新能源入市大考: 甘肃闯关

25 01月 2022

2022-01-25 09:48

甘肃新能源装机比重位居全国第二，仅次于青海，也是全国首批八个电力现货建设试点中比重最高的一个。

2016年，甘肃新能源利用率低至60.18%，在大量弃风弃光面前，甘肃新能源企业比其他地区新能源企业更早走上了市场化之路。

与国外先有电力市场，再有新能源规模化发展不同，甘肃需要一边解决消纳问题，一边从无到有建设一个适应新能源发展的市场，任务可谓艰巨。

用户对于降电价的诉求、传统能源对于量化系统调节价值的期望、新能源从无风险的补贴模式过渡到有风险的市场交易面临的挑战，各种因素都影响着市场建设的步伐。2017年成为现货试点后，甘肃市场建设就常常引发争议和关注。

截至2021年12月底，甘肃全省发电装机容量6152.38万千瓦，其中风电装机1724.56万千瓦，光伏装机1145.78万千瓦，新能源装机占全网总装机容量的46.7%，是省内第一大电源。在甘肃的规划中，“十四五”期间新能源装机容量还将继续扩张，达到5000万千瓦。

2022年，甘肃将开启全年不间断结算试运行。甘肃在向市场主体公布的现货市场建设方案中写道：“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。”

曲线之难

年关难过。2021年底，甘肃新能源企业面临考验：为2022年中长期交易确定交易曲线。

从2021年5月启动的新一轮连续结算试运行开始，甘肃电力现货市场引入首批用户，发电侧单边市场变为双边市场。中长期交易与现货交易的衔接方式也随之变化。

2021年4月公布的《甘肃双边电力现货市场长周期结算试运行工作方案》规定，对于中长期合同的分解，“发用双方按照‘六签’签订的分段合同电量平均形成日中长期电力曲线，作为结算依据”。

2021年底公布的《甘肃电力现货市场2022年完整年结算试运行工作方案》进一步规定：“市场化交易全部采用发用双(多)方签定的合约作为偏差结算依据，鼓励发用双(多)方协商约定中长期曲线分解原则，未协商一致的，则按段内电量平均分配方式确定分时曲线。”

自2018年12月底开始，甘肃电力现货市场启动试运行，2019年9月、11月开展按周结算试运行，2020年4月完成首次整月试结算，8月开始连月试结算。

在这几次结算试运行期间，新能源参与的中长期市场交易均为不带曲线的电量交易。中长期市场与现货市场衔接的方式是：由新能源企业在日前提交次日的功率预测曲线，电网调度机构根据预测曲线，结合全网中长期发电总空间代理分解。

在原来的规则下，新能源企业只需专注短期功率预测。新规定则意味着，企业要在签约时就预判未来相当长一段时间的发电出力情况，中长期交易曲线确定后即成为结算依据。甘肃电力现货市场实行偏差结算，中长期市场与日前市场的偏差、日前市场与实时市场的偏差，都将按照现货价格结算。

据eo了解，通常5月是甘肃省风电出力较多的时节，但是2021年5月的风比往年5月的风小很多。风电企业因此产生了大量按照现货价格结算的偏差电量。难以预料的天气让新能源企业一进场就面临亏损。

因此，新能源企业与用户之间的电量合同的分解成为影响市场主体收益的关键因素。

对于有调节能力的火电来说，事先确定合同曲线，按照约定的曲线发电并非难事。但面对新规，新能源企业普遍感到风险太大。

有甘肃新能源领域从业者告诉eo，在传统电源为主的电力系统中，现货价格通常与负荷曲线一致，但在新能源高占比的情况下，甘肃现货市场价格与供应端的情况密切相关，并不是传统意义上的峰平谷模式。

以风电为例，往往没有风时现货价格高，有风时现货价格低。然而风电出力缺乏规律性，与气象条件高度相关。在风小的时候，风电出力如果无法达到事先约定的曲线水平，就只能在现货市场高价买电来完成交割。而大风的情况下，风电出力反而可能远远超过中长期曲线，大量电量在现货市场以低价甚至地板价卖出。这都将拉低新能源企业的最终结算电价。

此外，《甘肃省2022年省内电力中长期交易实施细则》规定：“各时段申报电价的价差比例不得低于现行目录分时电价的价差比例，即高峰时段申报价格不低于平段申报价格的150%、低谷时段申报价格不高于平段申报价格的50%。”有企业认为，这一要求已不符合甘肃电力市场的价格特点。

此时的甘肃新能源企业，在中长期交易和现货交易同时面临低价困境。在中长期市场中，新能源一直让利颇多。以2020年为例，根据甘肃电力交易中心披露的《2020年年度市场总体情况》，新能源参与的与电解铝、大数据、先进装备制造业用户的直接交易中，新能源电力价格较标杆上网电价平均降幅均超过200元/兆瓦时。

前述从业者认为，在新规定下，中长期交易带曲线会给新能源企业带来不可控的风险，让新能源发电大量暴露在现货市场中。中长期市场本应该规避风险，现在反而放大了风险，新能源企业的处境不乐观。

有参与甘肃省电力市场设计的专家告诉eo，中长期曲线分解的问题长期困扰着甘肃省。过去，考虑到新能源出力难以预测，没有采用带曲线的做法，而是由调度机构代为分解。但由于曲线不是自己分解的，发电企业总有不满意的地方。

为了保证新能源的消纳，调度机构分解曲线时通常将预计新能源能够大发的时段更多分配给新能源，其他时段更多分配给火电。相当于在中长期交易合约的交割上，主要按照火电为新能源调峰的原则来安排。

