全國電力現貨市場試運行分析與新能源發電企業的應對建議

米晨旭，和軍梁，許 爽，于 仝

(龍源電力集團能源銷售有限公司，北京 100034)

0 引言

2017年8月28日，國家發展和改革委員會(下文簡稱“國家發展改革委”)、國家能源局聯合發布了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦能源[2017]1453號)，選擇南方地區(以廣東起步)、蒙西經濟區(下文簡稱“蒙西”)、浙江省、山西省、山東省、福建省、四川省、甘肅省等8個地區作為電力現貨市場第1批試點市場[1]。

2019年11月，北京電力交易中心發布了2019年第3季度全國的電力市場交易信息，信息顯示，截至9月底，我國首批8個電力現貨市場全部完成了結算試運行；今后將進一步完善交易規則，提高技術支持系統的穩定性，做好開展電力現貨市場不間斷結算試運行的準備。

本文對我國首批電力現貨市場的模擬試運行和結算試運行情況進行了總結，分析了電力現貨市場給新能源發電企業帶來的影響，指出了其目前運行中存在的問題，并向新能源發電企業提出了幾點應對建議。

1 電力現貨市場試點進程

2018年11月8日，國家能源局發布了《關于健全完善電力現貨市場建設試點工作機制的通知》(國能綜通法改[2018]164號)，要求試點地區加快研究編制電力現貨市場建設試點方案，抓緊起草市場運營規則，盡快開展技術支持系統建設等相關工作，并于2019年6月底前開展電力現貨市場試點模擬試運行；電力交易機構、電力調度機構及電網企業要給予充分的支持。

2019年7月31日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發了《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》，提出應合理設計電力現貨市場建設方案、統籌協調市場銜接機制、建立健全市場運行機制、強化提升市場運營能力、規范建設市場運營平臺、完善市場配套機制、做好市場建設組織實施等。

2020年4月3日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《關于做好電力現貨市場試點連續試結算相關工作的通知》(發改辦能源規[2020]245號)，指出應高度重視電力現貨市場連續試結算相關工作；做好電力中長期交易合同銜接工作，售電企業及直接參加電力現貨交易的電力用戶應與發電企業在合同中約定分時結算規則；各類跨省跨區優先發電和市場化中長期交易，均應由購買方和發電企業簽訂雙邊中長期交易合同，并明確分時結算曲線或形成分時結算曲線的具體規則。

2 電力現貨市場的模擬試運行和結算試運行情況

2018年8月31日，南方(以廣東起步)電力現貨市場試運行啟動會在廣州召開。

甘肅、山西電力現貨市場作為國網范圍內最早投入試運行的電力現貨市場，于2018年12月27日啟動了模擬試運行。

2019年5～6月，浙江、四川、山東、福建及蒙西電力現貨市場相繼啟動模擬試運行；至此，電力現貨市場建設又取得一個重要突破。

廣東電力現貨市場在2019年5月、6月、9月分別開展了2天結算、4天結算、按周結算試運行，成為全國首個開展結算試運行的電力現貨市場。2019年9月期間，首批8個電力現貨市場全部完成結算試運行。

各電力現貨市場的試運行啟動時間、模擬試運行情況及日、周、月結算試運行情況分別如表1～表5所示。

表1 首批電力現貨市場的試運行啟動時間Table 1 Trial operation start-up time of first batch of electricity spot markets

作為試點的各電力現貨市場在結算試運行期間運行平穩、安全、有序；交易出清結果正確反映了電價的時空特性，印證了電力現貨市場在發現電價信號、優化資源配置中所起的決定性作用。

8個作為試點的電力現貨市場在其建設規劃中均提出將進一步修訂交易規則，完善建設方案，提高技術支持系統的穩定性，并計劃自2020年1月起適時開展不間斷結算試運行工作。

表2 部分電力現貨市場的模擬試運行情況Table 2 Simulated trial operation of some electricity spot markets

表3 部分電力現貨市場的日結算試運行情況Table 3 Trial operation of daily settlement in some electricity spot markets

表4 部分電力現貨市場的周結算試運行情況Table 4 Trial operation of weekly settlement in some electricity spot markets

