ 作为调节系数，调节风电光伏的收益， 取值范围0 ～1）。

从实际上网电量再切分保障电量的方式，保障电量按照保障价格执行，可以达到新能源上网电量全额消纳的目标。保障电量外的电量接受市场价格，既可以通过市场手段激励新能源参与市场交易，又可以让现货市场继续发现价格，调节其他机组的出力和报价。

（二）部分电量报量报价参与现货

1.电量计算

根据政府制定的风电、光伏保障利用小时数，确定各风电、光伏发电企业的政府授权合约电量，政府合约电量视为其常规中长期交易电量，政府合约电量分解曲线为事前确定的新能源上网电典型曲线。风电、光伏发电企业需充分评估自身的实际发电能力，在已有的政府授权合约基础上，参与电力市场中长期交易和现货交易报价，才能获得政府合约以外的电量，确保在市场获取合理收益。保障电量相当于与政府签订的长协，但实际还需要根据现货规则出清执行。

风电、光伏交易单元以报量报价的形式参与现货市场交易，进行全电量出清。全电量参与市场交易，保障电量已转化为带曲线的政府授权金融合约。为保障风电、光伏电量全额消纳，电力调度将保障不出现弃风弃光，但是风电、光伏自身原因实际上网电量超出或不足政府合约部分的需要按照市场规则结算，接受规则考核，不再保障核定上网价格。

新能源以部分电量报量报价参与现货模式为例，日负荷电量分解如图4 所示，虚线部分为当日24 时上网电负荷曲线，黑色部分为保障电量转化成为政府授权合约电量，灰色部分为绿电交易电量，参与绿电交易部分电量将抵扣对应政府授权合约电量，深灰色部分为中长期市场电量，浅灰色部分为现货市场偏差电量。

图4 签署政府合约的新能源日负荷电量分解图

2.电费结算

风电、光伏交易单元以部分报量报价的形式参与现货市场交易，进行全电量出清。全电量参与市场交易，保障电量已转化为带曲线的政府授权金融合约，政府合约视为其常规中长期交易电量。

图4中曲线1—3 时，当实际上网电量大于市场合约电量，未超出部分按照成交的市场价格结算，大于合约电量部分同理按照中长期与现货电量的差价结算机制进行结算。另外曲线19—21时，上网电量小于市场合约电量，则按照合约价格只结算实际上网电量，视为未完成该点的常规中长期交易电量，少于合约电量部分按照中长期与现货电量的差价结算机制进行结算，合约电量不再滚动计算。

让保障电量变成政府金融合约的方式，保障电量和电价通过金融合同的形式落实。通过调度手段确保新能源上网电量全额消纳的目标，但是上网电量达不到政府合约的电量部分不保留也不滚动执行，还要接受中长期与现货电量的差价结算机制，既可以通过市场手段激励新能源更加精准地预测发电功率，又可以让现货市场继续发现价格，调节其他机组的出力和报价。

（三）全电量报量报价参与现货

1.电量计算

风电、光伏保障利用小时数为零，政府不再提供保障电量，不签署政府授权合约，所有上网电量需要通过市场化手段获取，电量价格通过市场化交易形成，与目前火电全电量参与市场化交易相似。为保障风电、光伏电量全额消纳，电力调度将保障不出现弃风弃光，但是风电、光伏自身原因实际上网电量超出或不足市场电量部分的需要按照市场规则结算，接受规则考核。

风电、光伏发电企业需充分评估自身的实际发电能力，自主参与中长期交易和现货交易，风电、光伏交易单元以报量报价的形式参与现货市场交易，进行全电量出清，全电量参与市场交易。

新能源全电量市场化模式参与交易日负荷电量如图5 所示，虚线部分为当日24 时发电负荷曲线，黑色部分为绿电交易电量，浅灰色部分为中长期电量，深灰色部分为现货市场偏差电量。

图5 全电量参与市场的新能源日负荷电量分解图

图5中曲线1—3 时，当实际上网电量大于市场合约电量，未超出部分按照成交的市场价格结算，大于合约电量部分同理按照中长期与现货电量的差价结算机制进行结算。另外，曲线19—20 时，上网电量小于市场合约电量，则按照合约价格只结算实际上网电量，视为未完成该点的常规中长期交易电量，少于合约电量部分按照中长期与现货电量的差价结算机制进行结算。

2.电费结算

风电、光伏交易单元以全电量报量报价的形式参与现货市场交易，进行全电量出清。在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照新能源保障性消纳原则安排新能源市场机组日调度计划，作为边界参与现货市场出清，分月电量不作为调度执行依据，条件成熟后再参与现货市场出清。

让新能源全电量参与电力现货市场交易的方式，与其他类型的市场机组参与交易方式一致，但通过调度手段确保新能源上网电量全额消纳的目标，实际上网电量按照市场规则三部制结算，不再设置保障电量和价格。虽然仍通过调度手段确保新能源电量全额消纳，但是需要全电量接受市场价格，推动通过市场化手段引导新能源优化运行方式、增加储能配置，最终实现资源配置由市场起决定性作用。

五、结语

本文梳理了广西电力市场的基本情况，主要是煤电、核电参与市场交易，燃气、风电、光伏有条件地参与市场交易，水电不参与市场交易，以不同时间周期，通过双边协商或集中交易的方式开展中长期电能量交易等情况；分析了新能源发电的特点，具有随机性和波动性，风电机组还呈现日内反调峰特性；然后结合广西新能源保障性消纳原则和新能源发电特点，提出了新能源按照保障性消纳原则下的三种参与现货市场的交易机制，通过保障电量切分、政府合约保障或者日调度安排等方式，使新能源通过市场化手段达到发电保障消纳的目的。虽然没有完全实现新能源参与现货市场定价和市场电量物理执行的目标，但是对初步推动新能源参与电力现货交易起到了积极作用。笔者希望通过本研究能更好地促进新能源参与电力市场，实现新能源的高效利用，助力以新能源为主体的新型电力系统的构建。