建設電力現貨市場是深化電力體制改革、健全電力市場體系、推進電力市場化的一項重要內容。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過程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；二是優先發電量大于省內用電空間。這兩個特征使得甘肅在國內外少有可以借鑒的電力市場模式，但從另一個方面來說，這也正是甘肅電力現貨市場建設試點工作所具有的獨特意義。

雙重讓價使甘肅新能源不堪重負

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，但隨著12月用電緊張，現貨價格一直在“天花板”運行，2020年12月底甘肅電力現貨市場暫停連續試運行。

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。

一位電力市場專家告訴記者，2021年5月1～31日，甘肅省現貨結算試運行期間，新能源整體發電能力偏小，風電發電量同比下降12.21%。日前、實時市場最高/最低出清電價均達到550元/兆瓦時和40元/兆瓦時限價，日前市場平均出清價格300元/兆瓦時，實時市場平均出清價格274元/兆瓦時。5月，除12日、13日新能源大發外，新能源發電出力整體偏小。全月大部分時間日前/實時市場價格明顯偏高，日前/實時均價最高435元/422元/兆瓦時（20日），最低69元/77元/兆瓦時（13日）。

同時，5月結算試運行期間，發電側日前現貨市場日均交易電量3670萬千瓦時，約占日前計劃電量的11%。實時現貨市場日均交易電量4660萬千瓦時，約占實際發電量的14%。新能源的現貨電量占比明顯偏高。

對5月新能源場站進行全月免偏差考核費用（2721萬元）和免除新能源超額獲利回收資金（3507萬元）后，測算風電度電均價較中長期均價降低36元/兆瓦時，光伏度電均價較中長期降低15元/兆瓦時。新能源在中長期均價已讓利基礎上，疊加現貨市場讓利，雙重讓價使新能源不堪重負。

有風電市場人士告知記者：“5月這次結算，在未獲利的情況下，還要回吐一部分新能源超額獲利回收。算下來，上網電價比中長期電價還低。”直叫人聯想到1月的叫停，但這回的虧損問題，究其根本，卻與上一階段省內暫停現貨試運的原因大不一樣。

回憶年初，甘肅現貨被叫停，經多方分析，一來，受當時供需緊張的總形勢影響，交易價格高企，頻頻觸及0.5元/千瓦時上限；二來，僅運行了單邊現貨市場，用戶仍執行政府計劃定價或中長期直接交易價格，未實際參與現貨市場競爭，由此導致市場化發用電側結算收支不平衡，產生了所謂的“不平衡資金”。

而5月1日開啟的新一輪試運行，顯然對上一階段僅運行單邊市場的劣勢進行了反思，進而開啟了雙邊市場——發電側和用戶側均報量報價。不想，大量進入雙邊市場的風電企業卻迎來巨虧。

新能源企業巨虧的原因

此輪現貨開展前，甘肅省對“現貨市場短期內可能降低新能源售電價格”這一情況還是有所預判的：

對于甘肅省大量新能源企業來說，其邊際成本極低，最大的目標是生產盡可能多的電能，以回收巨大的投資成本，故其市場行為多是以低電價搶占省內、省外市場發電空間，但因其波動性、不確定性以及預測精度低的特點，給現貨市場帶來了相當大的不平衡量，通過現貨市場交易，有可能進一步降低其售電價格，影響收益。從較長時期來看，各個市場成員將在完善的電力市場體系中受益；但短時期內，各個市場成員的利益不能有“立竿見影”的普遍提高。

上述預判出自于2020年4月公開的《甘肅電力現貨市場建設方案》（暫行V2.2）。對比之前的方案，這一版新增了“新能源超額獲利回收”的概念：“是指規范新能源機組合理預測發電量，降低新能源機組申報套利行為，為新能源發電實際出力曲線與日前現貨市場出力計劃曲線出現偏差時，對于新能源市場分時偏差電量超出允許偏差范圍的，將價差收益進行回收。”

專家認為，造成這次新能源企業集體虧損的直接原因有三：一是新能源中長期合約大幅讓利，風電中長期均價180元/兆瓦時，較標桿電價讓價127.8元/兆瓦時；光伏中長期均價230元/兆瓦時，較標桿電價讓價77.8元/兆瓦時（風光合計中長期讓價111.44元/兆瓦時）；二是參與現貨后的結算價格進一步讓利。風電度電均價122元/兆瓦時，較中長期價格下降58元/兆瓦時；光伏度電均價212元/兆瓦時，較中長期價格降低18元/兆瓦時；三是新能源各項費用分擔。兩個細則考核和輔助服務分攤費用損失電價4.98元/兆瓦時；新能源偏差考核費用度電損失7.14元/兆瓦時；新能源超額獲利回收費用度電10.84元/兆瓦時；新能源現貨電價較中長期均價損失4.82元/兆瓦時；新能源不平衡資金分攤費用損失電價10.57元/兆瓦時；新能源調頻能量補償分攤費用度電損失2.12元/兆瓦時。