3 參與電力現貨市場對新能源發電企業產生的影響

建設電力現貨市場是落實國家電力體制改革和能源戰略轉型的要求，電力現貨交易機制將掃清新能源發展障礙，風電、光伏發電等新能源發電企業可以憑借邊際成本低的優勢贏得更大的市場份額，為市場化解決新能源電力大規模消納的問題提供新的可能途徑[2]。

風電、光伏發電等新能源發電易受到氣候、地形等自然因素的影響，功率輸出具有間歇性、波動性的特點。電力現貨市場是一種短期和即時市場，能夠實時兼容新能源發電的波動性、隨機性等特點，有利于擴大新能源電力的消納空間。通過將電力現貨市場與調峰、調頻等輔助服務市場進行有機結合，在目前的調峰、調頻市場機制下，火電承擔了全電網主要的調峰任務，從而保證了以風電、光伏發電為主的新能源電力在電力現貨市場獲得更多的交易份額，并有助于增加火電的調峰收益[3]。

然而，目前電力現貨交易機制未使全社會總體的用電負荷產生變化，只是新能源發電企業與傳統能源發電企業之間發電權的轉移。電力現貨市場試運行期間嚴重偏低的電價，給市場主體發出了不準確的價格信號，導致其對市場價格作出了不合理的預期，進一步加大了電價的下行壓力。新能源發電企業加入電力現貨市場交易后，若原有的交易模式、交易電量、新能源發電配比關系不變，勢必會造成新能源發電企業間的競價搶量，進一步加劇電力現貨交易的競爭。

目前，8個電力現貨市場中，山西、甘肅、蒙西、山東4個市場允許風電、光伏發電等新能源發電企業參與電力現貨交易。

山西、山東、甘肅均屬于集中式市場，采用以中長期交易控制市場風險、全電量參與電力現貨交易集中競價，從而發現真實價格信號的電力市場模式。由于中長期交易屬于金融交易合約性質，簽訂中長期交易合同后優先按中長期交易合同價格進行電價結算，一般不需要物理執行，但山西政府授權中長期交易合同需要物理執行。中長期交易合同電量與日前市場電量的偏差部分按日前市場價格結算，實時市場電量與日前市場電量的偏差部分按實時市場價格結算。

蒙西電力現貨市場屬于分散式市場，采用“中長期+現貨”的總體架構，中長期交易時需進行實物交割，中長期交易合同電量包括年度基數合同電量和各類中長期交易合同電量；現貨交易市場包括日前、日內及實時市場，多模式、多品種的中長期交易合同電量的交易機制是通過將交易電量日分解后與日前市場銜接，日前市場用于優化出清，日內市場與實際發電、用電能力滾動匹配，實時市場進行最終電量平衡。

3.1 山西

山西的新能源發電機組按照“報量不報價”的方式參與電力現貨市場交易，每日09:30前在現有輸出功率預測系統中申報次日96個時段(00:15～24:00，15 min為1個時段)的發電量預測曲線，但不申報電價。申報的預測曲線與市場化電量分解曲線的偏差部分屬于保障利用小時數電量。市場化電量分解曲線由省內交易曲線和外送交易曲線2部分組成，其中，省內交易的分日電量可與電力用戶協商確定結算曲線，外送交易的分日電量按照聯絡線交易曲線形狀進行分解。

省間市場交易以外送中長期交易結果為邊界條件，確保聯絡線交易曲線的物理執行，在省內電力現貨市場預出清的基礎上，以富余發電能力參與省間電力現貨交易。

日前市場交易出清完成后，統計各新能源發電機組的保障性利用小時數內的完成電量，并滾動更新各新能源發電機組的剩余保障性電量，新能源發電企業的發電量超出保障性利用小時數以外的部分，按照規則執行市場化定價方式[4]。

3.2 甘肅

對于甘肅電力現貨市場中的中長期交易市場，電網公司會開展中長期負荷預測和發電容量充裕度評估，電網調度機構則是按照“三公”原則分解政府下達的年度電量計劃，相應地安排年、月、周等中長期交易運行方式。買賣雙方自主預測供需情況，開展雙邊交易，調整生產計劃，實現電力像普通商品一樣的自由買賣，市場主體具有高度的自主權和選擇權。甘肅電力現貨市場會通過中長期交易市場來確定能量市場70%以上的交易量，鎖定遠期價格，從而規避現貨價格的波動風險。

