中國儲能網(wǎng)訊：傳統(tǒng)煤炭大省山西，曾“點亮全國一半的燈”。過去數(shù)年，除煤炭外，山西也開始重視光伏、風(fēng)電等新能源的發(fā)展。
山西電力交易中心披露的2021年第三季度山西電力市場信息顯示，風(fēng)光裝機容量已經(jīng)超過山西發(fā)電總裝機容量的三成。時任省委書記公開提出，到“十四五”末，新能源和清潔能源裝機容量占比要達到50%，發(fā)電量占比達到30%。
隨著新能源裝機和發(fā)電量的不斷增長，電力市場化改革持續(xù)深化，山西各方正摸索著建立新的秩序。
作為全國8個電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)省份之一，山西自2018年12月27日在國網(wǎng)區(qū)域內(nèi)率先啟動電力現(xiàn)貨市場模擬試運行以來，截至2021年底，已完成7次共397天結(jié)算試運行，目前處于不間斷試運行階段，雙邊現(xiàn)貨市場試運行次數(shù)全國最多，試運行總天數(shù)全國第一。
北京能源集團副總經(jīng)理王永亮認(rèn)為，未來新能源將不僅是裝機容量、電量消納的主體，也應(yīng)是市場交易的主體。“不參與電力市場交易是沒有出路的，要盡快從‘搖籃’走向‘大海’。”
新能源入場
得益于豐富的煤炭資源，山西電源結(jié)構(gòu)以煤電為主。受能源轉(zhuǎn)型政策驅(qū)動，煤電裝機占比逐漸下降，新能源裝機占比開始提升。
“十三五”期間，山西風(fēng)電裝機年均增長24.16%、光伏裝機年均增長63.21%。截至2021年11月底，山西省發(fā)電裝機為11232.96萬千瓦。其中，風(fēng)電和太陽能等新能源裝機3482.30萬千瓦，占比31%。
2016年，為解決棄風(fēng)棄光問題，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源〔2016〕1150號，下稱《通知》），對各類資源區(qū)的保障小時數(shù)作出安排。山西省忻州市、朔州市和大同市三地的風(fēng)電最低保障小時數(shù)為1900小時，光伏為1400小時。
可再生能源發(fā)電企業(yè)的電量收入主要分為兩個部分，一部分為項目保障性收入，即電網(wǎng)公司通過標(biāo)桿電價（基準(zhǔn)電價）保障性收購的電量對應(yīng)的收入；另一部分為可再生能源發(fā)電企業(yè)通過市場交易競價上網(wǎng)電量獲得的收入。
更多電量參與市場化交易，意味著動了風(fēng)光“本能拿到的蛋糕”。而如今，山西的新能源企業(yè)正在從靠政策保障轉(zhuǎn)變?yōu)橹鲃訁⑴c市場。
山西省能源局相關(guān)負(fù)責(zé)人介紹，山西電力現(xiàn)貨市場建設(shè)之初，就把保障新能源消納和發(fā)展作為重要目標(biāo)之一，提出了“新能源優(yōu)先、全電力優(yōu)化”的市場建設(shè)方案。
按照方案，新能源初期采用“報量不報價”的方式參與市場，新能源企業(yè)申報功率預(yù)測曲線，優(yōu)先參與市場出清、優(yōu)先安排發(fā)電空間，全力保障新能源消納。
山西對全網(wǎng)電力資源進行了統(tǒng)籌優(yōu)化配置，劃分了整體交易空間。
“例如，山西的最大負(fù)荷是3800萬千瓦，外送是1000萬千瓦，這4800萬千瓦的空間都被拿到現(xiàn)貨市場進行集中優(yōu)化和競價。若新能源風(fēng)光疊加預(yù)測有2000萬千瓦，我們就先把4800萬千瓦里的2000萬千瓦分配給新能源，剩下的2800萬千瓦再由剩下的火電來競價。”據(jù)電網(wǎng)公司相關(guān)人士介紹。
