廣西新能源參與電力現(xiàn)貨市場交易的探索

林俊豪 宋吉峰

一、引言

在“ 3060 ”碳達峰、碳中和目標的要求下，清潔能源特別是新能源裝機容量不斷增加，新能源在未來有成為主力電源的趨勢，而新能源發(fā)電具有波動性、隨機性等特點，隨之而來的是新能源電量消納的問題凸顯。為了電力改革朝著綠色清潔的方向發(fā)展，需要提高新能源電量的消納能力，但是風電普遍具有的反調峰特性、光伏電站的裝機容量暴增，給電力系統(tǒng)電量消納帶來很大的困難。目前廣西已開展中長期電能量市場交易，火、核電機組通過市場交易獲得電量，并按照市場交易結果安排發(fā)電計劃。但新能源機組參與中長期市場交易，同時政策要求保障電量全額消納，當新能源機組發(fā)電突增時會擠占市場中火、核電機組的發(fā)電空間，產生市場電量安排與新能源電量消納保障的矛盾。不久的將來廣西即將開展電力現(xiàn)貨市場交易，現(xiàn)貨市場有發(fā)現(xiàn)價格、調配資源的特點，可以通過電力現(xiàn)貨市場緩解因新能源電量消納保障產生的市場矛盾問題。

本文結合提高新能源電量的消納、廣西電力市場規(guī)則和新能源發(fā)電特點，面對因新能源電量消納保障產生的市場矛盾問題，開展廣西新能源參與電力現(xiàn)貨市場的三種交易機制研究。

二、廣西電力市場基本情況

（一）市場規(guī)則

2023 年廣西電力市場中長期電能量交易分為發(fā)用市場主體之間直接開展的電量交易（簡稱直接交易）和合同電量轉讓交易。直接交易包括用戶直接交易和電網企業(yè)代理購電交易，除綠色電力交易以外的直接交易視為常規(guī)電能量交易。風電、光伏超過等效上網電量的電量參與市場化交易，風電、光伏發(fā)電企業(yè)月度（周）等效上網電量=min［該風電、光伏發(fā)電企業(yè)當月（周）上網電量，該風電、光伏發(fā)電企業(yè)當月（周）上網電量×風電、光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)/該風電、光伏發(fā)電企業(yè)近三年平均利用小時數(shù)］，該風電、光伏發(fā)電企業(yè)當月（周）上網電量=∑該風電、光伏發(fā)電企業(yè)第i 日上網電量電量，i為標的月（周）天數(shù)。風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)=800 小時，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)=500 小時。

2023 年廣西電力市場化交易主要按年度、月度和月內組織。其中，年度主要開展年度市場電量交易、年度電網企業(yè)代理購電交易；月度主要開展月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉讓交易、月度電網企業(yè)代理購電交易、月度代購合同電量轉讓交易。月內主要開展周市場電量直接交易。根據國家及廣西有關規(guī)定開展綠色電力交易、綠證交易和需求側響應交易，適時開展現(xiàn)貨電能量交易。

（二）裝機電量概況

2022 年，廣西全區(qū)發(fā)電裝機容量6259 萬千瓦，同比增長13%。其中水電裝機容量1813萬千瓦，同比增長2.55%；火電裝機容量2757萬千瓦，同比增長11%；核電裝機容量217 萬千瓦，同比不變；風電裝機容量946 萬千瓦，同比增長25%；光伏裝機容量521 萬千瓦，同比增長67%；其他電源（儲能）裝機容量5 萬千瓦。全網水、火、核、風、光伏電源裝機比例為：28.97%∶44.05%∶3.47%∶15.11%∶8.32%。廣西目前各類電源裝機容量的占比初步呈現(xiàn)水電、火電、新能源三分天下的局面。

2022 年，廣西全區(qū)發(fā)電量2024 億千瓦時，同比增加0.8%，其中，水電發(fā)電量606 億千瓦時，同比增長17%；火電發(fā)電量999 億千瓦時，同比下降11%；核電發(fā)電量178 億千瓦時，同比下降2%；風電發(fā)電量199 億千瓦時，同比增長24%；光伏發(fā)電量43 億千瓦時，同比增長50%。廣西風電發(fā)電量已經超過核電發(fā)電量，而且新能源發(fā)電量增長迅速，按照趨勢將在未來成為主要電量支撐。

