湖北電力現貨市場模擬運行分析

康文文，倪 麗，高志平，劉延太，郭 錕

（1.國家電力投資集團有限公司湖北分公司，湖北 武漢 430061；2.國家電力投資集團有限公司山西分公司，山西 太原 030032）

0 引言

在新一輪電力體制改革背景下，現貨市場作為連接中長期交易與實時運行的關鍵環節，能充分還原電力的商品屬性，真正起到價格發現和資源優化配置的作用［1-3］。目前我國兩批14個現貨試點已陸續投入模擬試運行及結算試運行。隨著電力體制改革的全面深化，現貨市場的全面鋪開已成為下一階段我國電力市場建設的核心與重點。

隨著現貨市場規模不斷擴大，越來越多新能源項目進入現貨市場。對于傳統新能源項目來說，進入現貨市場將直接影響項目收益［4-5］。本文介紹了典型省份及湖北電力現貨市場建設情況，闡述了現貨市場報價形式及價格出清機制。同時結合模擬試運行結果，分析了新能源場站參與現貨存在的問題。在此基礎上，提出新能源場站參與電力市場相關策略及建議，以多方面保障新能源項目收益。

1 現貨市場建設情況

1.1 典型省份現貨市場建設情況

浙江省在2019 年5 月30 日開始電力現貨市場模擬試運行，截至2020 年底，已開展3 次正式結算試運行。浙江電力現貨市場實行雙差價合約，即政府授權合約與日前市場出清結果進行差價結算，實時市場出清結果與日前市場出清結果進行差價結算［6-7］。

山東省在2019年6月正式啟動電力現貨市場模擬試運行。2020年11月，山東省啟動電力現貨市場整月結算試運行工作。為補償市場化機組的固定成本，在電力市場運行初期，山東省建立了現貨市場容量補償機制［8-10］，綜合考慮發電機組類型、投產年限、可用狀態等因素，以容量補償方式補償發電機組固定成本。

山西電力現貨市場于2018年12月27日在國家電網區域內率先開啟模擬試運行，2020年8月，開展首次整月結算試運行［11］。在山西省內，建立“中長期合約僅作為結算依據管理市場風險、現貨交易采用全電量集中競價”的電力市場。在省間，以外送中長期交易結果為邊界、保障聯絡線交易曲線的物理執行，在省內現貨市場預出清的基礎上，以省內平衡后的富余發電能力參與省間現貨交易，擴大晉電外送規模。

四川電力現貨市場在2019 年6 月20 日成功啟動模擬試運行，并于2020 年9 月開展了第一次水電競價長周期結算試運行。針對四川水電占比高、市場主體參與市場程度受豐枯水期影響較大、季節特征明顯的特點［12］，四川現貨市場將全年的現貨市場劃分為了水電競價現貨市場和火電競價現貨市場。

甘肅電力現貨市場在2018 年12 月啟動試運行。2020 年3 月18 日至2020 年4 月30 日開展連續不間斷試運行和4月份整月結算試運行。針對新能源裝機較多、發電預測偏差問題，采取先進行電能量市場出清的模式，在出清結果的機組組合基礎上，進行調頻市場出清，且新能源不參與調頻市場［13］。

1.2 湖北電力現貨市場建設概況

湖北省在2022年7月1日正式啟動電力現貨市場模擬試運行，截至2022年底，已完成3次現貨模擬試運行和首次結算試運行。參與模擬試運行的市場主體包括省內統調公用燃煤電廠、110 kV 及以上新能源場站及用戶側市場主體（批發用戶、售電公司、電網代理購電用戶）。湖北電力市場以“中長期交易規避風險、現貨市場發現價格”的原則建設，主要由中長期電能量市場、現貨電能量市場和輔助服務市場構成。

2 湖北電力現貨市場關鍵機制

2.1 市場構成

湖北電力現貨市場采用集中式電力市場模式［14-17］，包括日前電能量市場和實時電能量市場。日前電能量市場基于市場主體申報信息及電網運行邊界條件，以發電成本最小化為優化目標，采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED）程序計算，形成運行日（D）開機組合、各機組（或新能源場站）96點發電計劃曲線以及日前分時節點電價［18-20］。