甘肅電力現貨市場建設以促進新能源發電消納為核心，采用發電側 “集中競價、統一出清”的方式開展單邊集中競爭，涵蓋了日前、實時市場的市場化電力電量平衡機制。水電和新能源特許權及扶貧機組作為價格接受者參與日前市場，僅能在實時市場申報超短期發電預測；火電企業及剩余的新能源發電企業參與日前市場競價，其中，火電企業參與實時市場競價時沿用日前市場的申報信息，允許新能源發電企業依據超短期預測二次報價。

甘肅電力現貨市場采用“偏差結算、日清月結”的方式，中長期雙邊交易按中長期交易合同約定的結算價格，日前市場的中標量較中長期交易合同電量的偏差量按日前市場的現貨價格結算，實際執行量較日前市場中標量的偏差量按實時市場的現貨價格結算，實際執行量與實時市場中標量的偏差量通過調頻輔助服務市場解決[5]。

3.3 山東

山東電力現貨市場運行期間的中長期交易(包括跨省跨區的中長期優先發電合同和中長期交易市場交易)以買賣雙方提前約定交易曲線作為結算的依據。

新能源發電企業以在競價日申報的運行日短期預測出力曲線和價格、在運行日申報的超短期預測出力曲線，以及運行日短期預測出力和超短期預測出力的10%參與電力現貨市場出清及市場定價，并按優先發電次序享有同等條件下的優先出清權，但僅對涉及到新能源發電企業的實時市場出清結果進行結算。

3.4 蒙西

目前，蒙西電力現貨市場由市場運營機構基于電網次日負荷預測、次日新能源發電預測及設備檢修計劃等數據，分解制定次日的調度系統開機組合及各發電企業的電力運行曲線；最大化確保新能源發電企業的中長期交易合同電量的執行進度，并以各發電企業的合同電量的完成均衡度的最小值作為目標函數分解新能源發電分時曲線；在中長期交易電量日分解的基礎上，采用“集中申報、統一出清”的方式開展日前市場的電量交易，以系統運行效益最大化為目標函數，進行日前市場交易電量的優化出清；在日前市場交易出清結果的基礎上，日內市場交易按照日前市場的申報信息，對調度系統進一步滾動優化；實時市場的平衡交易是依據從觀測時刻起未來15 min內的電網狀態的變化情況，以調用成本最小化為目標確保供需實時平衡。

蒙西電力現貨市場采用“偏差結算、日清月結”的結算方式，基數電量按照政府批復的價格結算，中長期交易合同電量根據合同價格結算，日前市場的出清電量與中長期交易合同電量分解形成的日結算曲線之間的偏差量按照日前市場的分時電價進行結算，發電側實際輸出功率與日前市場的出清電量之間的偏差量按照日內市場的分時電價進行結算，實際執行量與實時市場中標量之間的偏差量通過調頻輔助服務市場解決，即在接納一定程度的新能源發電的基礎上，火電對剩余的實際發電空間進行分配[6]。

3.5 跨省跨區電力現貨交易

2016年10月16日，國家能源局發布對《跨區域省間可再生能源增量現貨交易規則(征求意見稿)》征求修改意見的函，首次提出了增量現貨交易是通過跨區域輸電通道在已有電力中長期交易合同的基礎上開展的電力日前交易和日內交易[7]。此文件同樣適用于新能源。

2017年8月15日，北京電力交易中心發布了《跨區域省間富余可再生能源電力現貨試點規則(試行)》的公告。根據此公告，為了緩解“棄風、棄水、棄光”的問題，可在國家電網區域內開展跨區域省間富余可再生能源(或新能源)電力現貨交易。當送端電網調節資源已經全部用盡，各類新能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏發電仍有富余發電能力，預計產生的“棄水、棄風、棄光電量”可以參與跨區域日前和日內現貨市場交易[8]。

