建设电力现货市场是深化电力体制改革、健全电力市场体系、推进电力市场化的一项重要内容。如何建设适应高比例可再生能源的电力市场是当今世界和我国电力市场演进过程中面临的新趋势和新挑战。甘肃是一个典型的新能源高占比送端电网，具有两大显著特征：一是新能源高占比；二是优先发电量大于省内用电空间。这两个特征使得甘肃在国内外少有可以借鉴的电力市场模式，但从另一个方面来说，这也正是甘肃电力现货市场建设试点工作所具有的独特意义。
双重让价使甘肃新能源不堪重负
2020年4月，甘肃在全国率先启动省内现货市场第三次结算试运行，也是首个完成为期一个月长周期结算试运行的省份。2020年8月1日开始，甘肃电力现货市场再次开始长周期结算试运行，但随着12月用电紧张，现货价格一直在“天花板”运行，2020年12月底甘肃电力现货市场暂停连续试运行。
电力市场是一个理论与实践结合非常紧密的市场。市场设计要经得起市场实践的检验。众所周知，甘肃省内发电基本全为一、二类优先发电，造成省内电力市场严重缺乏流动性。由于现货市场采用全电量集中竞价模式，所以从某种意义上讲，是外送电量的高占比激活了省内现货市场。
一位电力市场专家告诉记者，2021年5月1～31日，甘肃省现货结算试运行期间，新能源整体发电能力偏小，风电发电量同比下降12.21%。日前、实时市场最高/最低出清电价均达到550元/兆瓦时和40元/兆瓦时限价，日前市场平均出清价格300元/兆瓦时，实时市场平均出清价格274元/兆瓦时。5月，除12日、13日新能源大发外，新能源发电出力整体偏小。全月大部分时间日前/实时市场价格明显偏高，日前/实时均价最高435元/422元/兆瓦时（20日），最低69元/77元/兆瓦时（13日）。
同时，5月结算试运行期间，发电侧日前现货市场日均交易电量3670万千瓦时，约占日前计划电量的11%。实时现货市场日均交易电量4660万千瓦时，约占实际发电量的14%。新能源的现货电量占比明显偏高。
对5月新能源场站进行全月免偏差考核费用（2721万元）和免除新能源超额获利回收资金（3507万元）后，测算风电度电均价较中长期均价降低36元/兆瓦时，光伏度电均价较中长期降低15元/兆瓦时。新能源在中长期均价已让利基础上，叠加现货市场让利，双重让价使新能源不堪重负。
有风电市场人士告知记者：“5月这次结算，在未获利的情况下，还要回吐一部分新能源超额获利回收。算下来，上网电价比中长期电价还低。”直叫人联想到1月的叫停，但这回的亏损问题，究其根本，却与上一阶段省内暂停现货试运的原因大不一样。
回忆年初，甘肃现货被叫停，经多方分析，一来，受当时供需紧张的总形势影响，交易价格高企，频频触及0.5元/千瓦时上限；二来，仅运行了单边现货市场，用户仍执行政府计划定价或中长期直接交易价格，未实际参与现货市场竞争，由此导致市场化发用电侧结算收支不平衡，产生了所谓的“不平衡资金”。
而5月1日开启的新一轮试运行，显然对上一阶段仅运行单边市场的劣势进行了反思，进而开启了双边市场——发电侧和用户侧均报量报价。不想，大量进入双边市场的风电企业却迎来巨亏。
新能源企业巨亏的原因
此轮现货开展前，甘肃省对“现货市场短期内可能降低新能源售电价格”这一情况还是有所预判的：
对于甘肃省大量新能源企业来说，其边际成本极低，最大的目标是生产尽可能多的电能，以回收巨大的投资成本，故其市场行为多是以低电价抢占省内、省外市场发电空间，但因其波动性、不确定性以及预测精度低的特点，给现货市场带来了相当大的不平衡量，通过现货市场交易，有可能进一步降低其售电价格，影响收益。从较长时期来看，各个市场成员将在完善的电力市场体系中受益；但短时期内，各个市场成员的利益不能有“立竿见影”的普遍提高。
上述预判出自于2020年4月公开的《甘肃电力现货市场建设方案》（暂行V2.2）。对比之前的方案，这一版新增了“新能源超额获利回收”的概念：“是指规范新能源机组合理预测发电量，降低新能源机组申报套利行为，为新能源发电实际出力曲线与日前现货市场出力计划曲线出现偏差时，对于新能源市场分时偏差电量超出允许偏差范围的，将价差收益进行回收。”