實時電能量市場采用日前電能量市場中的申報信息，以15 min 為周期，以發電成本最小化為優化目標，在日前確定的發電機組組合基礎上，滾動優化未來2 h機組出力，形成各發電機組（新能源場站）實際執行的發電計劃、分時節點電價和用戶側加權平均綜合電價等［21-22］。

2.2 報價方式

現貨市場報價方式的選擇與市場主體成熟度和參與市場能力緊密相關［23］。作為現貨市場的重要主體，各類市場主體參與市場的方式決定市場價格的形成［24-26］。湖北電力現貨市場在市場初期，為保障平穩起步，統調公用燃煤電廠采取“報量報價”的方式申報，以機組為單位申報，申報機組出力及價格信息，申報的電力-價格曲線要求最多為10 段，且為單調非遞減曲線，如圖1 所示；新能源采取“報量不報價”的方式申報，保證優先出清，以廠站為單位申報。試運行期間，新能源申報次日96 點發電預測曲線、不申報價格；用戶側市場主體采取“不報量不報價”的方式，中長期分解曲線作為參與現貨市場結算依據。

圖1 煤電機組電力-價格曲線Fig.1 Electricity price curve of coal power units

2.3 價格形成機制

目前國內外的主要電力現貨價格形成機制采用邊際出清價格機制：所有機組報價完畢后，按照報價由低到高的順序依次成交，直至累計的發電出力恰好等于負荷需求，滿足負荷的最后成交機組的報價即為邊際價格。其本質是基于發用電市場成員的報價曲線形成市場的供給曲線與需求曲線，二者的交點即為市場均衡點，所對應的價格即為市場出清價格［27］，如圖2 所示。邊際出清電價結算機制可分為系統邊際電價、分區邊際電價和節點邊際電價等具體價格形成機制［28-29］。

圖2 系統邊際電價形成示意圖Fig.2 Schematic diagram of system marginal price formation

湖北省日前及實時電能量市場采用節點邊際電價機制，節點邊際電價是指在現貨電能交易中，滿足某一電氣節點增加單位用電負荷導致的系統總電能供給成本的增加量。節點電價能反映電力商品的時間、空間價值，有效引導電源、電網的合理規劃，為建設投資提供量化決策依據。湖北電力現貨市場的節點邊際電價由系統邊際電能價格和邊際阻塞價格構成［30-31］。

湖北電力現貨市場初期，發電側按機組所在節點的節點邊際電價結算，引導電源在空間上合理布局，用戶側采用全省節點電價的加權平均價進行結算，避免用戶價格波動太大。國內各試點區域現貨價格形成機制如表1所示。

表1 試點區域現貨市場價格形成機制Table 1 Spot market price formation mechanism in pilot region

3 模擬試運行結果分析

湖北省電源裝機以水電、火電為主，截至2022年8月底，全省發電總裝機容量9 125.76 萬kW（含三峽2 240萬kW），其中，水電3 777.52萬kW，火電3 478.83萬kW，風電759.54萬kW，光伏1 109.87萬kW。其中，三峽水電（2 240 萬kW）通過500 kV 直流通道外送主供江蘇、上海、浙江、廣東等地區。

3.1 邊界條件分析

以2022年11月24日-2022年11月26日第3次模擬試運行暨調電試運行為例，對模擬運行結果進行分析。2022年11月26日當天負荷預測曲線、聯絡線外送計劃及新能源預測出力如圖3-圖4所示，日前預測最高負荷為28 000 MW，最小負荷為21 000 MW，湖北省間聯絡線主要為外送，當天外送最大負荷4 731 MW，外送最小負荷1 207 MW，非市場化機組最大出力14 123 MW，最小出力8 412 MW，風電最大出力2 748 MW，最小出力380 MW，光伏最大出力4 436 MW，最小出力0 MW，計算得當天火電機組最大競價出力空間為17 267 MW（17：15），最小競價出力空間為11 276 MW（12：45）。