根據北京電力交易中心發布的電力市場交易信息，國家電網2018年完成省間清潔能源發電消納電量4373億kWh，其中，風電、太陽能等新能源發電的省間消納電量為718億kWh；2019年完成省間清潔能源發電交易電量4601億kWh，占全部省間交易電量的43.3%，其中，風電、太陽能等新能源發電的電量為880億kWh。

跨省跨區電力現貨交易量作為電網的調節資源已經全部用盡，各類新能源發電考慮省內消納在中長期交易和外送交易全部落實的情況下，預計仍可產生的新能源富余發電能力。對于跨省跨區的電力現貨交易，日前現貨市場交易采取“電力-電價”曲線進行申報，日內現貨市場交易采取日前市場的出清價格，僅對有交易意向的電力進行申報。

跨省跨區的電力現貨交易計劃在送、受端電網內優先執行，交易達成后原則上不跟隨送端電網中新能源發電的本地消納空間變化和新能源發電能力的變化進行調整。

當新能源電站的實際發電量小于電力現貨交易的電量時，不足的電量由其他類型的電站補足，且將其計入月度計劃、月內滾動調整中，這相當于新能源電站按標桿電價購買了電量后再低價外送。

當新能源電站的實際發電量大于電力現貨交易電量時，即申報的電量偏低，若此時電網仍有消納空間，多余電量上網后，新能源電站相當于為了正常發電而支付了額外的發電成本；若此時電網已無消納空間，則會出現“棄風、棄光”現象。

新能源跨省跨區電力現貨交易情況如表6所示。

(續表)

4 電力現貨市場運行中存在的問題

1)新能源發電交易規模和范圍不斷擴大導致全額保障消納不能可靠執行。根據2019年12月19日國家發展改革委組織召開的《清潔能源消納月度例會》，國網所轄區域清潔能源發電省間交易電量達4320億kWh，同比增加4%；其中新能源發電交易電量達809億kWh，同比增長24%。同時，轄區省內大用戶直接交易電量為398億kWh，同比增長60%；清潔能源發電的替代電量為400億kWh，其中新能源發電的替代電量為199億kWh。2020年，隨著全國電力現貨市場試點的全面運行，新能源發電的現貨市場交易規模將進一步加大，涉及區域也將擴大。同時，電力現貨市場建設的全面加速，還將對新能源發電非交易區域的存量項目的全額保障性收購帶來不確定的降價沖擊，進一步壓縮新能源發電企業的盈利空間。由于目前電力現貨市場的結算方式主要為“雙偏差”或“差價合約”，并采用以中長期的雙邊交易為主、現貨交易為補充的交易機制，而實際現貨的結算電量普遍較少。這種交易機制下，現貨的交易電量約占全網總交易電量的2%，其中，日前市場的交易電量比例也未超過30%；甘肅電力現貨市場作為電力現貨交易量最大的試點市場，其新能源發電企業的現貨結算電量占市場交易電量的最大比例，但僅約為27.5%。

2)部分區域限電嚴重，且要求新能源深度參與交易。比如，甘肅電力市場存在嚴重的供大于求情況，且電網結構不合理，嚴重制約了新能源電力的消納能力，2019年電網的限電比例超過了15%；同時由于電力交易市場存在惡性競爭，中長期交易的讓價幅度較大，加上啟動省內電力現貨市場會進一步造成交易電價和交易電量的波動，壓縮新能源發電企業的利潤空間，導致企業的經營壓力依然巨大。

3)新能源發電裝機容量增長迅速，使新能源發電企業的保障收購小時數遠大于發電需求，剩余電量全部推向市場后，導致市場競爭更加激烈。由于新能源發電的市場交易電量主要是通過電價讓利獲取，存在部分新能源發電企業為獲得市場份額惡意壓低交易電價的現象。

4)電力現貨市場的短期試運行無法體現其真實價值，現貨市場的電價嚴重偏低，試點市場的結算試運行中的現貨電價大幅低于中長期交易時的電價是普遍現象，市場還有待完善。由于市場供需總體較為寬松，發電企業為爭取現貨市場電量，報價采取短期邊際成本，再加上新能源發電企業為了減少“棄風限電”，以報“零”電價的方式爭取全電量消納，導致電力的現貨價格大幅低于中長期交易合同采用的電價。

