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现货｜新能源电力交易现货试点年度政策复盘

国能日新

2023-01-10

导读：截至目前，电力现货市场已在全国21个省份生根发芽，随着我国新电力体制改革的不断推进，新能源比例不断攀升，新型电力系统的“进度条”逐渐明确，电力现货交易的时代已然全面来临。

在双碳红利下，新能源电力市场化交易发展如火如荼，电力现货市场已在全国21个省份生根发芽，从第一批试点运行情况看，各个省份的规则大同小异，但对新能源超额获利回收项或偏差考核项的要求都越来越严格，这也意味着新能源场站在现货中可调节的空间越来越小，从功率预测精度要求上看，新能源场站对功率预测精度要求正处于从低到高的过程，新能源场站目前需要解决电价预测及长周期发电量预测精度不准的问题，对于目前开展电力现货省份，新能源出力波动与现货价格波动具有负相关性，若想发挥中长期市场签约的合理性，新能源场站不仅需要判断中长期与现货的价差，也需要判断中长期交易量与实际发电量的“量”差。对于第一批和第二批即将执行的试点，这里获益的关键是解析好交易规则，根据规则要求寻找到收益突破点。

年关将至，让我们看下各省份新能源参与情况。

第一批现货试点

山西

自2021年4月开展长周期结算试运行模式至今，新能源采用“报量不报价”的方式进行参与现货交易，目前山西现货规则已更新到V12.0版本即《山西省电力市场规则汇编（试运行V12.0）》，V12.0版本对新能源超额获利回收费用及新能源中长期超额回收费用的判断条件更加严格，从2022年7月份开始，新能源场站可自主选择参与基数分解，从目前交易规则的变动来看，对功率预测精度要求越来越严格，并逐渐放开中长期交易的约束，鼓励新能源企业参与市场化交易，对新能源企业来说，需要掌控更长周期的发电量预测以此来面对多交易品种的中长期市场。

甘肃

自2021年5月开展长周期结算试运行模式至今，新能源采用“报量报价”的方式进行参与现货交易，目前甘肃现货规则已更新到V2.5版本即《甘肃双边电力现货市场规则汇编（结算试运行暂行V2.5）》，对于新能源场站签约中长期月度交易有70%-130%的约束，对于实时市场超预测发电能力增发的电量，按现货市场最低限价结算，并执行偏差考核，对于新能源的超短期预测精度及中长期发电量预测精度要求较高。

山东

自2021年12月开展长周期结算试运行模式至今，新能源采用“报量报价”的方式进行参与现货交易，新能源场站可有2种方式进行参与现货市场，第一种：只要新能源场站签订一点点中长期，按照全电量进行参与；第二种：新能源场站在未签中长期的情况下，按照实发电量的90%以基数电价进行结算，剩下10%参与现货市场进行结算；对于新能源场站来说，有着新能源偏差考核及偏差回收费用，自第二版现货规则以来，新能源偏差考核为预测曲线和实际出力曲线偏差电量的2%（允许偏差除外）。偏差回收：新能源电站超出实时市场出清曲线运行部分，按实时市场出清电价的5%回收偏差收益。

蒙西

自2022年6月开展长周期结算试运行模式至今，新能源采用“报量报价”的方式进行参与现货交易，作为全国首个“单轨制”电力现货市场，蒙西在新能源参与现货市场、用户侧分区域结算、设置特定的风险防范机制等多方面开展机制创新，2022年11月开始实行现货规则V2.0版本，新能源风险防范回收及补偿机制判断条件发生变更，由全省同类型发电企业的月度中长期均价改为自身场站新能源月度签约均价，“量”方面限制下限由10%变更为15%，上限依旧为10%但上限的条件更加严格，加上了价格限制，即该场站当月区内协商、挂牌成交加权均价不高于燃煤基准价格的1.1 倍且不低于燃煤基准价的0.85 倍时或该场站未参与协商、挂牌交易，只要新能源场站中满足“量价”限制的其中1条就要进行新能源风险防范回收机制；新能源中长期超额回收费用由之前的发电区域中长期月度加权价与场站节点月度现货加权价进行对比改成场站中长期月度加权价与全网统一结算参考点月度现货加权价进行对比。

广东

新能源参与主体：220kV及以上电压等级且具备AGC功能，10%参与现货市场；新能源场站“报量报价”，新能源发电企业不直接参与中长期市场化交易，按照实际上网电量的暂定90%确定基数合约电量。基数合约电量=实际上网电量×α。短期预测偏差允许范围40%，超短期预测偏差允许范围35%，以现货价格一定比例考核；执行偏差考核为15%。