同時，方案優(yōu)化調(diào)整了日前省內(nèi)現(xiàn)貨市場組織時序，新能源企業(yè)可以依據(jù)日前省內(nèi)現(xiàn)貨市場的預(yù)出清結(jié)果，參照自身各時段的富余發(fā)電能力，自愿參與省間現(xiàn)貨市場，減小棄限電量。
為適應(yīng)新能源的發(fā)電特征，新能源參與外送電交易時，允許風(fēng)電全天約定一條直線、光伏僅在白天約定一條直線的方式確定結(jié)算曲線，作為參與現(xiàn)貨市場偏差結(jié)算的基準(zhǔn)，減小新能源參與現(xiàn)貨市場的風(fēng)險。
除國家明確的外送新能源企業(yè)外，山西其余新能源發(fā)電企業(yè)要優(yōu)先參與省內(nèi)交易，僅當(dāng)出現(xiàn)新能源消納困難時方可參與外送交易。
在各種“優(yōu)先”的背后，新能源發(fā)電預(yù)測偏差對電力平衡和市場運行造成的影響，新能源發(fā)電方需承擔(dān)相應(yīng)的經(jīng)濟責(zé)任，其實際發(fā)電出力與日前申報預(yù)測發(fā)電出力之間的偏差，按照實時現(xiàn)貨市場的價格進行偏差結(jié)算。
據(jù)介紹，給新能源“預(yù)定”空間，配上實時偏差結(jié)算機制，建立偏差獲利回收機制，可以引導(dǎo)新能源提升預(yù)測精度，理性參與市場?！斑@突出了權(quán)責(zé)利對等的原則，也避免了現(xiàn)貨初期新能源企業(yè)通過調(diào)整功率預(yù)測曲線套利。”
然而，對于新能源企業(yè)來說，可預(yù)測性差是其參與市場最大的風(fēng)險。新能源企業(yè)普遍采用風(fēng)光預(yù)測作為其日前出清的依據(jù)，而由于新能源出力的間歇性和不穩(wěn)定性，第二天的實際出力始終是一個未知數(shù)。
如果新能源企業(yè)日前申報15萬千瓦的新能源出力，實際上又發(fā)不出來，而實時現(xiàn)貨市場價格高，新能源企業(yè)就不得不在實時現(xiàn)貨市場上購入更高價的電力來履行它日前申報的功率預(yù)測。
不過，有新能源企業(yè)表示，新能源入市之后，可以促進消納，因為電力市場尤其是現(xiàn)貨市場的本質(zhì)是邊際成本定價，而新能源的邊際成本相較其他機組來說較低。
2019年和2020年山西全省新能源利用率分別達到99.3%和97.03%，2021年，山西新能源利用率也保持在了97.8%左右。
煤電的配合
2015年啟動的新一輪電力體制改革，煤電首當(dāng)其沖。受到“十三五”之前電力投資過剩、經(jīng)濟增長趨緩的影響，首先進入市場交易的煤電，開啟了降價模式。而近兩年來，新能源規(guī)模增長迅速，靈活性電源的支持成為必需，對包括煤電在內(nèi)的傳統(tǒng)電源的要求日趨復(fù)雜多樣，合理確定煤電的市場價值顯得尤為重要。
2020年底，山西在全國率先試點電力現(xiàn)貨與深度調(diào)峰融合，現(xiàn)貨市場運行期間取消深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰輔助服務(wù)市場。
調(diào)峰是國內(nèi)特有的電力輔助服務(wù)品種，在電力現(xiàn)貨市場建立前，其作為一個獨立的品種，能夠有效促進調(diào)峰資源的利用。而歐美等電力市場一般通過電力現(xiàn)貨市場的實時平衡市場或者平衡機制實現(xiàn)調(diào)峰。
現(xiàn)貨市場啟動前，圍繞煤電的主要是深度調(diào)峰市場，即煤電“壓”下出力，由新能源分?jǐn)傃a償?，F(xiàn)貨融合深度調(diào)峰以后，山西的煤電企業(yè)通過現(xiàn)貨電能量市場在“大盤子”里回收收益。
