關于電力現貨交易市場的研究

黃 磊

（甘肅電投大容電力有限責任公司 730046）

1 電力現貨交易市場概述

1.1 電力現貨交易特點

電力現貨交易各個試點呈現出不同的交易特點。例如，廣東首次電力現貨交易結算中，夜間低谷時段的平均電價為0.082元/kWh，負荷高峰時段的平均電價為0.362元/kWh。第二次電力現貨采用按日結算的方式，與首次相比，結算日增加為4天，并且市場主體可對中長期合同分時曲線進行自主調整。

1.2 電力現貨交易模式

在國際上，電力現貨市場的交易模式為多種交易共存，包括集中、雙邊和混合等。按照交易時間的不同，可將電力交易分為兩種情況，一種是現貨交易，另一種是合約交易。其中現貨交易又分為日前和實時兩種。根據我國的基本國情，發改委提出一項新的舉措，即優先發購電制度，電力市場改革為雙軌制運行，由此對電力現貨交易市場的短期供求關系產生了一定的影響。在電力現貨市場交易中，可通過中長期合約來規避市場風險，以現貨交易來鎖定電力價格，借此來調節電力市場的供需關系，確保供需平衡。

1.3 電力現貨交易市場主體

在電力現貨市場交易中，需要對市場主體加以明確，具體包括發電、供電、售電企業以及電力用戶。隨著電力現貨市場的建立，使發電企業的經營目標發生改變，將更多的精力放在高峰時段發高價電上。

2 甘肅電力市場化開展與建設現狀

2.1 甘肅電力市場開展情況

1.電網概況

近年來，甘肅電網的規模不斷擴大，截止到2019年9月，整個電網中共有變電站84座，其中330kV變電站的占比最大，為67座，220kV和750kV變電站分別為7座和10座。甘肅全省的總裝機容量為5178萬kW，最大用電負荷為1456萬kW，裝機負荷比較高，為3.6:1。其中火電裝機容量最高，約占全省總裝機容量的41%，風電占25%，水電占18%，光伏占16%。新能源裝機容量已經超過火電裝機容量，成為全省的第一大電源。全網負荷中心在蘭州和白銀地區，用電負荷占全省60%左右。

2.新能源運行與調度

甘肅電網新能源的最大出力為1095.2萬kW，最小出力為5.0萬kW，波動變化巨大。為對新能源進行有效地消納，甘肅電力公司運用調度有功智能控制系統，對電網斷面潮流進行實時監測，遵循合理、公平、優化的原則，對風電及光伏出力進行分配，利用調峰資源使新能源總體出力最大化。

3.電力市場開展狀況

甘肅省根據自身的發展需要，對輸配電價改革、電力交易機構組建、電力市場建設、發用電計劃放開、售電側改革以及新能源就地消納等工作進行有序推進。逐步擴大省內電力用戶直購電規模，拓展省外市場，創新交易品種，擴大電量占比，逐年減少計劃電量。

2.2 甘肅電力市場建設面臨的問題

當前，甘肅電力市場建設過程中，主要面臨以下幾個方面的問題：

1.矛盾突出

這里的矛盾具體體現在兩個方面，一方面是新能源的裝機容量大、占比高與棄風棄光之間的矛盾；另一方面是省內各方利益訴求之間存在矛盾。目前，甘肅電網新能源的裝機容量已經超過傳統火電，但棄風棄光矛盾依然突出。而各方利益的矛盾體現在工業負荷能耗高，火電發電小時數減少，新能源企業期望通過市場獲得更多發電的機會。

2.交易方式與發電特點不符

目前，甘肅省現有的中長期交易方式與新能源發電的波動性與隨機性特點不相適應，從而很難形成以電價信號反映新能源波動及電力供需余缺的局面。

3.電源與負荷空間分布不匹配

甘肅電網新能源主要集中在河西地區，而用電負荷卻集中在河東地區，由于河西地區的電能輸送通道能力較為有限，加之該通道為援疆電力和新能源輸送的共用通道，主網架結構存在諸多阻塞區域，對電網的運行安全性及資源的優化配置造成影響。此外，雖然規則中給出可以預測當天45min后的負荷變化情況，但對于無庫容、無蓄水能力的小水電站而言，很難利用規則爭取最大的經濟效益。

3 電力現貨交易市場下小型水電站解決發展困境的對策

3.1 發展困境

從當前的電力負荷現狀來看，在0：00-7：00、17:35-23:25兩個時間段期間為低谷期，其余時間段為高峰期，非新能源發電企業要在高峰期避讓新能源發電，而在低谷期搶發電，使得低谷期成為了非新能源發電企業爭取最大利益的最佳時間段。為保證電網穩定運行，電力現貨市場交易規則明確提出在預測負荷后自動分配一天負荷曲線，要求各發電企業按負荷曲線進行發電分配負荷，以避免電網過負荷問題的發生。對于無庫容、無蓄水能力的小型水電站而言，水電站無法準確預測水量變化，由此直接影響到水電站在d-1天預測d天高電價時間段的水量變化，導致小型水電站易失去爭取利益最大化的機會。

我站屬于小型水電站，目前已經運行十余年，在現貨交易市場下，使得我站面臨著嚴峻的生存與發展形勢。具體表現在以下方面：一是水電站調速器存在反應速度較慢、死區值較大、振動區較大等問題，增加了調整難度。同時，水電站的有效庫容為21.92 萬，庫區小，無調水能力，并且庫區淤泥較厚，使得實際庫容小于有效庫容；二是上游電站較多，下泄報告不及時、數據不準確，加之引水工程引走的部分水量，直接影響著水量、水位預測的準確性。

3.2 解決對策

為了促使我站能夠適應電力現貨市場下的競爭環境，結合我站實際情況，提出以下解決對策：搜集整理多年來的水電站資料，找出同期水量數據的變化規律，精準預測來水情況，將預測結果與實際來水進行對比，分析誤差產生的原因，及時對預測方法做出相應調整；我站要加強與上游電站的溝通，搭建起信息共享平臺，確保下泄報告快速傳遞；以80m3/s的水流下泄速度，對距離我站庫區50min時的河道距離進行計算，并在這段區間內設置流量監測點，對流量的變化情況進行監測，將獲取的數據傳給中央控制室，以此作為調整的主要依據；我站要與處于同樣困境下的其他小水電站進行經驗交流，共同探討研究最佳的解決方案，據此爭取利益最大化；我站要逐步加大機組設備的運維力度，為設備提供良好的運行環境，遇到突發事故時，要做好快速處理工作；我站要對冬季時機組的安全運行予以高度重視，通過保守預測的方法，保證來水時下一臺機能夠滿發，當來水多天保持平穩，可以借助小機組，對負荷進行補償調節，提高經濟效益。

4 結論

總而言之，電力現貨交易規則對小型水電站的生存與發展帶來了嚴峻考驗，小型水電站要結合自身實際情況，主動適應電力現貨交易市場環境，通過提高水量預測準確性、合理調整現貨平臺機組等方式，從而實現小型水電站利益最大化的目標，保障電網安全穩定運行。