专家认为，造成这次新能源企业集体亏损的直接原因有三：一是新能源中长期合约大幅让利，风电中长期均价180元/兆瓦时，较标杆电价让价127.8元/兆瓦时；光伏中长期均价230元/兆瓦时，较标杆电价让价77.8元/兆瓦时（风光合计中长期让价111.44元/兆瓦时）；二是参与现货后的结算价格进一步让利。风电度电均价122元/兆瓦时，较中长期价格下降58元/兆瓦时；光伏度电均价212元/兆瓦时，较中长期价格降低18元/兆瓦时；三是新能源各项费用分担。两个细则考核和辅助服务分摊费用损失电价4.98元/兆瓦时；新能源偏差考核费用度电损失7.14元/兆瓦时；新能源超额获利回收费用度电10.84元/兆瓦时；新能源现货电价较中长期均价损失4.82元/兆瓦时；新能源不平衡资金分摊费用损失电价10.57元/兆瓦时；新能源调频能量补偿分摊费用度电损失2.12元/兆瓦时。
专家认为，目前甘肃电力中长期市场与现货市场还未能有效衔接，新能源参与市场（包括中长期与现货）机制问题没有解决好。新能源参与现货市场机制还在探索过程中，新能源中长期电量调整与曲线分解是规则和问题的核心。5月试运行中反映出的一个突出问题就是新能源中长期电量与曲线分解带来的偏差风险很大，这是新能源企业难以承受的。
甘肃电力现货市场的实战经验
甘肃电力现货市场的实战经验表明，中长期曲线分解和现货市场出清结算机制是影响发电企业利益的两大焦点因素，也是电力现货市场建设的关键环节。
甘肃的现货实践让新能源企业非常清楚地意识到两个问题：一是中长期曲线分解至关重要；二是新能源功率预测准确性非常重要。如果有问题，那一定是新能源功率预测不准的问题；如果还有问题，那一定是中长期电量曲线分解的问题。由于日前预测不准，日内出现风更小或基本无风的情况，造成新能源日发电出现负收入现象。这种情况在甘肃现货市场实践中已不鲜见。
所以，甘肃现货市场运行中，风电企业特别关注现货负电量，而且往往风小或无风时现货价格高，所以新能源企业都在尽力避免或减少现货价格高于中长期价格时出现现货负电量。小风日，风电日前预测偏高比预测偏低情况更加严重。
一般情况下，新能源功率预测越准越能够保障中长期收益落袋；同时，国内外电力市场都会对新能源功率预测的准确性进行偏差考核。国内现货市场，新能源参与市场的重大风险还来自另一个方面：新能源中长期结算曲线的分解。如果缺乏科学合理的方法，新能源中长期结算曲线的分解会颠覆人们对“中长期合约规避现货市场价格风险并锁定收益”的认知。
专家认为，甘肃现货市场率先试点新能源报量报价参与现货市场，精神和勇气值得肯定和赞赏，但这也不可避免地带来了两个问题：一是新能源中长期合约曲线分解问题。新能源发电受天气变化影响，其波动性、随机性等特点决定了新能源在年度、月度交易中无法签订带曲线的中长期合约，据了解，国内外没有哪个市场的新能源中长期合约是带曲线的。二是现货市场的有序有效运行又要求对新能源中长期合约进行结算曲线分解，以便与现货市场衔接。
新能源参与电力现货市场如何“避亏”
在供给侧结构调整、能源转型的大背景下，如何建设适应高比例可再生能源的电力市场是当今世界和我国电力市场演进中面临的新趋势和新挑战。
新能源参与电力现货市场如何“避亏”，专家认为，一是建立新能源中长期合约电量调节机制，以保持新能源中长期合约电量的高弹性，新能源年度电量确定后，要分解到月，月要分解到日，日再分解到时。
二是建立新能源中长期合约电量转让机制，以保持新能源中长期电量合约的流动性。就甘肃而言，对非市场化方式取得的中长期电量即省内“保量保价”电量通过调节机制保持高弹性；对市场化方式取得的中长期电量即省内“保量竞价”电量以及外送电等市场化电量通过转让机制保持流动性；对不同品种的中长期电量，即计划与市场电量，分别采取不同的方式以保持其弹性或流动性，体现其面临不同风险和承担的不同责任。
三是在市场化条件下，新能源中长期电量合约的价格相对较低，基于量和价不能兼得的原则，其中长期结算曲线的分解应尽可能接近新能源的实际出力。
四是建议以日前短期功率预测预分解新能源中长期曲线，并将“日前出清”改为“日前预出清”，以日内超短期功率预测曲线作为新能源中长期结算曲线。
五是建立电网及第三方新能源功率预测系统，对新能源市场主体为利用短期功率预测曲线套利行为予以防范和严惩。