火电的意见在于，新能源出力较低的时段往往现货价格高，但这样的曲线分解让火电在高电价时段交割了过多中长期电量，而中长期约定的电价相对现货高价要低，因此没有实现火电机组的利益最大化。

新能源也有自己的看法。例如，中午时段新能源普遍出力较多而现货价格较低。由于调度需要考虑整个市场的中长期发电总空间，因此可能无法完全按照新能源场站提交的短期发电预测曲线来分解，而是对中午时段的出力有所调减。这将使得新能源被迫在中午时段以较低的现货价格卖出。

“毕竟不是市场主体自己的行为。”前述专家表示。

为了改变这一局面，从2021年起，甘肃市场改为发电企业与现货市场用户自主约定中长期曲线。但他也承认，新的规定对新能源企业提出了更高的要求。

保守应对

“2021年年度交易真的特别难，想签得保守，但又不知道多保守算合适。”一家甘肃新能源发电企业从业者诉苦。

有电力行业人士分析，甘肃新能源企业应该尽量在中长期市场中锁定能够稳定出力的部分，后期再逐渐增加，让预测逐渐逼近实际。如果一次性把全年的中长期电量都签出去，相当于把风险留到了最后一刻。

实际操作中，新能源企业也力求稳妥。前述从业者透露，对于2022年的年度交易，其所在的公司年度交易计划只签全年市场化电量的不到一半，其余部分计划在月度交易和合同转让等交易中完成。而在过去的年份，该公司年度交易可能占到全年的百分之七八十。

尽管如此，仍有新能源企业感到很强的不确定性。有从业者认为，尽管越接近实时，新能源出力预测越准确，但交易价格也就越接近现货价格，因此，通过中长期合约锁定收益、规避风险的作用有限。

前述参与甘肃省电力市场设计的专家则表示，当前最重要的是对自己的经营做分析评估，企业安排中长期交易时要尽量合理。

“比如风电可以把中长期电量尽量安排在平段或者谷段，尽量不要签在晚高峰。但如果有风电场装机规模很大，比如200万千瓦，预测能在晚高峰提供10万、20万千瓦电力，也可以考虑签一小部分在晚高峰。”

发电功率预测也越来越受到重视。在现货市场中，功率预测越准，越有助于企业的交易决策。一家新能源企业从业者告诉eo，其所在的公司已经在内部成立了功率预测精度提升专班，这也是集团层面对甘肃公司的要求。

他表示，如果能提前足够长时间作出比较准确的功率预测，能够对中长期交易有很大帮助，但实际上难度非常大，目前通常只能预测未来9-10天的大致情况。

在对新一年市场形势的不安中，一种新的商业模式――PPA(Power Purchase Agreement)模式开始进入新能源企业视野。

PPA模式在欧洲应用广泛。在这一模式下，新能源企业可以和售电公司签署PPA协议，把一部分交易风险转移给对方。

PPA存在多种不同的模式，对于一些规模较小的场站，售电公司可能会与其签订固定价格的PPA，价格风险完全由售电公司承担。但对于较大的项目，售电公司不会锁定价格，而是为发电场站管理风险，协助其在电力市场上获得更高的收入。

除了售电公司，其他类型的中间承销商，例如虚拟电厂公司，也通过PPA的形式与新能源企业达成协议，通过数字化技术把散落的场站聚合在一起，作为一个虚拟的发电主体和大的发电机组同台竞技。

虚拟电厂公司Limejump官网就宣称，该公司已经在英国电力市场中代理了1GW以上的可再生能源发电装机，其中包括275家风电场和189家光伏电站，以及若干其他类型的水电、垃圾发电、生物质能发电等。

在一次关于电力市场交易的闭门会议上，一位有德国电力交易经验的专家向他的甘肃同行们力推了PPA模式。

这位专家认为，单独的新能源场站预测难度比较高，但如果有多个电源形成一个发电组合，情况很可能会不同。市场交易风险大，技术要求多，并且涉及数据收集、市场分析等多项工作，如果能通过合约把风险转移出去，把专业的事交由专业的人做，对电厂公司的长远发展会比较有利。

但他也指出，这对市场设计提出了要求。市场需要提供一些更灵活的交易安排，让新能源企业能够滚动调整合同电量，帮助新能源企业尽可能降低风险。还需要充分披露市场信息，帮助企业对价格作出判断。

甘肃省新能源企业是否可以采取这样的形式来降低交易风险呢？据eo了解，已有看好这一模式的新能源企业与发电企业旗下售电公司探讨，但售电公司也感到风险很大，态度谨慎。

有发电企业资深研究者指出，有不同发电资源的发电企业可以承担这一角色。但前述参与甘肃省电力市场设计的专家回忆，很早以前，甘肃也探讨过各个发电集团内部对其发电能力的整合，因为一个发电集团内部通常拥有各种不同类型的电源。不过，由于新能源规模过大，而火电装机有限，调节资源实际还是不够用的。另外，2020年西北五省区按照“一省一企”重组中央企业煤电资产，甘肃省的火电机组主要集中在华能甘肃公司。因此，依靠发电企业自己整合资源，目前难度还较大。

新能源在电力交易中收益欠佳，市场设计者实际已有预料。甘肃电力交易中心公布的最新版交易规则《甘肃电力现货市场建设方案(结算试运行暂行V2.3)》中分析：(新能源)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。

有甘肃新能源从业者表示：“新能源可以带曲线，但配套条件要完善。”