在供給側結構調整、能源轉型的大背景下，如何建設適應高比例可再生能源的電力市場是當今世界和我國電力市場演進中面臨的新趨勢和新挑戰。

甘肅是一個典型的新能源高占比送端電網，具有兩大顯著特征：一是新能源高占比特征明顯；二是優先發電量大于省內用電空間。這兩個特征使得甘肅電力市場在國內外少有可以借鑒的市場模式。但從另外一個方面來說，這正是甘肅電力現貨市場建設試點工作所具有的獨特意義。2020年4月，甘肅在全國率先啟動省內現貨市場第三次結算試運行，也是首個完成為期一個月長周期結算試運行的省份。2020年8月1日開始，甘肅電力現貨市場再次開始長周期結算試運行，截至目前已連續運行五個月。

電力市場是一個理論與實踐結合非常緊密的市場。市場設計要經得起市場實踐的檢驗。眾所周知，甘肅省內發電基本全為一二類優先發電，造成省內電力市場嚴重缺乏流動性。由于現貨市場采用全電量集中競價模式，所以從某種意義上講，是外送電量的高占比激活了省內現貨市場。

甘肅電力現貨市場的實戰經驗表明：中長期曲線分解和現貨市場出清結算機制是影響發電企業利益的兩大焦點因素，也是電力現貨市場建設的關鍵環節。甘肅的現貨實踐讓新能源企業非常清楚地意識到兩個問題：一是中長期曲線分解至關重要；二是新能源功率預測準確性非常重要。如果有問題，那一定是新能源功率預測不準的問題；如果還有問題，那一定是中長期電量曲線分解的問題。

由于日前預測不準，日內出現風更小或基本無風的情況，造成新能源日發電出現負收入現象。這種情況在甘肅現貨市場實踐中已不鮮見。所以，甘肅現貨市場運行中，風電企業特別關注現貨負電量，而且往往風小或無風時現貨價格高，所以新能源企業都在盡力避免或減少現貨價格高于中長期價格時出現現貨負電量。小風日，風電日前預測偏高比預測偏低情況更加嚴重。實例見下：

某小風日，某風電站日前預測D日發電量1147萬千瓦時，實際發電388萬千瓦時；正現貨電量25萬千瓦時，對應現貨均價414元/MWh；負現貨電量1084萬千瓦時，對應現貨均價357元/MWh；最終，現貨結算后當日發電收入為-13萬元。

一般情況下，新能源功率預測越準越能夠保障中長期收益落袋；同時，國內外電力市場都會對新能源功率預測的準確性進行偏差考核。

國內現貨市場過程中，新能源參與市場的重大風險還來自另一個方面：新能源中長期結算曲線的分解。如果缺乏科學合理的方法，新能源中長期結算曲線的分解會顛覆人們對“中長期合約規避現貨市場價格風險并鎖定收益”的認知。

甘肅現貨市場率先試點新能源報量報價參與現貨市場，精神和勇氣值得肯定和贊賞，但這也不可避免地帶來了這樣兩個問題：一是新能源中長期合約曲線分解問題。新能源發電受天氣變化影響，其波動性、隨機性等特點決定了新能源在年度、月度交易中無法簽訂帶曲線的中長期合約，據筆者了解，國內外沒有哪個市場的新能源中長期合約是帶曲線的。二是現貨市場的有序有效運行又要求對新能源中長期合約進行結算曲線分解，以便與現貨市場銜接。

綜上，亟需進一步研究完善新能源中長期結算曲線的分解方式。對此，筆者提出如下看法和建議，僅供業內人士參考：

一是建立新能源中長期合約電量調節機制，以保持新能源中長期合約電量的高彈性，新能源年度電量確定后，要分解到月，月要分解到日，日再分解到時。

二是建立新能源中長期合約電量轉讓機制，以保持新能源中長期電量合約的流動性。就甘肅而言，對非市場化方式取得的中長期電量即省內“保量保價”電量通過調節機制保持高彈性；對市場化方式取得的中長期電量即省內“保量競價”電量以及外送電等市場化電量通過轉讓機制保持流動性；對不同品種的中長期電量，即計劃與市場電量，分別采取不同的方式以保持其彈性或流動性，體現其面臨不同風險和承擔的不同責任。

三是在市場化條件下，新能源中長期電量合約的價格相對較低，基于量和價不能兼得的原則，其中長期結算曲線的分解應盡可能接近新能源的實際出力。

四是建議以日前短期功率預測預分解新能源中長期曲線，并將“日前出清”改為“日前預出清”，以日內超短期功率預測曲線作為新能源中長期結算曲線。

五是建立電網以及第三方新能源功率預測系統，對新能源市場主體為利用短期功率預測曲線套利行為予以防范和嚴懲。

甘肅電力現貨市場實戰告訴大家：現貨市場有如收割機，收割的是中長期合約分解曲線。如果缺乏一個與現貨市場配套的靈活有效的中長期合約市場，就難怪收割場景一片狼藉。