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)貨市場試點建設省份之一，山西自2018年12月27日在國網(wǎng)區(qū)域內率先啟動電力現(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)理王永亮認為，未來新能源將不僅是裝機容量、電量消納的主體，也應是市場交易的主體?！安粎⑴c電力市場交易是沒有出路的，要盡快從‘搖籃’走向‘大?！??！?
新能源入場
得益于豐富的煤炭資源，山西電源結構以煤電為主。受能源轉型政策驅動，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，為解決棄風棄光問題，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關于做好風電、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)公司通過標桿電價（基準電價）保障性收購的電量對應的收入；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變?yōu)橹鲃訁⑴c市場。
山西省能源局相關負責人介紹，山西電力現(xiàn)貨市場建設之初，就把保障新能源消納和發(fā)展作為重要目標之一，提出了“新能源優(yōu)先、全電力優(yōu)化”的市場建設方案。
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。若新能源風光疊加預測有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?！睋?jù)電網(wǎng)公司相關人士介紹。
同時，方案優(yōu)化調整了日前省內現(xiàn)貨市場組織時序，新能源企業(yè)可以依據(jù)日前省內現(xiàn)貨市場的預出清結果，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。
為適應新能源的發(fā)電特征，新能源參與外送電交易時，允許風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算曲線，作為參與現(xiàn)貨市場偏差結算的基準，減小新能源參與現(xiàn)貨市場的風險。
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)先參與省內交易，僅當出現(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)電方需承擔相應的經(jīng)濟責任，其實際發(fā)電出力與日前申報預測發(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算。
據(jù)介紹，給新能源“預定”空間，配上實時偏差結算機制，建立偏差獲利回收機制，可以引導新能源提升預測精度，理性參與市場?！斑@突出了權責利對等的原則，也避免了現(xiàn)貨初期新能源企業(yè)通過調整功率預測曲線套利。”
然而，對于新能源企業(yè)來說，可預測性差是其參與市場最大的風險。新能源企業(yè)普遍采用風光預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，對包括煤電在內的傳統(tǒng)電源的要求日趨復雜多樣，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)貨與深度調峰融合，現(xiàn)貨市場運行期間取消深度調峰和啟停調峰輔助服務市場。
調峰是國內特有的電力輔助服務品種，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)調峰。
現(xiàn)貨市場啟動前，圍繞煤電的主要是深度調峰市場，即煤電“壓”下出力，由新能源分攤補償。現(xiàn)貨融合深度調峰以后，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，新增向下調節(jié)能力約280萬千瓦（供熱工況），具備引導煤電機組調峰的物理條件。融合后，煤電機組在原有深度調峰能力的基礎上，進一步釋放向下調節(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)貨價格引導煤電機組啟停調峰，實現(xiàn)現(xiàn)貨與啟停調峰的融合。
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)啟停調峰費用的自動補償。
據(jù)悉，山西現(xiàn)貨市場2021年雙月結算試運行期間，煤電機組啟停調峰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，以此引導煤電機組提供調峰服務。
現(xiàn)貨市場和調頻輔助服務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，精細化地在不同時段釋放不同的向下調節(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。現(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，設計激勵機制，在一定范圍內使煤電變得更靈活，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，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，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)了只關心交易曲線而不關心用戶曲線的問題。
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的，組織發(fā)電側與批發(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，相當于把24段分開，如果該新能源企業(yè)預測中午12點到14點風光會多發(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。
有新能源公司相關負責人指出，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會電力市場專委會委員在接受媒體采訪時表示，當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整出力曲線預測。
山西省政府主管部門相關負責人介紹，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)按照預測出力曲線分時段調整倉位。
“計劃”趕不上變化
隨著市場建設的深入，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度機構按照“以用定發(fā)”的方式分解曲線，即調度機構須首先確定省內非市場化用戶用電、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，在此基礎上形成省內發(fā)電側政府定價電量的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，相當于通過調整省內煤電的基數(shù)電量來調節(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匯報材料顯示，山西發(fā)電側基礎電量采用“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)則下各種調節(jié)費用，主要包括成本補償類、市場平衡類、市場調節(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。市場調節(jié)類主要指為限制市場成員套利而設置的若干獲利回收項目。
市場運營費用按照“誰引起，誰承擔；誰受益，誰承擔”的原則分攤。例如，調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)電量比例分攤，市場化部分由火電、新能源、批發(fā)市場用戶按 10%、45%、45%比例分攤。
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)平均度電分攤3.6分市場運營費用。按照“誰引起，誰承擔；誰受益，誰承擔”的原則，風光發(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、調頻量價補償費用，新能源企業(yè)應當按比例承擔。
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，三方博弈誰分攤得多、誰分攤得少。但他也承認規(guī)則調整頗有難度：如果費用全部疏導給用戶，可能會導致電價上漲；如果直接降低成本補償費用，又可能會影響到對應業(yè)務的開展。
“這些都互相關聯(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。
主動棄風棄光成為新能源企業(yè)思考的一個措施。
“當風光大發(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”，而且可以適當停機，延長機組壽命。
當然，價格也引導著新能源企業(yè)不斷自我調整，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，大家的目標發(fā)生了轉變，從如何讓電量損失最小變成了如何賺更多錢?！爸瓣P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，負荷密集而供給較少的地方電價高，這就引導了新能源項目開發(fā)更科學地選址。
“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?！鄙叹茨姓f，“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?！?
有業(yè)內人士分析認為，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)字化轉型也因為入市有了更多可以實現(xiàn)的場景?！敖痫L科技旗下有幾萬臺風機在轉，每臺風機的數(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)字化轉型有了可以實現(xiàn)的場景?！鄙叹茨姓f。
有新能源企業(yè)認為，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)認為，市場的本質還是要還原電力的商品屬性，新能源還處在發(fā)展當中，應該體現(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。”常偉說。