三、廣西新能源市場情況和特點

（一）市場情況

2022 年，廣西風電參與常規(guī)電能量交易成交電量52 億千瓦時（含發(fā)電權轉讓），參與綠電交易成交電量13 億千瓦時，光伏參與綠電交易成交電量9 億千瓦時，總計新能源參與電力市場交易電量74 億千瓦時。2022 年，廣西全區(qū)風電發(fā)電量累計199 億千瓦時，光伏發(fā)電量43 億千瓦時。風電參與常規(guī)電能量交易電量占發(fā)電量的21%，風電、光伏參與綠電交易電量占發(fā)電量的5%，新能源參與電力市場交易（含綠電交易）的電量占發(fā)電量的比重不高。

（二）特點

1.隨機性強。影響風電發(fā)電功率最大因素是風力，而廣西屬于沿海省份，有來自海上的臺風和陸上的季風，特別是臺風季節(jié)，風力經常隨著天氣突然變化，造成風電發(fā)電負荷在短時內突變經常發(fā)生。根據廣西境內風資源分布特點及實測資料，結合廣西季節(jié)特點，選取2020 年3 月、8 月、10 月和12 月的典型日曲線分別作為春、夏、秋、冬季的代表曲線，各季節(jié)典型日出力曲線如圖1所示。風電場各季節(jié)日典型日出力變化趨勢相似，凌晨4—6 時風電出力達到最高，20—22 時出力最小，與廣西電力系統(tǒng)日負荷特性呈相反特征，對電網運行具有反調節(jié)作用。

圖1 2020 年廣西風電典型日日出力曲線

影響光伏發(fā)電功率最大因素是光照，光伏發(fā)電高峰是在冬季，而夏季雨季期間天氣變化快，陰雨時段光伏發(fā)電暫停，雨過天晴之后光伏又開始發(fā)電。新能源發(fā)電負荷主要受天氣影響較大，而天氣變化隨機性較強且難以預測，所以導致新能源發(fā)電功率有隨機性。

2.波動性大。大風季節(jié)風力差距大，日間風和日麗，夜間大風四起，日內發(fā)電功率峰谷差距大。以廣西金紫山風電場（裝機容量99兆瓦）為例，結合金紫山風電場3 月和9 月（最大和最小月平均出力對應的月份）的出力情況，選取2020 年3月13 日和9 月29 日分別作為大風月和小風月的典型日，做出大風月和小風月典型日內風電場發(fā)電的日出力曲線，如圖2 所示。根據大風月典型日曲線，下午13—20 時風電出力較小，發(fā)電功率約裝機容量的10%，其他時間均風電大發(fā)，在凌晨2—3 時達到一天風電場發(fā)電功率最大值，發(fā)電功率約為裝機容量的90%；在小風月典型日里，下午12—17 時發(fā)電功率較大，其他時間段均處于低出力狀態(tài)。

圖2 金紫山風電場典型日日出力曲線

光伏發(fā)電在陰雨天時，發(fā)電功率約為零，大晴天時發(fā)電功率幾乎達到最大值。新能源發(fā)電出力由于天氣原因在日內產生大幅波動。

四、廣西新能源參與電力現(xiàn)貨市場的交易機制

目前，廣西電能量市場還是開展中長期電能量交易，電力現(xiàn)貨市場交易尚未開展結算運行，考慮到風電、光伏等新能源發(fā)電不確定性，建議中長期市場提高交易頻次，新能源參與中長期交易以周交易為主、月度交易為輔，盡可能平抑因客觀原因造成的交易計劃執(zhí)行偏差。適時建立分時電力交易方式，提高中長期市場交易靈活性，促進形成更能反映市場供需關系的中長期分時電價。

為承接落實好國家和廣西壯族自治區(qū)有關新能源保障消納的相關政策，現(xiàn)階段新能源保障小時數(shù)之外的電量才參與市場交易，未享受國家政策性補貼或在生命周期合理利用小時數(shù)之外的風電、光伏等發(fā)電企業(yè)可以參與綠色電力交易。在新能源發(fā)電具有隨機性、波動性的特點下，新能源發(fā)電功率激增時，擠占其他市場機組發(fā)電計劃；新能源發(fā)電功率偏低時，需要其他市場機組超計劃發(fā)電保供應。為此筆者提出新能源參與電力現(xiàn)貨市場的三種交易機制，探索通過市場化交易手段，緩解因新能源電量消納保障產生的市場矛盾問題。