據(jù)eo了解，山西目前已改造完成約42臺、1830萬千瓦機組，新增向下調(diào)節(jié)能力約280萬千瓦（供熱工況），具備引導(dǎo)煤電機組調(diào)峰的物理條件。融合后，煤電機組在原有深度調(diào)峰能力的基礎(chǔ)上，進一步釋放向下調(diào)節(jié)能力150萬-200萬千瓦。
為將發(fā)電空間盡可能讓給新能源，山西電力市場還通過現(xiàn)貨價格引導(dǎo)煤電機組啟停調(diào)峰，實現(xiàn)現(xiàn)貨與啟停調(diào)峰的融合。
過去，由于最小啟停時間的約束要求，山西的煤電機組在短周期內(nèi)不能頻繁啟停。而根據(jù)最新規(guī)則，新能源發(fā)電高峰期，煤電機組發(fā)電運行可以主動停機，賺取中長期合約與現(xiàn)貨交易價格的差價，比自身發(fā)電更劃算，也為新能源騰出了發(fā)電空間。當(dāng)新能源出力減小、電力平衡緊張時，煤電機組再通過申報較高的價格賺取啟動費用和較高的發(fā)電費用，實現(xiàn)啟停調(diào)峰費用的自動補償。
據(jù)悉，山西現(xiàn)貨市場2021年雙月結(jié)算試運行期間，煤電機組啟停調(diào)峰183臺次，最多一天停機19臺次，釋放新能源消納空間770萬千瓦。
山西還在不斷拓寬現(xiàn)貨市場申報和出清價格范圍，逐次拓寬至0-1500元/兆瓦時，峰谷價差不斷拉大，以此引導(dǎo)煤電機組提供調(diào)峰服務(wù)。
現(xiàn)貨市場和調(diào)頻輔助服務(wù)分時段交易機制的銜接，也給煤電機組增加收益創(chuàng)造了條件。山西引入了分時段調(diào)頻交易，煤電機組可以自由選擇在全天五個交易時段申報不同的運行下限，精細(xì)化地在不同時段釋放不同的向下調(diào)節(jié)能力。
晉能控股山西電力股份有限公司營銷總監(jiān)張建國在接受媒體采訪時說：“從計劃到中長期，從中長期到現(xiàn)貨，發(fā)電企業(yè)早就不是發(fā)發(fā)電就行了?，F(xiàn)在的市場，要求我們隨時能頂?shù)蒙?、壓得下，這對整個企業(yè)的管控是一種革命?！?
也有多位電力從業(yè)者曾指出，煤電變得更靈活，其實是在犧牲了一部分發(fā)電效率和機組壽命基礎(chǔ)上實現(xiàn)的。
然而，在沒有其他更經(jīng)濟、效率更高的靈活性資源選擇下，設(shè)計激勵機制，在一定范圍內(nèi)使煤電變得更靈活，或許是為數(shù)不多的選擇。
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“24點”和“96點”
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中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接，是電力市場建設(shè)啟動以來的重點和難點。國家發(fā)改委、國家能源局2020年底發(fā)布《關(guān)于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》，一個“亮點”就在于鼓勵分時段簽約。
據(jù)了解，山西也曾經(jīng)苦惱于現(xiàn)貨市場是96個點，中長期市場是“一口價”帶一條曲線，兩者如何對應(yīng)，是市場主體爭論的焦點之一。
《山西電力現(xiàn)貨模式下中長期分時段交易及零售市場分時段交易實施方案（試運行）》中分析，中長期交易一口價+曲線交易方式相當(dāng)于每個時段價格一樣，盡管現(xiàn)貨交易有分時價格信號，但由于只占一定比例，批發(fā)市場整體無法形成明確的分時價格，也無法向零售用戶傳導(dǎo)，低谷用戶在現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)了用電成本上漲問題，高峰用戶反而出現(xiàn)了在現(xiàn)貨市場中用電成本大幅下降的問題。