第二批现货试点

安徽

新能源主体参与范围为：2022年增量平价省调新能源场站，参与方式：按照实发的10%参与现货结算，新能源场站“报量不报价”，新能源超额获利回收:短期预测偏差允许范围50%，从目前的交易规则来看，安徽市场类似于山东市场，可以通过中长期电价、日前电价及实时电价之间关系，利用日前及实时偏差进行合理的套利行为。

辽宁

辽宁省正按照“6月模拟，10月调电，12月结算”分阶段开展现货市场试运行，新能源场站“报量不报价”，按照“以用定发”原则进行分配基数，对于新能源场站来说，有着新能源超额获利回收及预测偏差考核费用；预测偏差考核：短期预测偏差允许范围风电20%，预测偏差允许范围光伏15%；新能源超额获利回收：短期预测偏差允许范围40%

河南

河南于11月16日至23日电力现货市场完成第一次短周期调电（结算）试运行，新能源参与主体：2020 年 12 月 31 日后并网且不享受补贴的新能源场站，新能源场站“报量不报价”，对于新能源场站来说，有着新能源场站预测出力偏差收益回收费用；新能源场站预测出力偏差收益回收费用：短期预测偏差允许范围风电20%，光伏预测偏差允许范围15%，偏差范围以日前实时价差结算。

湖北

新能源参与主体：110千伏及以上集中式新能源场站（不含扶贫项目），新能源场站“报量不报价”，对于新能源场站来说，以日前出清曲线来分解中长期曲线，按照“单偏差”方式进行结算，中长期合约全电量结算，日前市场出清不结算，实时市场与中长期市场的偏差电量按实时价格结算；

其他省份

陕西

新能源场站“报量报价”，新能源场站有考核即回收费用，考核及回收：现货市场运行初期将引入新能源-火电发电替代机制。（750元/MWh），11月22日至12月2日开展电力现货市场首次模拟试运行，从试运行的效果来看，价格信号传导准确清晰，达到了预期效果。

青海

新能源参与主体：除扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、领跑者新能源项目、光热电站、平价无补贴项目、竞争性配置项目以外其他新能源；新能源场站“报量报价”，按照“单偏差”进行结算，中长期合约全电量结算，日前市场出清不结算，实时市场与中长期市场的偏差电量按实时价格结算。

新疆

新能源场站“报量报价”，全电量申报，集中优化出清，限电时出清：若报价相同时，按照该时段中长期分解曲线电量比例，安排机组中标电量；执行偏差考核：当实际出力与下发计划值的允许偏差为2%，超出部分取绝对值计入执行偏差考核积分电量，执行偏差考核价格为实时现货市场出清价格。

宁夏

新能源场站“报量报价”，中长期签约量不低于85%，中长期交易品种分为年度、月度、日融合，在新能源场站在做日融合时，需要对未来短期及长周期分时段发电量要有准确的预估，如果没有准确的发电量预测，那么中长期持仓的占比未知，将导致做不好日融合，最终的情况可能是亏钱的状态。

综上各省规则，新能源参与交易可把握以下几点：

【 关注点一:三种类型的交易机制 】

从目前的现货规则来看，交易机制共可分为三种类型，第一类以山西为主，包括山西、甘肃、辽宁、河南、新疆、宁夏、陕西、江西省份，可签约市场化中长期且进行中长期+双偏差结算的“双偏差市场”，需要合理协调中长期及现货电量的占比，注意把握以中长期为主，现货为辅的参与原则，可利用中长期锁定部分收益，在现货中利用日前及实时价差进行合理套利的交易策略，由此，新能源场站需重点把握对自身长周期发电能力及未来市场价格精准预测。第二类是以山东为主部分电量参与电力市场化交易且进行中长期+双偏差结算的“双偏差市场”，鉴于包括山东、广东、安徽等省份在内的中长期收益基本已锁定，因此中长期可调整空间不大，新能源场站可通过对未来市场价格的精准预测，采取调节现货市场方式，利用正负现货进行合理套利。第三类是以蒙西为主的单偏差结算的“单偏差市场”，包括蒙西、湖北、青海在内的省份应着重将目标放在中长期交易上，中长期交易需要通过精准预测长周期发电量及典型发电曲线预测来辅助制定月度持仓曲线，并通过未来15天以上的分时电量预测来指导旬交易及日滚动交易持仓量的调整，因此，场站对自身长周期发电能力的精准预测至关重要。

【 关注点二:交易策略中的收益对比 】

未来新能源场站参与到现货交易中，在做相应的交易策略时，需要对比现货套利获得的收益与偏差考核及回收项的风险回报比，尽量在拿到固定收益的情况下，缩小偏差考核及回收的费用。

【 关注点三:精准的发电能力评估 】

月前要对中长期的持仓有准确的预估，即需要有精准的发电能力预估，做好中长期和现货的衔接，合理地分配中长期和现货的电量占比，避免因现货市场价格高中长期签约价格低而产生亏损。