（一）部分電量按價格接受者參與現(xiàn)貨

1.電量計算

風電、光伏交易單元不需要以報量報價的形式參與現(xiàn)貨市場交易，在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎上，按照新能源保障性消納原則安排新能源市場機組日調度計劃，作為邊界參與現(xiàn)貨市場出清。

新能源從實際上網電量曲線切分保障電量、綠色電量和市場電量，以50%保障電量為例，日負荷電量分解如圖3 所示，當日24 時曲線為實際上網電量（虛線部分），先將其中50%按照保障電量計算（黑色部分），剩余部分先考慮綠電電量（灰色部分），而參與綠電交易部分電量將抵扣對應保障電量，最后考慮市場電量（淺灰色部分市場電量），最終分割全部實際上網電量，相當于先確定實際上網電量再區(qū)分電量構成。

圖3 按50%保障電量的新能源日負荷電量分解圖

2.電價結算

當根據實際上網電量區(qū)分電量構成后，再按照不同電量類型對應不同價格進行結算。保障電量按照保障價格執(zhí)行，綠色電量按照綠電價格結算；保障和綠色電量之外的視為市場電量，按照現(xiàn)貨價格結算。另外現(xiàn)貨市場中，風電、光伏交易單元為市場價格接受者，其出清價格為用戶側統(tǒng)一出清價× （ 作為調節(jié)系數(shù)，調節(jié)風電光伏的收益， 取值范圍0 ～1）。

從實際上網電量再切分保障電量的方式，保障電量按照保障價格執(zhí)行，可以達到新能源上網電量全額消納的目標。保障電量外的電量接受市場價格，既可以通過市場手段激勵新能源參與市場交易，又可以讓現(xiàn)貨市場繼續(xù)發(fā)現(xiàn)價格，調節(jié)其他機組的出力和報價。

（二）部分電量報量報價參與現(xiàn)貨

1.電量計算

根據政府制定的風電、光伏保障利用小時數(shù)，確定各風電、光伏發(fā)電企業(yè)的政府授權合約電量，政府合約電量視為其常規(guī)中長期交易電量，政府合約電量分解曲線為事前確定的新能源上網電典型曲線。風電、光伏發(fā)電企業(yè)需充分評估自身的實際發(fā)電能力，在已有的政府授權合約基礎上，參與電力市場中長期交易和現(xiàn)貨交易報價，才能獲得政府合約以外的電量，確保在市場獲取合理收益。保障電量相當于與政府簽訂的長協(xié)，但實際還需要根據現(xiàn)貨規(guī)則出清執(zhí)行。

風電、光伏交易單元以報量報價的形式參與現(xiàn)貨市場交易，進行全電量出清。全電量參與市場交易，保障電量已轉化為帶曲線的政府授權金融合約。為保障風電、光伏電量全額消納，電力調度將保障不出現(xiàn)棄風棄光，但是風電、光伏自身原因實際上網電量超出或不足政府合約部分的需要按照市場規(guī)則結算，接受規(guī)則考核，不再保障核定上網價格。

新能源以部分電量報量報價參與現(xiàn)貨模式為例，日負荷電量分解如圖4 所示，虛線部分為當日24 時上網電負荷曲線，黑色部分為保障電量轉化成為政府授權合約電量，灰色部分為綠電交易電量，參與綠電交易部分電量將抵扣對應政府授權合約電量，深灰色部分為中長期市場電量，淺灰色部分為現(xiàn)貨市場偏差電量。

圖4 簽署政府合約的新能源日負荷電量分解圖

2.電費結算

風電、光伏交易單元以部分報量報價的形式參與現(xiàn)貨市場交易，進行全電量出清。全電量參與市場交易，保障電量已轉化為帶曲線的政府授權金融合約，政府合約視為其常規(guī)中長期交易電量。

圖4中曲線1—3 時，當實際上網電量大于市場合約電量，未超出部分按照成交的市場價格結算，大于合約電量部分同理按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價結算機制進行結算。另外曲線19—21時，上網電量小于市場合約電量，則按照合約價格只結算實際上網電量，視為未完成該點的常規(guī)中長期交易電量，少于合約電量部分按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價結算機制進行結算，合約電量不再滾動計算。