此外，在原有中長期交易中，發(fā)電側(cè)在簽訂中長期電量合同時，受電量整體供需形勢影響，曲線分解被動，煤電企業(yè)無法控制自身分時持倉量，高峰時段曲線超發(fā)電能力問題嚴(yán)重，出現(xiàn)了高峰時段煤電企業(yè)為超能力部分電量高價買單的情況；售電公司在批發(fā)市場中也出現(xiàn)了只關(guān)心交易曲線而不關(guān)心用戶曲線的問題。
為此，山西電力中長期市場引入了分時段交易，嘗試化解現(xiàn)貨市場與中長期市場銜接時產(chǎn)生的問題。中長期分時段交易專門針對現(xiàn)貨市場運行期間開展。
電力中長期分時段交易是指將每天24小時分為若干時段，以每個時段的電量為交易標(biāo)的，組織發(fā)電側(cè)與批發(fā)用戶（含售電公司）分別按時段開展電力中長期交易，由各個時段的交易結(jié)果形成各市場主體的中長期合同曲線。交易周期分為年度、多月、月度、旬和日。
這對新能源企業(yè)的意義在于，假設(shè)新能源企業(yè)和用戶簽下了一個從1號到10號的中長期合同，原本這個電量合同的曲線是固定的，如果該企業(yè)要轉(zhuǎn)讓交易或回購，只能對原來全天的電量和曲線進行交易。分時段之后，相當(dāng)于把24段分開，如果該新能源企業(yè)預(yù)測中午12點到14點風(fēng)光會多發(fā)電，就可以只針對12點到14點去出售電量，不至于要賣全天24小時的電。
山西省能源局電力處副處長常偉對eo說，山西的中長期分時段交易在全國是比較大的突破，同時也是逐步探索實踐的過程。長期來看，中長期價格將體現(xiàn)現(xiàn)貨市場長周期運行的趨勢。
有新能源公司相關(guān)負(fù)責(zé)人指出，常規(guī)電源分時段簽約難度不大，但具有間歇性、隨機性、波動性的風(fēng)光，簽訂分時段合同會面臨一定的不確定性。
曾有中國電機工程學(xué)會電力市場專委會委員在接受媒體采訪時表示，當(dāng)前市場信息和歷史數(shù)據(jù)并不充分，新能源企業(yè)難以預(yù)測合理的價格。要想分時簽約，市場要提供足夠多的長、中、短期曲線合約的交易，同時提高市場流動性，以保障新能源企業(yè)有足夠的交易工具來調(diào)整出力曲線預(yù)測。
山西省政府主管部門相關(guān)負(fù)責(zé)人介紹，山西中長期分時段交易的交易周期分為月度、旬、日，交易頻次高，2021年累計開展725批次電力直接交易，市場流動性也比較高，有利于新能源企業(yè)按照預(yù)測出力曲線分時段調(diào)整倉位。
“計劃”趕不上變化
隨著市場建設(shè)的深入，計劃與市場的矛盾成為各個現(xiàn)貨試點面臨的共性難題，山西也不例外。
山西實行全電量競價，市場中發(fā)電企業(yè)執(zhí)行政府定價的電量由調(diào)度機構(gòu)按照“以用定發(fā)”的方式分解曲線，即調(diào)度機構(gòu)須首先確定省內(nèi)非市場化用戶用電、省間政府協(xié)議送電等優(yōu)先購電部分的電量及其96點曲線，在此基礎(chǔ)上形成省內(nèi)發(fā)電側(cè)政府定價電量的96點曲線并分配給發(fā)電企業(yè)。
為保證新能源的消納，新能源企業(yè)處于分配的第一梯次，先于煤電機組（第二到四梯次）獲得優(yōu)先發(fā)電電量。如果前序梯次分配完成，則不再向后續(xù)梯次進行分配，相當(dāng)于通過調(diào)整省內(nèi)煤電的基數(shù)電量來調(diào)節(jié)優(yōu)先購電曲線和優(yōu)先發(fā)電曲線不匹配的部分。
