張媛 殷學雷

山東國華時代投資發(fā)展有限公司 山東濟南 250000

2015 年3 月15 日，中共中央、國務院下發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，電力體制改革正式拉開帷幕，2017 年8 月國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》特急文件，選取南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8 個地區(qū)，開展加快組織推動電力現(xiàn)貨市場建設工作。目前，這8 個電力現(xiàn)貨交易試點區(qū)域均建立了電力交易機構，開展了現(xiàn)貨交易試結算工作。

2019 年1 月國家發(fā)革委、國家能源局再次聯(lián)合發(fā)下《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知》，推進風電、光伏將無補貼平價上網(wǎng)政策，促進風電、光伏進入電力市場無補貼交易的發(fā)展[1]。

目前，受裝機規(guī)模、電源結構、消納機制、送出通道等因素影響，局部電網(wǎng)接納可再生能源的能力已超極限，棄風、棄水、棄光“三棄” 矛盾日益突出。風電企業(yè)如不能積極拓展相對便宜的增量市場，若總體用電需求沒有持續(xù)大幅度增長，在新能源內(nèi)部電量持續(xù)增長、相互擠壓的作用下，企業(yè)經(jīng)營發(fā)展將愈發(fā)困難。

1 山東電力市場分析

山東電力交易市場主要分為中長期市場、現(xiàn)貨市場、零售市場。中長期市場分為場內(nèi)交易和場外交易兩種模式，其中場外交易是指雙邊協(xié)商交易，交易雙方自主協(xié)商交易電量、交易價格、分解曲線以及交割節(jié)點等合同要素，簽約場外協(xié)商交易合約，并上報交易中心登記生效；場內(nèi)交易包括年度、月度和周集中競爭以及掛牌等交易品種，由交易中心通過交易平臺統(tǒng)一組織開展。目前山東省雙邊交易最小周期為周，需在運行日D-3 提交；集中競價每月交易一次，中長期市場交易無需分解曲線。根據(jù)山東電力交易中心發(fā)布的信息，2020 年3 月山東省組織開展2020 年年度電力直接交易（雙邊協(xié)商），48 家統(tǒng)調發(fā)電企業(yè)（128 臺發(fā)電機組）與5 家電力用戶及90 家售電公司達成交易電量1051．46 億千瓦時。1-10 月電力直接交易（雙邊協(xié)商）成交電量1044．43 億千瓦時；5-10 月電力直接交易（集中競價）成交電量1．95 億千瓦時；目前，新能源未參與中長期市場交易。

現(xiàn)貨市場交易主要分為日前市場、實時市場、調頻市場，日前市場采用 “發(fā)電側報量報價、用戶側報量不保價” 的模式，參與市場的發(fā)電機組在日前電量市場中申報運行日量價信息，參與批發(fā)市場的用戶、售電公司在日前電量市場中申報運行日的用電需求曲線，不申報價格。交易中心將根據(jù)用戶側申報負荷以及調度預測的非市場用戶負荷計算出清發(fā)電側96 點負荷、價格，用電側24 點負荷價格發(fā)布出清結果，作為日前市場結算依據(jù)。實時電量市場中，發(fā)電側采用日前電量市場封存的申報信息進行出清，用戶則無需進行申報。根據(jù)發(fā)電側在日前電量市場中申報信息，基于最新的電網(wǎng)運行狀態(tài)與超短期符合預測信息，以市場福利最大化為優(yōu)化目標，采用安全約束經(jīng)濟調度（SCED）方法進行集中優(yōu)化計算，每15 分鐘滾動計算一次未來2 小時出清結果，每小時內(nèi)4 個15 分鐘的節(jié)點電價算術平均值為該節(jié)點小時結算節(jié)點電價，出清得到各發(fā)電機組需要實際執(zhí)行的發(fā)電計劃和實時節(jié)點電價。調頻輔助服務市場與日前市場協(xié)調運行，調頻機組預留調頻容量后剩余可用出力參與日前市場出清，出清曲線作為調頻出力基值。根據(jù)機組調頻服務報價和事前調頻機會成本，計算調頻服務綜合成本價格，按照從低到高順序依次進行出清，出清價格按邊際機組價格確定。其中，調頻機會成本是根據(jù)機組提供的調頻服務出清曲線與不提供調頻服務的日前市場出清曲線計算（二者差異部分）[2]。

2020 年5 月16-19 日山東省開展4 天現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行工作，整個試運行期間電網(wǎng)運行平穩(wěn)，市場出清價格合理，試運行期間產(chǎn)生了9508．19 萬元不平衡資金，主要由于未參加電力現(xiàn)貨市場的外來電、風電、光伏及核電結算時，按照優(yōu)先發(fā)電‘保價結算’原則，結算價格高于用戶用電市場化價格。這部分不平衡資金最終由 “外電入魯”、風電、光伏及核電承擔。根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則》風電將以日內(nèi)實際發(fā)電量的10% 參與現(xiàn)貨市場實時價格結算，優(yōu)先發(fā)電部分需要分攤現(xiàn)貨市場雙規(guī)制不平衡資金（取消調峰輔助服務市場分攤），以及其他應由非市場用戶承擔的費用（在發(fā)電側分攤）。但是由于國家相關補貼政策未明確，風電暫不參與現(xiàn)貨市場試運行。從長遠來看，風電參與現(xiàn)貨市場勢在必行。

2 風電參與現(xiàn)貨市場需要解決的問題

風電的電網(wǎng)規(guī)劃、運行和安全穩(wěn)定分析均需要對風電功率的波動范圍有較為精確的估計。近年來國內(nèi)外大量的研究工作聚焦于風電功率確定性預測的研究，由于風資源的隨機性與波動性，在預測中往往難以保證輸入數(shù)據(jù)的準確性和完整性，因此確定性預測結果中不可避免地包含有由于數(shù)據(jù)與模型缺陷造成的不確定性[3]。目前風電場風功率預測與實際發(fā)電能力存在較大偏差，大部分風電場風功率預測系統(tǒng)僅能保證日前短期預測平均準確率高于80%，日內(nèi)超短期預測平均準確率高于85%。根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則》，風電場需在競價日申報運行日的短期預測出力曲線和價格，在運行日申報超短期預測出力曲線，當風功率預測數(shù)據(jù)偏低時，風電場由于日前發(fā)電計劃較低，多余電量將按照日內(nèi)實時電價出清；當風功率預測數(shù)據(jù)偏高時，風電場將產(chǎn)生大量偏差考核費用。由此可見風功率預測水平將直接影響風電場的整體收益，僅靠功率預測的精度無法做到效益最大化的交易申報的，需要根據(jù)功率預測技術做出科學的交易策略才能使風電場獲得最大營收。