水电参与电力现货市场交易策略

许承顺 国投甘肃小三峡发电有限公司

一、甘肃电力现货市场特点及现状

(一)甘肃电力现货市场建设进程

2019 年6 月14 日首次进行了日前现货市场出清结果试调度。

2019 年7 月17 日首次进行了实时现货市场出清结果试调度。

2019 年9 月、11 月开展了两次7 天连续结算试运行。

2020 年4 月在全国率先开展完整月连续结算试运行。

2020 年8 月1 日到2021 年1 月8 日 开展连续结算试运行。

2021 年1 月8 日起转入模拟试运行。

甘肃电力现货市场采取的是集中式模式。

(二)甘肃电力市场结构及电网特点

1.新能源装机容量大，电网新能源高占比特性明显。截止2020 年12 月底，全省装机容量5 620.42 万千瓦。其中：水电装机957.41 万千瓦，占比17.04%；火电装机2 308.27万千瓦，占比41.07%；风电装机1 373.19 万千瓦，占比24.43；光伏发电装机981.55 万千瓦，占比17.46%。风电、光伏合计占比41.89%。

2.供需不平衡，发电能力过剩严重，外送占比逐年增加。2020 年1—12 月，全省全社会用电量累计为1 375.7 亿千瓦时，全省完成发电量1 787.43 亿千瓦时。外送电量从2015年的不到5%，增加到2020 年已超过20%。

3.受制于甘肃省地形东西狭长的特征，电网东西阻塞依然严重，河西新能源限电与河东局部结构性缺电共存。

4.工业用电量占比高，且主要为冶金行业用电。2020年1—12 月，工业用电量累计1 026.1 亿千瓦时，占全省用电量的74.59%，其中冶金行业超过工业用电的50%。

(三)甘肃电力现货市场交易特点

甘肃新能源高占比特性明显，新能源发电随机性和波动性特性明显，需要调用全网调峰资源，促进新能源消纳。而新能源发电特性决定了无法签订中长期电力交易曲线。因此，省内中长期交易定位于为市场成员规避风险、锁定收益，从交易规模及市场利益分配方面占主导作用，在保障电网安全运行和民生的前提下，最大化挖掘清洁能源消纳的潜力。

省内现货市场交易定位于发现市场价格、调节供给，通过市场化方式保障电力平衡，根据市场最新边界条件，通过日前和实时全电量竞争，促进新能源消纳。

1.现货市场分日前和实时现货市场

目前甘肃电力现货市场竞价主体仅为发电侧，用户侧不参与现货交易竞价。日前现货市场的交易空间为省内用电负荷与跨省区中长期交易外送形成的全电量空间。日前现货市场采取发电侧分段报价，集中优化出清的方式开展。实时市场采用集中竞价、统一出清的方式开展。火电企业沿用日前市场的申报信息，水电和新能源场站在实时市场申报超短期发电预测，允许新能源场站(除特许权及扶贫机组)依据超短期预测二次报价。调度机构以全网购电成本最小化为目标，考虑机组和电网运行约束条件等，以15 分钟为间隔滚动出清未来15 分钟至2 小时的价格和出力。

2.价格机制采取边际出清和分时、分区机制

所有机组报价完毕后，在满足电网安全要求的情况下，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至累计的发电出力恰好等于全部负荷需求，满足负荷的最后成交机组的报价即为边际价格，所有中标机组都按边际价格结算。

一天分为96 个时段(每15 分钟)出清，由于不同时段对应的负荷需求不同，每个时段形成的价格不同，形成分时电价。

甘肃电力现货市场初期，依据电网阻塞程度将甘肃划为河东、河西两个价区，执行分区电价。

3.发电侧按照“偏差结算”的原则开展结算

日前现货交易计划，与中长期交易结算曲线之间的偏差，按照日前市场边际电价结算。对实际出力曲线与日前终计划曲线偏差部分，按照实时市场边际电价结算。如果没有偏差，就按照中长期结算。

R 发电侧 = R 中长期合约 + R 日前偏差 +R 实时偏差

4.富裕新能源开展省间现货交易

省内现货市场依据负荷预测及中长期外送计划在省内预平衡的基础上，对富裕新能源开展省间现货交易，同时将省间现货交易的成交结果作为省内市场出清的边界条件，修改地理联络线及相应电厂的日前出清曲线。

5.市场出清价格与新能源发电能力密切相关

在新能源大发时段，市场竞争激烈，出清价格基本低于100 元/MWh 以下，特别是在每日白天光伏大发时段，出清价格基本维持在50 元/MWh。在每日18:00 后全省用电负荷不断增长并迎来负荷高峰，同时光伏出力逐渐降零，若当时风电发电能力较低，则出清价格明显升高。