由于優(yōu)先發(fā)電需優(yōu)先消納，而優(yōu)先購電具有不確定性，因此不可避免地產(chǎn)生分時曲線不匹配問題，進而產(chǎn)生不平衡資金。目前多個現(xiàn)貨試點都通過“以用定發(fā)”的方式減少分時段不平衡，從而減少“不平衡資金”。
山西省電力主管部門的相關(guān)匯報材料顯示，山西發(fā)電側(cè)基礎(chǔ)電量采用“以用定發(fā)”模式進行分解，有效減小雙軌制偏差資金。但始終存在新能源發(fā)電波動性與非市場用電特性難以匹配、優(yōu)先購電規(guī)模難以覆蓋新能源發(fā)電量等情況。
隨著工商業(yè)目錄電價的取消，大量用戶進入市場，新能源企業(yè)執(zhí)行政府定價的優(yōu)先發(fā)電電量就越來越難以保障。因此，主管部門在前述材料中建議“合理確定保障性利用小時數(shù)，推動新能源‘保量保補不保價’”。
對于新能源企業(yè)來說，新能源發(fā)電與非市場用電特性難以匹配，對其在現(xiàn)貨市場中的收益也存在負(fù)面影響。
一家新能源公司電力交易總監(jiān)介紹，優(yōu)先發(fā)電電量的曲線分解存在不確定性，可能中午現(xiàn)貨價格為0時，新能源大發(fā)，但分配給新能源的優(yōu)發(fā)電量很少，或者夜晚現(xiàn)貨價格達到上限1.5元/千瓦時，新能源發(fā)不出，分配給新能源的優(yōu)發(fā)電量反而很多，很容易出現(xiàn)新能源企業(yè)在現(xiàn)貨市場中低價賣電、高價買電的可能性。
由雙軌制帶來的偏差資金在山西屬于十二項市場運營費用中的一項。市場運營費用囊括現(xiàn)行交易規(guī)則下各種調(diào)節(jié)費用，主要包括成本補償類、市場平衡類、市場調(diào)節(jié)類三大類。
成本補償類費用指機組啟動補償費用、必開機組補償費用和調(diào)頻量價補償費用。市場平衡類費用包括雙軌制帶來的偏差資金等各類不平衡資金。市場調(diào)節(jié)類主要指為限制市場成員套利而設(shè)置的若干獲利回收項目。
市場運營費用按照“誰引起，誰承擔(dān)；誰受益，誰承擔(dān)”的原則分?jǐn)?。例如，調(diào)頻量價補償費用分為市場化和非市場化兩部分，非市場化的部分由發(fā)電企業(yè)按實際上網(wǎng)電量比例分?jǐn)?，市場化部分由火電、新能源、批發(fā)市場用戶按 10%、45%、45%比例分?jǐn)偂?
多家新能源企業(yè)表示，山西現(xiàn)貨市場中的市場運營費用規(guī)則未來仍有改進空間。
據(jù)了解，2021年4月-12月，新能源企業(yè)平均度電分?jǐn)?.6分市場運營費用。按照“誰引起，誰承擔(dān)；誰受益，誰承擔(dān)”的原則，風(fēng)光發(fā)電具有波動性、間歇性與隨機性，電網(wǎng)系統(tǒng)的波動是由電力用戶和新能源共同作用產(chǎn)生的，由此產(chǎn)生的機組啟動補償費用、調(diào)頻量價補償費用，新能源企業(yè)應(yīng)當(dāng)按比例承擔(dān)。
但前述從業(yè)者分析，如果用戶的電價不能漲，那么買單的市場主體只有售電公司、煤電、新能源，三方博弈誰分?jǐn)偟枚唷⒄l分?jǐn)偟蒙?。但他也承認(rèn)規(guī)則調(diào)整頗有難度：如果費用全部疏導(dǎo)給用戶，可能會導(dǎo)致電價上漲；如果直接降低成本補償費用，又可能會影響到對應(yīng)業(yè)務(wù)的開展。
“這些都互相關(guān)聯(lián)，還是需要全盤考慮。”
電量↑電價↓能力↑
“入市”之后，山西新能源企業(yè)普遍反映的一個問題是：發(fā)電量上去了，但電價下來了。