甘肃电力现货市场实战告诉大家，现货市场犹如收割机，收割的是中长期合约分解曲线。如果缺乏一个与现货市场配套的灵活有效的中长期合约市场，就难怪收割场景一片狼藉。
鉴于当前甘肃市场正处于连续试运行期，该专家认为，在当前规则体系下，通过完善细节，推动市场继续平稳运行。要防止新能源可能面临系统性风险，包括中长期电量市场低价、辅助服务巨额分摊、现货市场电量偏差结算风险等方面带来的量、价、曲线风险，保护新能源企业利益不受大的侵害。新能源绿电（碳交易）价值应该要得到体现，不应该在市场化过程被扭曲执行。
甘肃模式引发的思考
电力市场是一个人为设计痕迹明显的市场，通过多次长短期试运行的磨合后，要认真开展细致的复盘工作，充分利用数据分析，改掉那些企业受不了的，去掉那些设计不合理的。
专家指出，一是进一步研究中长期曲线分解问题。鉴于水电、新能源等资源性机组中长期“量与曲线”风险存在，曲线不能事先确定，电量年月日分解也难免不准；建议建立水电、新能源等资源型机组中长期电量调整机制，以化解年月日电量分解风险；新能源机组的中长期按日前资源预测情况以及系统供需情况由调度进行校核；配套建立火电机组中长期合同（包括计划+市场）实时挂牌转让交易与滚动平衡机制。
二是将“日前出清”改为“日前预出清”。由于新能源场站中长期权益电量及曲线分解、新能源短期预测不准等原因，对新能源特别是风电而言，日前市场势必增加一次量价风险，没有多少积极意义。建议将“日前出清”改为“日前预出清”，以避免增加不平衡费用，降低其他方面的不确定风险。
三是深度调峰市场的去留。有了电力现货市场后，用户侧取消峰谷平电价和发电侧取消深调辅助服务是一个道理。电力现货市场的基本价值就体现在实现电力实时平衡、发现电力分时价格信号两个方面。鉴于现货交易期间现货电能量市场完全可以代替调峰市场，所以，在完善现货市场方案和规则时，充分考虑电能量市场的调峰作用即可。
四是处理好相关电价事项。输配电价的执行、水电机组“一机一价”问题的处理都会影响电力现货市场的正式运行。另外，新能源高占比情况下，如果继续执行在传统能源下制定的峰谷平电价政策，其作用将受到严重影响和扭曲，甚至会产生负面效应。建议组织开展水电搁浅成本问题处理、输配电价执行、峰谷平电价政策调整等电力现货市场建设关键问题的专题研究。同时，如果仅为控制风险而限价，既会影响现货市场上谷峰价格差的合理形成，也会影响尖峰价格机制的探索。
五是重视并积极培育中间售电商。对于电力现货价格大范围波动状况，除了储能、可中断可调节负荷等以外，大部分用户都习惯于传统的基本固定不变的用电价格，对现货价格波动带来的不确定风险是厌恶的。所以，中间商售电公司不只是对中小用户是必要的，对大用户而言也是非常需要的。
六是建立第三方机构业务稽核机制。现货条件下，电力市场业务稽核是一项专业性和技术性很强的业务，需要由专业机构来承担。建议从国家层面研究建立委托第三方机构开展电力市场业务稽核的机制，监测、分析和评估电力市场运行情况和市场运营机构履职情况。
如何完善电力现货市场规则
关于新能源中长期电量与分解上，专家建议一是把“高占比新能源参与电力市场机制研究”列为推进全国电力现货市场健康运行的关键性课题，组织研究攻关；二是建立新能源中长期合约电量灵活调节机制；三是建议以日前短期功率预测预分解新能源中长期曲线，并将“日前出清”改为“日前预出清”，以日内超短期功率预测曲线作为新能源中长期结算曲线。同时，考虑到防止日前日内不正当套利、适度激励拿中长期量、约束新能源中长期电量与实际发电保持一致等方面，实现新能源参与中长期市场与现货市场的有机协调；四是新能源中长期电量与曲线分解规则还不完善的情况下，就新能源参与现货导致上网电价比中长期电价过低，设置止损下线，对新能源参与现货市场后上网电价低于中长期电价在一定额度以上予以免结算。
关于新能源中长期打捆交易上，建议一是防止新能源可能面临系统性风险，包括中长期电量市场低价、辅助服务巨额分摊、现货市场电量偏差结算风险等方面带来的量、价、曲线风险；二是现货模式下，停止甘肃省内外中长期量价拆分打捆交易以及新能源低价配比交易，避免新能源在中长期交易中过度让利，调峰调频等服务费用在市场中取得，新能源企业只承担现货市场预测偏差应付出的服务费用。
本文刊载于《中国电力企业管理》2021年06期，作者系本刊记者
