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电力现货建设

(资料图片)

根据“中发9号文”要求，此轮电改的目的之一是要还原电力的商品属性，即要将电力的时间价值和空间价值由市场进行发现。2017年9月，国家发展改革委和国家能源局公布首批八个现货试点省份；2021年4月，国家发改委、国家能源局明确电力现货试点范围扩大，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6 省市为第二批电力现货试点；此轮电力体制改革进入到了新的阶段。

2022年2月21日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，通知要求要加快推进电力现货市场建设，明确：第一批现货试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批现货试点地区原则上2022年6月底前启动现货市场试运行，其他地区尽快开展现货市场建设工作。

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西北五省现货市场建设进度

西北五省电力现货市场建设进度各有差异，甘肃已进入现货市场长周期运行阶段，其余新疆、宁夏、陕西、青海均已启动至少一次模拟试运行。

甘肃：作为首批电力现货市场试点省份之一，甘肃自2022年5月至今，已进入现货连续长周期运行阶段。

新疆：2023年5月15日至21日，开展了新疆电力现货市场第一次模拟试运行。

宁夏：2023年4月25日至28日，开展了宁夏电力现货市场第二次模拟试运行。

陕西：2022年11月22日至12月2日，开展了为期11天的陕西电力现货市场首次模拟试运行。2023年4月12日至14日，开展了陕西电力现货市场第一次调电试运行工作

青海：2023年1月11日至13日，青海省电力现货市场首次模拟试运行工作正式启动。

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西北五省现货市场对比

进入2023年后，西北五省现货市场建设加速，笔者基于各省电力现货市场建设方案及配套文件，梳理了各省省内现货市场模式、结算方式、申报限价及市场主体申报方式等信息。

备注：电能量市场采取双偏差结算模式：中长期合约全电量结算，日前市场与中长期市场的偏差电量按日前市场价格结算，实时市场与日前市场的偏差电量按实时市场价格结算。

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西北五省现货市场建设难点分析

据不完全统计，西北各省新能源装机占比分别为：新疆36.33%、宁夏47.26%、甘肃50.64%、陕西41.38%、青海62.98%。从新能源占比可以看出，西北各省均为新能源高占比型电力市场。新能源高占比型电力市场在市场设计、现货市场运行过程中与其他省份现货市场存在很大不同。同时，西北各省独特的发电及消纳结构会进一步影响电力现货市场的走向。

1.现货市场电价波动大

现货市场电价主要受供需关系影响，而供需关系又由发电侧的供给能力与用户侧的消纳能力决定，可能还会受制于部分网架阻塞的影响。作为新能源装机大省，如新疆、甘肃地区，风电的高装机以及出力的同时率的问题，会影响现货市场发用两侧竞价结果落在火电或者新能源竞价空间处，使得现货电价或高或低，很少存在中间档位。虽然能够客观反映出现货市场供需关系，但如进一步扩大现货市场上下限，现货市场风险的骤增对市场主体的交易能力会是个严峻的考验。

2.中长期峰平谷分时段曲线与新能源出力不匹配

新能源出力由天气决定，而天气具有不可预测性，相比较传统能源，新能源缺乏出力调节能力。市场主体签订中长期的目的是为了规避现货市场电价波动的风险，让其发挥“压舱石”的作用。目前中长期市场提供的交易品种周期大多是月、旬、周，而目前的功率预测系统针对一周以上的功率预测准确率有待提高，因此新能源企业在做带曲线的中长期交易时就如同“赌博”，签订的中长期峰平谷分时段曲线与实际新能源的出力存在不匹配的情况，而这种不匹配使得新能源企业利用中长期交易降低收益风险的效果有所降低。

3.能源结构影响市场建设

西北各省能源结构复杂，各省情况均有所差异。西北新能源资源丰富，新疆、甘肃等地区电网属于外送型电网。同时，如新疆除公用电源以外，疆内还有大量自备、兵团、石油、自营电网，兵团、石油、自营电网与国网区域电力市场成熟程度有所不同，因此新疆区域需研究制定适用于疆内自备电源企业、有源电网参与电力现货市场的可行方案。外送型电网、自备电厂等因素有可能影响各项不平衡资金的有效疏导。

4.功率预测准确率影响市场机制建设

新能源高占比型电力市场不可回避的问题之一就是新能源消纳，而新能源消纳与负荷侧体量、功率预测准确率、网架结构等因素都存在一定的关联关系。目前不管是短期功率预测、超短期功率预测技术均到了一定的瓶颈。假设A场站预测有风，B场站预测没有风，A、B在现货系统中A场站、B场站就会按照相应的预测数据参与市场竞价，进而安排负荷，而如果实际恰恰相反的话，A场站的出清结果实际会占用B场站的出力空间。新能源高占比型电力市场功率预测对现货市场中新能源消纳的影响会进一步放大。因此，需要在市场机制建设时考虑功率预测偏差影响新能源限电的问题。

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如何应对西北五省现货市场建设难点

按照西北各省十四五期间能源规划，各省新能源装机在现有基础上将进一步增大。届时，新能源消纳、不平衡资金、中长期与现货市场有效衔接等问题将会变得更加复杂。如何建立高效、有序的电力市场会对市场运营机构及监管机构提出更高的挑战，如何规避现货市场风险的同时保证电价、增发电量也会时刻考验新能源市场主体电力交易从业人员。针对以上难点，笔者提出以下几点意见：

运营机构：根据各省电力市场特点完善市场体系，合理制定现货场景下的市场准入机制，做好公用电网、地方电网市场主体间的有效衔接；为减少预测不准影响新能源消纳问题，优化出清与实际调发之间的模型，如甘肃采用的“钓鱼法”；丰富交易品种，增加交易频次，使市场主体能够更加主动的控制中长期仓位；加强市场信息公开，使市场主体能够更加便捷的获取相关数据，以进行现货市场场景下的中长期、现货数据分析工作。

市场主体：建立风险意识，加强现货场景下的交易风险控制能力；加强中长期及现货交易能力建设；优化管理机制，加强交易与生产团队的沟通协调；加强数字化及电价预测能力，上线交易辅助决策系统；交易人员储备及培养。