讓保障電量變成政府金融合約的方式，保障電量和電價通過金融合同的形式落實。通過調度手段確保新能源上網電量全額消納的目標，但是上網電量達不到政府合約的電量部分不保留也不滾動執(zhí)行，還要接受中長期與現(xiàn)貨電量的差價結算機制，既可以通過市場手段激勵新能源更加精準地預測發(fā)電功率，又可以讓現(xiàn)貨市場繼續(xù)發(fā)現(xiàn)價格，調節(jié)其他機組的出力和報價。

（三）全電量報量報價參與現(xiàn)貨

1.電量計算

風電、光伏保障利用小時數(shù)為零，政府不再提供保障電量，不簽署政府授權合約，所有上網電量需要通過市場化手段獲取，電量價格通過市場化交易形成，與目前火電全電量參與市場化交易相似。為保障風電、光伏電量全額消納，電力調度將保障不出現(xiàn)棄風棄光，但是風電、光伏自身原因實際上網電量超出或不足市場電量部分的需要按照市場規(guī)則結算，接受規(guī)則考核。

風電、光伏發(fā)電企業(yè)需充分評估自身的實際發(fā)電能力，自主參與中長期交易和現(xiàn)貨交易，風電、光伏交易單元以報量報價的形式參與現(xiàn)貨市場交易，進行全電量出清，全電量參與市場交易。

新能源全電量市場化模式參與交易日負荷電量如圖5 所示，虛線部分為當日24 時發(fā)電負荷曲線，黑色部分為綠電交易電量，淺灰色部分為中長期電量，深灰色部分為現(xiàn)貨市場偏差電量。

圖5 全電量參與市場的新能源日負荷電量分解圖

圖5中曲線1—3 時，當實際上網電量大于市場合約電量，未超出部分按照成交的市場價格結算，大于合約電量部分同理按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價結算機制進行結算。另外，曲線19—20 時，上網電量小于市場合約電量，則按照合約價格只結算實際上網電量，視為未完成該點的常規(guī)中長期交易電量，少于合約電量部分按照中長期與現(xiàn)貨電量的差價結算機制進行結算。

2.電費結算

風電、光伏交易單元以全電量報量報價的形式參與現(xiàn)貨市場交易，進行全電量出清。在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎上，按照新能源保障性消納原則安排新能源市場機組日調度計劃，作為邊界參與現(xiàn)貨市場出清，分月電量不作為調度執(zhí)行依據，條件成熟后再參與現(xiàn)貨市場出清。

讓新能源全電量參與電力現(xiàn)貨市場交易的方式，與其他類型的市場機組參與交易方式一致，但通過調度手段確保新能源上網電量全額消納的目標，實際上網電量按照市場規(guī)則三部制結算，不再設置保障電量和價格。雖然仍通過調度手段確保新能源電量全額消納，但是需要全電量接受市場價格，推動通過市場化手段引導新能源優(yōu)化運行方式、增加儲能配置，最終實現(xiàn)資源配置由市場起決定性作用。

五、結語

本文梳理了廣西電力市場的基本情況，主要是煤電、核電參與市場交易，燃氣、風電、光伏有條件地參與市場交易，水電不參與市場交易，以不同時間周期，通過雙邊協(xié)商或集中交易的方式開展中長期電能量交易等情況；分析了新能源發(fā)電的特點，具有隨機性和波動性，風電機組還呈現(xiàn)日內反調峰特性；然后結合廣西新能源保障性消納原則和新能源發(fā)電特點，提出了新能源按照保障性消納原則下的三種參與現(xiàn)貨市場的交易機制，通過保障電量切分、政府合約保障或者日調度安排等方式，使新能源通過市場化手段達到發(fā)電保障消納的目的。雖然沒有完全實現(xiàn)新能源參與現(xiàn)貨市場定價和市場電量物理執(zhí)行的目標，但是對初步推動新能源參與電力現(xiàn)貨交易起到了積極作用。筆者希望通過本研究能更好地促進新能源參與電力市場，實現(xiàn)新能源的高效利用，助力以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的構建。