建設電力現貨市場是深化電力體制改革、健全電力市場體系、推進電力市場化的一項重要內容。如何建設適應高比例可再生能源的電力市場是當今世界和我國電力市場演進過程中面臨的新趨勢和新挑戰。筆者以甘肅電力現貨市場4月整月結算試運行為例，對可再生能源高占比電力市場進行實證分析與探討。

電力現貨市場運行的基本特征分析

甘肅采用集中式現貨市場模式，市場分河東、河西兩個價區，分區內最高的節點電價作為發電出清結算電價；整月試運行期間用戶側暫不參與現貨市場。

現貨市場電價申報與出清方面，積極信號令人鼓舞。當月，現貨市場供需比基本平穩在1.15～1.56之間。實時出清最低電價50元/兆瓦時，最高1000元/兆瓦時，均價278元/兆瓦時。與前兩次7天結算試運行一樣，出清價格范圍均與出清價格下/上限設定范圍一致，說明出清價格下/上限設定對出清價格有必然影響。不同的是，前兩次7天結算試運行現貨市場出清均價遠低于中長期合同平均電價和標桿電價，而本次整月結算試運行現貨市場出清均價高于中長期平均電價，讓人眼前一亮。分析報價，發現現貨市場上火電機組不再一味地降價搶量，而是充分利用上限規定做價格申報的策略者，80%以上負荷段博高價跡象明顯?，F貨市場價格申報基本反映并體現了火電機組承擔基荷、電力系統調峰調頻、水電豐枯調節以及系統容量備用角色、作用與價值，這一積極信號令人鼓舞。

現貨市場價格走勢，基本由新能源發電出力大小左右。從甘肅現貨市場價格與新能源預測、負荷+聯絡線走勢圖分析可以得出：甘肅現貨市場價格與新能源預測或出力密切耦合；相比用電負荷的變化，新能源發電出力大小變化完全左右著新能源高占比現貨市場的價格與走勢。在新能源發電出力大量富余時段，出清電價基本持續維持在地板價50元/兆瓦時；反之，在新能源發電出力小，需要火電頂峰運行時段，往往會出現價格尖峰。另外，實時市場出清價格與日前市場走勢基本一致，但受新能源預測準確性、跨省交易開展等影響，差別也比較明顯。日前市場存在風險與套利機會，這也是典型的新能源高占比送端電網的一個特點。進一步分析可以得出：在傳統能源一統天下的情況下，現貨價格曲線與負荷曲線具有高度一致性；由于新能源的加入，高負荷不一定切割出高電價，低負荷也不一定切割出低電價，現貨價格曲線與負荷曲線的一致性現象被改變，現貨價格曲線將受到發用兩側“雙隨機”影響。

現貨電量占比，與新能源預測準確率及資源大小相關。通過數據統計分析，日前市場現貨電量占比最高22.34%、最低4.30%、平均10.87%。實時市場現貨電量占比最高31.22%、最低6.17%、平均15%。在新能源大發期間，實時市場現貨電量占比明顯偏大。部分新能源企業部分日期，現貨電量占比超過50%，面臨較大的現貨市場風險。現貨市場運行以來，新能源預測偏差偏大，特別是風電的日前與實時出清以及實際出力之間的偏差，在出力劇烈變化時段，短期和超短期預測偏差明顯；風電大發時段，受超短期預測準確性及嘉酒地區相關斷面影響，日前和實時計劃有較大偏差。相對而言，光伏發電的日前與實時出清及實際出力之間偏差要小得多。

新能源發電受限情況仍然存在。新能源大發期間，實時市場出清發電計劃明顯低于新能源超短期預測發電能力，存在新能源受限情況；其他時間由于新能源預測偏小或電網接納空間充足，實時市場出清計劃與超短期預測基本相符，無明顯受限。當月，新能源消納率92.32%，同比提高0.78個百分點。

需要補充分析說明的是，甘肅省內發電基本全為一二類優先發電，造成省內電力市場嚴重缺乏流動性；但由于采用集中式現貨市場模式，表面上的省內現貨市場，其實質是發電側全電量競爭市場；某種意義上講，是外送電量的高占比激活了省內現貨市場。

實例分析與實戰經驗

實例1：某大風日，某火電機組現貨運行情況?；痣姍C組中長期與日前出清均為全天最小方式。當日現貨均價185元/兆瓦時。中午時段，新能源大發，現貨價格為地板價50元/兆瓦時，火電機組主動參與深度調峰，現貨負電量地板價實現正收益；晚高峰，受網內有機組跳閘等原因影響，本火電機組頂峰運行，現貨正電量高電價實現正收益。