圖3 2022年11月26日湖北電力市場供需圖Fig.3 Supply and demand diagram of Hubei power market on November 26th

圖4 風電和光伏預測出力曲線Fig.4 Forecast output curve of wind power and PV

3.2 出清結果分析

模擬運行發電側節點電價出清結果如圖5 所示，從時段上看，峰段價格高于谷段價格。從地理位置上看，電源支撐不足、供求關系緊張的地區，現貨價格相對較高。2022 年11 月24 日-2022 年11 月26 日，全省發電側實時節點電價最高1 200 元/MWh（達到上限）、最低0 元/MWh。用戶側實時的最高電價為873.8 元/MWh，最低為1.63 元/MWh。用戶側峰谷價差為535元/MWh～833 元/MWh，峰谷價差較前兩次模擬試運行明顯增大。

圖5 發電側節點電價Fig.5 Locational marginal price (LMP) of power generation side

湖北省用電負荷每天呈現上午（7：30-12：00）、下午（15：00-21：00）“雙高峰”特性，對應火電競價空間也呈現“雙高峰”特性，如圖6 所示。白天負荷高峰時段，隨著負荷增大，電網出現阻塞，發電側各節點電價出現差異。節點電價曲線、競價空間曲線與全省負荷曲線整體波動趨勢較為一致，表現為負荷越大，競價空間越大，發電側及用戶側出清價格越高。2022年11月24 日18：15 出現全天最大用電負荷28 500 MW，用戶側出現全天最高出清電價860.89元/MWh。

圖6 用電負荷及出清電價曲線Fig.6 Electricity load and clearing price curve

2022 年11 月24 日-2022 年11 月26 日，新能源總體預測出力曲線如圖7所示，2022年11月26日新能源總體出力較大，對應火電競價空間較小，用戶側現貨出清價格較低，如圖7、圖8 所示。相反，2022 年11 月25日新能源總體出力較小，對應火電競價空間較大，用戶側現貨出清價格較高。火電競價空間、用戶側出清價格均與新能源總體出力呈“負相關性”，即新能源總體出力較大時，火電競價空間較小、用戶側出清價格較低；2022年11月26日13：15用戶側出現全天最低出清電價1.63元/MWh。

圖7 新能源總體預測出力曲線Fig.7 Overall forecast output curve of new energy

圖8 全省火電競價空間Fig.8 Thermal power bidding space of the whole province

本次試運行期間，9：30-15：30為新能源疊加大發時段，全省火電競價空間較小，該時段發電側節點電價較低，且每天都出現0電價，如圖9所示。因光伏場站主要在該時段發電，導致光伏平均出清電價較低。由于試運行期間風電白天出力較小、早晚出力較大，風電平均出清電價較高，全省風電、光伏場站日平均出清電價差異較大。2022 年11 月24 日-2022 年11 月26 日，某光伏場站3 天平均出清電價160.1 元/MWh，某風電場3 天平均出清電價460.5 元/MWh，風電與光伏場站度電差價約300元/MWh。

圖9 某光伏場站節點電價曲線Fig.9 LMP curve of a certain photovoltaic station

4 新能源場站存在的問題及交易策略

4.1 新能源場站存在的問題

1）功率預測方面

風電、光伏等新能源出力具有較強隨機性、間歇性和波動性，其短期及超短期功率無法準確預測。日前市場以短期功率預測曲線作為出清依據，實時市場以超短期功率預測曲線作為出清依據，功率預測準確性將直接影響現貨出清結果。且部分場站短期、超短期預測功率與實發功率偏差較大，絕大部分電量均暴露在現貨市場中，存在較大收益風險，且面臨偏差電量考核問題。

2）市場出清方面

光伏出力主要集中在白天，且一般中午時段出力較大。由于中午時段全省火電競價空間較小，發電側整體節點電價較低，導致光伏場站現貨均價明顯偏低。省內部分區域由于新能源裝機容量大、用電負荷小，且電網較為薄弱。午段（10：00-13：00）新能源疊加出力較大時，新能源場站存在限電風險，且該問題在春季新能源總體大發時會更加嚴峻。