綜合公開發布的信息后發現，山東、浙江、甘肅電力現貨市場的現貨電價平均值為0.015～0.339元/kWh，較火電的標桿電價降低了16%～49%；廣東電力現貨市場除第1天的日前市場現貨電價均價為0.359元/kWh、實時市場現貨電價均價為0.315元/kWh之外，其他日期的日前及實時市場現貨電價均價分別為0.215元/kWh、0.19元/kWh；福建電力現貨市場的現貨電價較高，為0.373元/kWh，較火電的標桿電價降低了5.1%；四川是電力現貨市場試點中整體電價偏低最嚴重的一個市場，第1輪結算試運行中的出清電價均值僅為0.011元/kWh；山西電力現貨市場也出現了較為極端的低價情況，周結算試運行期間日前市場的最高和最低出清電價分別為365元/MWh和0元/kWh，日均最低和最高出清電價分別為19.61元/MWh和99.08元/MWh。圖1為電力現貨市場結算試運行期間的電價情況。

圖1 電力現貨市場結算試運行期間的電價情況Fig. 1 Electricity price of electricity spot market during trial operation of settlement

電力現貨市場試運行期間嚴重偏低的電價，向電力用戶發出了不準確的價格信號，導致電力用戶對市場價格作出了不合理預期，大幅降低了用戶簽訂中長期交易合同的意愿，進而導致中長期交易合同的簽訂比例過低，削弱了中長期交易合同對沖風險的能力。

截至2020年9月，已完成的結算試運行時段基本集中在冬季供暖期，進入供暖期后按照“以熱定電”的原則，供熱機組是必開機組，供熱機組和新能源發電機組基本可以滿足全省的用電負荷，此時純凝機組就成了電力現貨市場電價的決定者，因此，除早高峰和晚高峰以外，這些機組為了能夠保持開機，紛紛報出了“地板價”。

甘肅省電網屬于典型的“規模型、外向型、送出型”電網，新能源發電的消納形勢嚴峻，“棄風、棄光”現象嚴重。為減少“棄風、棄光”現象，結算試運行期間，新能源電力也普遍以最低限價進行報價，雖然價格也相對偏低，但由于存在報價限價，因此并未出現零電價或負電價的極端情況。

5)新能源發電的輔助服務費負擔越來越重。隨著火電企業深度調峰改造加速，以及現行的輔助服務考核機制，在一定程度上緩解了“棄風限電”現象。然而，當火電調峰潛力挖掘到極限之后，新能源發電消納空間不會增長，而新能源發電企業承擔的輔助服務費用將會猛增。

5 新能源發電企業應對電力現貨市場時的幾點思考與建議

5.1 應對時的思考

各電力現貨市場的結算試運行結果體現了“中長期交易為主，現貨交易為補充”的市場交易特點，現貨交易價格在一定程度上反映出了電量在不同時段、不同地區的價值不同，各時段的電價波動趨勢與市場供需情況的變化趨勢一致，時間特性顯著，峰谷電價差明顯；不同地區節點電價的差異性在一定程度上反映了電網阻塞對節點電價的影響。

按照國家針對電力現貨市場建設時提出的“穩、試、清、慎”的要求，新能源發電企業應主動應對電力現貨市場，采用一體化設計的、完善的體制機制和運營模式，以適應電力現貨市場改革的需要；加強對試點市場的交易規則和省內、省間電力現貨市場的研究；做好中長期交易和現貨市場交易之間的銜接和價格制定策略；總結電力現貨市場試運行期間存在的問題，高度重視市場結算和風險管理工作；建立監測數據庫，做好電力現貨市場的支撐工作。

新能源發電企業為避免風險亟需配套電力現貨輔助決策支持系統，在研究電力現貨交易試點地區交易規則的基礎上，制定準確的報價策略，做好市場競爭方面的技術支撐工作。

未來，隨著電力市場發展更加成熟，金融輸電權、容量電價補償機制等更多交易品種將不斷豐富，隨之而來的是更多的交易機會和交易風險。發售一體化、區域協同將逐漸成為趨勢，應持續創新營銷管理機制，提升企業的整體價值創造能力。