實例2：某大風日，某水電機組現貨運行情況。中午時段，新能源大發，現貨價格為地板價50元/兆瓦時，水電機組停機備用，現貨負電量地板價實現正收益；晚高峰，受設備故障等原因影響，機組未能及時實現頂峰運行，沒有抓住現貨正電量高電價時機。

實例3：某小風日，某風電站現貨運行情況。日前預測D日發電量1147萬千瓦時，實際發電388萬千瓦時；正現貨電量25萬千瓦時，對應現貨均價414元/兆瓦時；負現貨電量1084萬千瓦時，對應現貨均價357元/兆瓦時；最終，現貨結算后當日發電收入為-13萬元。

現貨市場建設及運行過程中，作為市場主體，利用規則和信息開展風險防范或套利操作無可厚非；而作為市場設計者，必須要堵住規則漏洞，避免企業利用漏洞進行套利操作。

甘肅電力現貨市場整月結算試運行的三個基本經驗是：中長期曲線分解至關重要，新能源功率預測準確性很重要，現貨市場上，發電企業需要耳聰目明、人劍合一。

新能源現貨市場風險防范注意事項：新能源功率預測越準越能夠保障中長期收益落袋，并增加現貨正收益。風電企業要特別關注現貨負電量，往往沒有風時現貨價格高，盡力避免或減少現貨價格高于中長期價格時出現現貨負電量。

相關建議

電力市場是一個人為設計痕跡明顯的市場，通過多次長短期試運行的磨合后，要認真開展細致的復盤工作，充分利用數據分析，改掉那些企業受不了的，去掉那些設計不合理的?，F就一些存在的共性問題，提出如下意見建議：

一是進一步研究中長期曲線分解問題。鑒于水電、新能源等資源性機組中長期“量與曲線”風險存在，曲線不能事先確定，電量年月日分解也難免不準；建議建立水電、新能源等資源型機組中長期電量調整機制，以化解年月日電量分解風險；新能源機組的中長期按日前資源預測情況以及系統供需情況由調度進行校核；配套建立火電機組中長期合同（包括計劃+市場）實時掛牌轉讓交易與滾動平衡機制。如果還有問題，那一定是中長期電量曲線分解的問題。

二是將“日前出清”改為“日前預出清”。由于新能源場站中長期權益電量及曲線分解、新能源短期預測不準等原因，對新能源特別是風電而言，日前市場勢必增加一次量價風險，沒有多少積極意義。建議將“日前出清”改為“日前預出清”，以避免增加不平衡費用，降低其他方面的不確定風險。同時，強烈建議增加量價申報段數。

三是深度調峰市場的去留。現貨結算試運行后，火電企業存在深度調峰在輔助服務市場取得競價中標收益以外，又在電力現貨市場取得發電權轉讓收益的雙重收益問題，對新能源企業造成不公和利益侵害。建議：在現貨市場結算運行的情況下，暫停執行深度調峰市場；另外，還存在深度調峰補償標準偏高的情況；同時，建議深度調峰電量不應再后期補回。

四是處理好相關電價事項。輸配電價的執行、水電機組“一機一價”問題的處理都會影響電力現貨市場的正式運行。另外，新能源高占比情況下，如果繼續執行在傳統能源下制定的峰谷平電價政策，其作用將受到嚴重影響和扭曲，甚至會產生負面效應。建議組織開展水電擱淺成本問題處理、輸配電價執行、峰谷平電價政策調整等電力現貨市場建設關鍵問題的專題研究。同時，如果僅為控制風險而限價，既會影響現貨市場上谷峰價格差的合理形成，也會影響尖峰價格機制的探索。

五是重視并積極培育中間售電商。對于電力現貨價格大范圍波動狀況，除了儲能、可中斷可調節負荷等以外，大部分用戶都習慣于傳統的基本固定不變的用電價格，對現貨價格波動帶來的不確定風險是厭惡的。所以，中間商售電公司不只是對中小用戶是必要的，對大用戶而言也是非常需要的。

六是建立第三方機構業務稽核機制?，F貨條件下，電力市場業務稽核是一項專業性和技術性很強的業務，需要由專業機構來承擔。建議從國家層面研究建立委托第三方機構開展電力市場業務稽核的機制，監測、分析和評估電力市場運行情況和市場運營機構履職情況。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年9期，作者供職于大唐甘肅發電有限公司