3）費用分攤方面

由于新能源存在出力不穩定問題，其大量接入電力系統必然導致電網的穩定與平衡條件更加復雜，所需輔助服務資源也必然增多，新能源需要分攤的市場費用也會增多。2022 年12 月23 日首次結算試運行時，市場差額費用按照7：3 比例在參與現貨市場的發電側和用戶側分攤，當天發電側平均分攤費用約9.3元/MWh，影響新能源場站收益減少約2.3%。隨著市場化改革工作推進，需要新能源場站分攤的費用會逐步增多，新能源項目收益將會受到較大影響。

4）中長期與現貨市場銜接方面

根據湖北電力現貨試運行方案，參與范圍包括110 kV 及以上集中式新能源場站。根據2022 年中長期交易實施方案，要求僅統調新能源場站按其設計上網電量的20%參與中長期交易，參與中長期及現貨交易的市場主體范圍不一致。模擬試運行期間，新能源場站在交易平臺申報的曲線作為中長期合約的分解曲線，并未按照原有的中長期合約電量進行曲線分解，且與同一合約中用戶側的分解曲線不一致，加大了市場不平衡資金。

5）市場機制方面

現有市場機制和政策體系無法滿足高比例新能源消納需求，隨著新能源接入規模不斷擴大，依靠電網保障消納的方式難以為繼。政策方面缺少新能源參與市場交易的激勵、引導，中長期和現貨市場交易方式難以適應新能源發電波動性、隨機性特征，亟需研究適應新能源出力特性、設計更加精細的市場機制。

4.2 新能源場站參與現貨市場建議

完善功率預測功能，提升綜合經營收益。現貨市場需要依據準確的功率預測來做交易策略，同時為了減少“兩個細則”考核及現貨偏差考核，需要不斷完善功率預測系統功能，提高功率預測準確性，包括短期預測和超短期預測，特別是單點（96 點）預測的準確性，以提供可靠的現貨決策依據和減少新能源偏差電量考核。

探索“新能源+”商業模式，引導靈活性資源投資。應對大規模新能源并網發電的間歇性、波動性，要充分激發發用兩側靈活調節潛力。進一步探索“新能源+共享儲能”的市場應用場景和商業模式，促進新能源參與市場，提高新能源在市場中的收益。培育需求響應、虛擬電廠等新的運營模式，不斷挖掘需求側資源調節能力，實現源網荷儲協調發展。

加強中長期及現貨交易銜接，充分發揮中長期“壓艙石”作用。新能源企業要加強營銷專業人才儲備，著力提升各類市場化交易決策能力。由于光伏發電曲線與現貨市場電價完全反向，9：30-15：30光伏出力較大時現貨價格較低，開展中長期交易時，在預測光伏場站全年發電量的基礎上，要增加場站中長期持倉量，鎖定項目收益。

促進省內多品種市場間的協調配合，完善新能源參與跨省跨區交易機制。加快全國統一電力市場建設，研究建立統一規范的規則體系和技術標準。持續提升特高壓工程利用效率，提高新能源外送占比。不斷優化跨省區交易組織方式，統籌做好省間交易組織，強化省間市場與省內市場、中長期與現貨市場協同，促進新能源跨省消納。

利用節點電價，優化場站投資策略。在論證項目建設必要性及測算投資效益時，統籌分析區域電力供需情況及項目所在區域節點電價，優化項目接入系統方案，優先考慮節點電價高的區域，盡量避免節點電價低的區域。

5 結語

隨著現貨市場工作不斷推進，新能源參與現貨市場策略將直接影響場站收益。本文對典型省份電力現貨市場建設情況及特點進行了闡述，分析了現貨市場價格影響因素、報價方式及價格形成機制，并結合湖北現貨市場模擬試運行情況，對全省邊界條件、發電側及用戶側出清結果進行了具體分析，總結了新能源場站參與現貨存在的問題，并提出了新能源場站參與現貨市場相關策略及建議。做好新能源交易策略、優化新能源項目投資策略、保障新能源項目收益，對推進“雙碳”戰略目標落地發揮著重要作用。