積極應對電力市場化變革，在集團和場站級層面分別建立專業交易決策團隊，合理配備交易師、交易員崗位和管理人員結構，打造強大的輔助決策支持系統。在依法合規的前提下利用更多方式拓寬受端的信息獲取渠道，建設集團統一規劃下的營銷管控體系，推動智能化輔助決策和交易。形成電力市場意識，促進生產運營和管理經營機制創新，高度重視風險管理工作，建立監督保護機制和容錯機制。

5.2 向新能源發電企業提出的幾點建議

目前新能源發電參與電力現貨市場交易的機制尚不完善，應在充分保證新能源發電消納的基礎上，保障電力現貨市場新能源的交易價格，這既有助于改善電力現貨市場交易價格嚴重偏低的問題，也可以一定程度上解決擱淺成本問題，有利于電力現貨市場的可持續發展。具體可以從以下幾方面進行改進。

1)落實新能源發電全額保障性收購制度。在完成新能源發電保障性收購小時數的基礎上，積極開展各種形式的促進新能源發電全額消納的市場交易。2020年5月20日，國家電網有限公司發布了《國家電網有限公司服務新能源發展報告2020》，該報告介紹了國家電網有限公司經營區的新能源發電的發展情況和公司服務新能源發電發展和消納的新舉措，包括實現全年的新增發展目標，全力做好電力并網服務，加強電網的工程建設，推動調峰能力建設，強化全網統一調度，加強新能源發電的功率預測，擴大市場的交易規模，切實落實消納保障機制，加強新能源發電補貼管理，完成國網“新能源云”的全網上線等。然而，在保障新能源發電消納的同時，也要保證新能源電力交易時電價的合理性，對于部分省內風火置換、風電供暖及大用戶直購等純粹以讓利為目的的交易，省內應控制相應的交易規模，新能源發電企業不應參與。

2)破除省間壁壘，擴大跨省跨區電力交易規模。我國電力資源和實際電力負荷總體上呈現逆向分布。“三北地區”新能源發電的本地消納空間有限，跨省跨區交易價格普遍高于省內大用戶的直購價格，寧夏銀東直流部分的外送價格甚至高于當地火電標桿電價。建立省間輔助服務機制，優化電網調度運行，通過集中預測體系建立發電企業與電網調度機構的協同運作。

3)完善輔助服務市場，公平合理分擔系統輔助服務費用。目前各區域的輔助服務品種較少，調用成本偏高，費用均由新能源發電承擔，不利于新能源發電消納。應將所有享受輔助服務的市場主體納入成本分擔范圍，同時進一步完善、修訂輔助服務市場的政策，推動電儲能、可中斷負荷、需求側響應參與輔助服務，促進輔助服務市場低成本發展。

4)建立新能源發電容量電價補償機制，確保新能源發電可健康參與電力現貨市場。火電企業能夠靈活選擇參與電力現貨市場、調峰輔助服務市場、備用輔助服務市場，風電、光伏發電等新能源發電只能被動參與電力現貨市場。風電、光伏發電等新能源發電的邊際成本低，在部分限電嚴重的省份電力現貨市場中，容易發生價格傾軋的情況。部分省份為保護火電企業避免現貨傾軋價格利益損失，已研究制定火電容量補償電價，但未保護新能源發電企業。風電、光伏發電建設成本高于火電，也應制定相應的容量補償辦法，以確保新能源電力可以健康參與電力現貨市場。

6 結論

本文對我國首批電力現貨市場的模擬試運行和結算試運行情況進行了總結，分析了電力現貨市場給新能源發電企業帶來的影響，指出了其目前運行中存在的問題，并從落實新能源發電全額保障性收購制度，破除省間壁壘、擴大跨省跨區電力交易規模，完善輔助服務市場、公平合理分擔系統輔助服務費用，建立新能源發電容量電價補償機制、確保新能源發電可健康參與電力現貨市場幾方面向新能源發電企業提出了幾點應對建議。