山西的新能源企業(yè)普遍意識到，新能源入市固然對消納有利，但消納增加和結(jié)算電價穩(wěn)定或提升往往難以兩全。新能源進入市場之后，其實際結(jié)算電價降低，且這種低電價可能會持續(xù)比較長的一段時間。
“新能源還沒有強大到可以降低電價進入市場，它目前還處于發(fā)展當(dāng)中，就目前的狀況來講，如果在沒有其他配套措施的情況下，降低電價會阻礙它的長期發(fā)展?！眹译娡渡轿鞣止局鞴芴K偉說。
主動棄風(fēng)棄光成為新能源企業(yè)思考的一個措施。
“當(dāng)風(fēng)光大發(fā)時，市場電價可能為0，但是這時候新能源企業(yè)還要支付市場運營費用，這是新能源企業(yè)收入下降的一個原因。新能源企業(yè)不得不去思考，是否有權(quán)利主動棄電？”天潤新能源公司電力交易總監(jiān)商敬男說。
如果棄電，不但可以減小新能源企業(yè)在電力市場中的“損失”，而且可以適當(dāng)停機，延長機組壽命。
當(dāng)然，價格也引導(dǎo)著新能源企業(yè)不斷自我調(diào)整，提升運營能力。
有山西新能源企業(yè)透露，山西電力現(xiàn)貨市場來臨之后，大家的目標(biāo)發(fā)生了轉(zhuǎn)變，從如何讓電量損失最小變成了如何賺更多錢?！爸瓣P(guān)注的是發(fā)電量，現(xiàn)在既不看發(fā)電量也不看電價，看的是整體收入?！?
這具體體現(xiàn)在，新能源企業(yè)開始思考在何時停機檢修最合適，會盡量選擇在電價低、電量高的時候進行停機檢修。
同時，由于現(xiàn)貨市場以節(jié)點電價為基礎(chǔ)，負(fù)荷密集而供給較少的地方電價高，這就引導(dǎo)了新能源項目開發(fā)更科學(xué)地選址。
“從前，影響新能源企業(yè)選址的最大因素可能是補貼，而現(xiàn)在要考慮更多。”商敬男說，“進入市場可以讓行業(yè)更有序、健康地發(fā)展，回歸到商業(yè)本質(zhì)。”
有業(yè)內(nèi)人士分析認(rèn)為，新能源因其固有特性，進入電力市場后按照其商品實際價值競爭定價，但考慮發(fā)電量提升及建設(shè)成本下降等因素，投資主體開發(fā)意愿依然強烈。
此外，新能源企業(yè)的數(shù)字化轉(zhuǎn)型也因為入市有了更多可以實現(xiàn)的場景?！敖痫L(fēng)科技旗下有幾萬臺風(fēng)機在轉(zhuǎn)，每臺風(fēng)機的數(shù)據(jù)都有實時監(jiān)控，這些數(shù)據(jù)之前就有回收，但是沒有用武之地，新能源進入電力市場之后，這些沉默的數(shù)據(jù)被激活了，數(shù)字化轉(zhuǎn)型有了可以實現(xiàn)的場景?！鄙叹茨姓f。
有新能源企業(yè)認(rèn)為，從資源配置的角度看，現(xiàn)貨市場帶來了“帕累托改進”，一些人可以生產(chǎn)更多并從中受益，但又不會損害另外一部分人的利益。
也有新能源企業(yè)認(rèn)為，市場的本質(zhì)還是要還原電力的商品屬性，新能源還處在發(fā)展當(dāng)中，應(yīng)該體現(xiàn)其綠色價值，而無論是現(xiàn)貨市場還是中長期市場，都已經(jīng)承擔(dān)了諸多功能，無法實現(xiàn)所有的訴求。
一位資深電力研究者告訴eo，山西新能源“進場”，實現(xiàn)了以價換量，但如果不建立合適的場外機制，無法疏導(dǎo)其消納成本，仍將影響新能源的發(fā)展。
不少新能源企業(yè)呼吁政府推動綠電交易、綠證交易、碳配額交易和電力市場有機銜接，讓新能源的價值由電力交易外的市場來保障。
即使充滿了各種問題，常偉依然對新能源入山西電力市場充滿信心：“不怕有問題，就怕市場停下來。山西一門心思，就是想把市場搞好?！?
據(jù)悉，2021年7月以來，很多新能源企業(yè)主動要求進入市場?！罢桥e旗牽頭的，市場要靠市場主體去建?！背フf。