專家認為，目前甘肅電力中長期市場與現貨市場還未能有效銜接，新能源參與市場（包括中長期與現貨）機制問題沒有解決好。新能源參與現貨市場機制還在探索過程中，新能源中長期電量調整與曲線分解是規則和問題的核心。5月試運行中反映出的一個突出問題就是新能源中長期電量與曲線分解帶來的偏差風險很大，這是新能源企業難以承受的。

甘肅電力現貨市場的實戰經驗

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。

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，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。

專家認為，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。

新能源參與電力現貨市場如何“避虧”

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。

新能源參與電力現貨市場如何“避虧”，專家認為，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，現貨市場猶如收割機，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。

鑒于當前甘肅市場正處于連續試運行期，該專家認為，在當前規則體系下，通過完善細節，推動市場繼續平穩運行。要防止新能源可能面臨系統性風險，包括中長期電量市場低價、輔助服務巨額分攤、現貨市場電量偏差結算風險等方面帶來的量、價、曲線風險，保護新能源企業利益不受大的侵害。新能源綠電（碳交易）價值應該要得到體現，不應該在市場化過程被扭曲執行。

甘肅模式引發的思考

電力市場是一個人為設計痕跡明顯的市場，通過多次長短期試運行的磨合后，要認真開展細致的復盤工作，充分利用數據分析，改掉那些企業受不了的，去掉那些設計不合理的。

專家指出，一是進一步研究中長期曲線分解問題。鑒于水電、新能源等資源性機組中長期“量與曲線”風險存在，曲線不能事先確定，電量年月日分解也難免不準；建議建立水電、新能源等資源型機組中長期電量調整機制，以化解年月日電量分解風險；新能源機組的中長期按日前資源預測情況以及系統供需情況由調度進行校核；配套建立火電機組中長期合同（包括計劃+市場）實時掛牌轉讓交易與滾動平衡機制。

二是將“日前出清”改為“日前預出清”。由于新能源場站中長期權益電量及曲線分解、新能源短期預測不準等原因，對新能源特別是風電而言，日前市場勢必增加一次量價風險，沒有多少積極意義。建議將“日前出清”改為“日前預出清”，以避免增加不平衡費用，降低其他方面的不確定風險。

三是深度調峰市場的去留。有了電力現貨市場后，用戶側取消峰谷平電價和發電側取消深調輔助服務是一個道理。電力現貨市場的基本價值就體現在實現電力實時平衡、發現電力分時價格信號兩個方面。鑒于現貨交易期間現貨電能量市場完全可以代替調峰市場，所以，在完善現貨市場方案和規則時，充分考慮電能量市場的調峰作用即可。

四是處理好相關電價事項。輸配電價的執行、水電機組“一機一價”問題的處理都會影響電力現貨市場的正式運行。另外，新能源高占比情況下，如果繼續執行在傳統能源下制定的峰谷平電價政策，其作用將受到嚴重影響和扭曲，甚至會產生負面效應。建議組織開展水電擱淺成本問題處理、輸配電價執行、峰谷平電價政策調整等電力現貨市場建設關鍵問題的專題研究。同時，如果僅為控制風險而限價，既會影響現貨市場上谷峰價格差的合理形成，也會影響尖峰價格機制的探索。

五是重視并積極培育中間售電商。對于電力現貨價格大范圍波動狀況，除了儲能、可中斷可調節負荷等以外，大部分用戶都習慣于傳統的基本固定不變的用電價格，對現貨價格波動帶來的不確定風險是厭惡的。所以，中間商售電公司不只是對中小用戶是必要的，對大用戶而言也是非常需要的。

六是建立第三方機構業務稽核機制。現貨條件下，電力市場業務稽核是一項專業性和技術性很強的業務，需要由專業機構來承擔。建議從國家層面研究建立委托第三方機構開展電力市場業務稽核的機制，監測、分析和評估電力市場運行情況和市場運營機構履職情況。

如何完善電力現貨市場規則

關于新能源中長期電量與分解上，專家建議一是把“高占比新能源參與電力市場機制研究”列為推進全國電力現貨市場健康運行的關鍵性課題，組織研究攻關；二是建立新能源中長期合約電量靈活調節機制；三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。同時，考慮到防止日前日內不正當套利、適度激勵拿中長期量、約束新能源中長期電量與實際發電保持一致等方面，實現新能源參與中長期市場與現貨市場的有機協調；四是新能源中長期電量與曲線分解規則還不完善的情況下，就新能源參與現貨導致上網電價比中長期電價過低，設置止損下線，對新能源參與現貨市場后上網電價低于中長期電價在一定額度以上予以免結算。

關于新能源中長期打捆交易上，建議一是防止新能源可能面臨系統性風險，包括中長期電量市場低價、輔助服務巨額分攤、現貨市場電量偏差結算風險等方面帶來的量、價、曲線風險；二是現貨模式下，停止甘肅省內外中長期量價拆分打捆交易以及新能源低價配比交易，避免新能源在中長期交易中過度讓利，調峰調頻等服務費用在市場中取得，新能源企業只承擔現貨市場預測偏差應付出的服務費用。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年06期，作者系本刊記者