二、水电企业在现货交易中的利弊分析

(一)甘肃省内水电企业在现货市场交易中的现状

目前甘肃现货市场中市场主体共计334 家，均为发电企业。参与日前现货市场申报的主体共297 家，其中风电企业85 家，占比28.6%(装机1282 万千瓦)；光伏企业192家，占比64.6%(装机734 万千瓦)；火电企业20 家，占比6.8%(机组46 台装机1 492 万千瓦)。另有37 家水电企业(装机538 万千瓦)作为价格接受者参与现货市场出清。

(二)水电企业参与电力现货市场优势

1.发电能力易预测

水电的发电能力主要取决于发电水量和耗水率，目前我国在大江大河上大多都修建了多年调节的龙头水库，加上气候预测技术的不断进步，主要河流的水量大致都可以预测，尤其是短周期的周、日，甚至是月度来水量，预测误差都较小。就耗水率而言，各水电站都有一个固定的区间，并且在此区间内，水电站内部也是可以根据水量进行调控发电水头，从而控制耗水率在小范围内波动，来获取发电收益最大化。因此，相对于风电、光伏发电而言，水电的发电能力更易准确预测，尤其是周、日这种超短周期的预测。

2.开停机灵活

水电机组开停机时间一般都可控制在10 分钟内，并且只要水库有水、机组无故障，可以随时开机并网带负荷。相对于火电、核电而言，不仅开停机用时短，而且水电机组开停机也不会产生像火电机组那样的额外的启动成本。

3.发电成本相对固定

水电站的特点是建设周期长，一次性投资大，投产后运维成本低。发电成本费用主要由贷款利息，固定资产折旧，人工成本，维护修理费，水资源费等构成，变动成本极少且可测算，固定成本占大头，可准确分摊核算，且随着运行时间增加，成本费用逐渐减少。例如很多20 世纪八、九十年代及更前建成的水电站，目前仍可稳定运行，其发电成本基本都在0.1 元/kWh 以下，大大低于现在在运的火电、核电及风电、光伏等的发电成本。

(三)水电企业参与电力现货市场弊端

1.没有定价权

就甘肃省目前电力现货市场交易规则而言，水电企业仅作为价格接受者参与现货市场出清，不参与报价。另外，由于水电装机容量在甘肃省发电市场占比不到18%，整体规模小，且各电站由于历史原因，电价、成本差异大，也无法形成合力，因此，在甘肃电力市场，水电企业话语权较小。

2.中小水电站发电能力受制于龙头水电站及上游水电站

对于一些库容小，水库调节能力差的中小水电站，年、月发电能力取决于来水与大水库的调节、调度，日发电能力则与上游电站密切相关，上游电站即使几个小时的短时蓄水或放水，就可很大程度影响下游电站日发电能力。

3.水库调度优先于发电

对于大江大河干流水电站，发电的同时，水库调度要优先满足防汛、取水、生态环保等方面的特殊要求。例如，汛期需要将库水位控制在规定汛限水位以下，防凌期需要保持出库水量平稳。这些都会影响水电发电能力。

三、水电企业应对电力现货市场策略

从上述分析看，参与电力现货市场对大多数水电站而言是有利可图的，具体可从以下几方面着手，提高市场竞争力，获取企业利益最大化。

(一)提高设备可靠性

日常巡检、维护时发现缺陷及时消除，避免设备带病运行；根据设备运行状况，及时进行更新、改造，提高设备健康水平。保证在用机组稳定可靠运行，备用机组随时可投入运行，避免因设备故障造成发电机组不能正常运行，影响现货市场竞价交易。

(二)降低发电成本

竞价交易最终拼的是企业的内功，竞价的底气来自于企业在成本管控上的优势，水电企业可以通过合理的融资安排，尽量降低财务费用；再者，可以通过管理模式的优化，减少人员编制，降低人工成本；最后，从备品备件、维修材料等采购、储备环节严格成本管控、费用压降。

(三)充分发挥流域梯级电站协同效应

根据流域水情特点及各水电站水库特性，合理筹划发电出力，谋求水能利用效率最大化。收集水库多年运行数据，建立水库优化调度模型，充分挖掘、利用数据，科学辅助水库运行调度决策及现货交易竞价。

(四)充分研究交易规则，科学制定交易策略

电力现货交易还是个新生事物，目前尚在试点阶段，交易规则还在不断修订完善过程中，市场还处于建设、培育阶段，作为市场参与主体，要充分研究交易规则，及时掌握市场变化，收集、分析现货市场电价运行数据，根据市场状况，结合电站自身特点，科学制定交易策略。同时，因现货交易报价频繁且需要及时决策，要求发电企业必须建立一套快速响应、决策机制，以适应瞬息万变的市场。