近期,国家能源局山东监管办发布了《山东电力市场规则(试行)》(以下简称“新规”),“新规”对风电、光伏等新能源场站参与市场的方式进行了部分调整。我们结合山东部分场站的历史数据,对“新规”中影响电费的因素进行分类分析,期望为山东各新能源场站积极参与现货市场提供可借鉴的措施,同时为现货市场下寻找具有竞争优势的风光资源、投资具有较高经济性的项目探索一种新的方法。
(来源:兰木达电力现货 作者:李再忠 吕伟 张华宇)
一、“新规”变化影响
(一)结算
电价
最小单位
“新规”将发电侧的结算电价最小单位由1小时改为15分钟,1小时电费结算公式改为:
由公式(1)可知,若1小时内每15分钟的电量或电价保持不变,则结算电费仍不变。由于新能源出力与现货电价具有负相关性,即新能源出力增加时现货电价将降低,故“新规”因发电侧结算电价最小单位变化将影响风电、光伏等新能源市场主体结算电价降低。
采用部分场站15分钟级实际数据,根据公式(1)计算,“新规”结算电价最小单位变化后将影响风电、光伏等新能源结算电价降低约0.5元/兆瓦时左右。
(二)电能量市场
新能源场站参与现货方式仍分为两种:
第一种改为以实际上网电量的α市场%(对应α非市场%=100%-α市场%)被动参与现货交易(当前α市场%暂取10%,即实际上网电量的90%作为优发电量、以基准价结算,日前出清电量与优发电量的差值以日前市场出清电价结算,实际上网电量与日前出清电量的差值以实时市场出清电价结算),其每日电能量市场结算公式变为:
第二种保持不变:若以100%电量参与现货交易,则可自主签订中长期合约。其每日电能量市场结算公式仍为:
公式(3)可以看作当公式(2)中的α非市场%=0%时,通过签订中长期合约来规避现货电价风险、托底电费收入的一种特殊形式,须综合考虑市场规则中的典型合约曲线、净合约量约束、中长期合约价格与现货价格的对比等因素,且在月内应根据中长期现货电价预测动态调整持仓量。
新能源场站以第一种方式参与现货市场时,当α市场%由10%变为(10+Δ)%、α非市场%由90%变为(90-Δ)%时,由公式(2)可知,其电能量市场电费变化为:
由公式(4)可知,新能源电能量市场电费的变化取决于参与现货市场的电量比例变化以及现货市场日前电价与基准电价差值,且当i时段的电量越多、日前电价越低时电费变化越大,这在山东现货市场中正好对应了光伏发电的馒头曲线和现货电价的峡谷曲线,即随参与现货电量比例增加光伏电站的电费降幅远大于风电场。
新能源场站以第二种方式参与现货市场时,根据公式(3),若中长期合约增加Q?中长时,即Q′中长=Q中长+Q?中长,则电能量市场电费变化为:
由公式(5)可知:(1)中长期合约量变化对电价的影响与新能源场站出力曲线特性无关;(2)当预判未来某月份现货市场电价升高或降低概率较大时,可在规则允许范围内提前签订较为理想的中长期合约;(3)如采用现货辅助决策软件或根据其他工具,判断月内未来一段时间内日前电价高于中长期合约电价时,应利用月内竞价、挂牌等交易机会适当减少持仓量;反之亦然。
以部分新能源场站一个完整年度的小时级结算数据,根据公式(4)计算,若新能源参与现货比例增加10%,风电场电能量市场电价降低6.97元/兆瓦时,光伏电站降低18.15元/兆瓦时。
(三)市场化容量
“新规”仍根据发电侧的市场化容量计算容量补偿电费。光伏电站市场化容量计算方法不变,风电场的市场化容量由日平均市场化上网电力改为负荷高峰时段平均市场化上网电力。风电场市场化容量受该场址的风资源禀赋影响,即该场址所处位置在负荷高峰时段风力与全天风力的对比,可以采用历史数据统计方法验证。
以部分新能源场站一个完整年度的小时级结算数据,计算风电场负荷高峰时段风力与全天风力对比,平均降幅约6.82%。其中位于山东东部的部分场站平均升幅5.8%,位于山东西部的部分场站平均降幅16.9%。
(四)中长期结算参考点
“新规”要求发电企业签订的中长期合约中的合约电量除按照中长期合约价格结算外,还要结算发电企业所在节点与中长期结算参考点的日前电价差值,每日中长期合约电费结算公式如下:
“新规”明确现阶段中长期结算参考点为用户侧统一结算点,即用电侧各节点 15 分钟出清电价、出清电量的加权平均计算值。由公式(6)可知,当新能源场站所在节点因网络阻塞导致日前边际电价低于用户侧统一结算点的日前电价时,其中长期合约电费将减少。由此警示我们,今后投资开发新能源项目时特别要注意场站所处的节点是否存在电源过于集中、线路或电网断面的潮流可能发生越限等问题,规避结算电价过低的风险。
以部分新能源场站一个完整年度的小时级结算数据复盘分析,风电场签订100%中长期合约时,电能量市场电价较基准值低43.15元/兆瓦时;而光伏电站较基准值低159.98元/兆瓦时。从公式(5)看出,风电场应根据日前电价走势合理签订中长期合约;因光伏电站出力具有间歇性特点,在现货电价较低时段其出力高于中长期合约曲线、现货电价较高时段出力低于中长期合约曲线,现阶段不宜签订中长期合约。
二、分类分析
(一)分析思路
从现货市场新能源场站的结算电费构成看,由于新能源场站在现货市场中现未提供辅助服务、无补偿费用,各新能源场站的分摊和返还费用按上网电量均分,考核费用主要是功率预测偏差所致,而根据公式(2)可知在第一种方式下影响电能量市场电费的主要因素也是日前功率预测数据(同时也是根据日前电价与实时电价相对差值来制定交易策略、提升电价的方法)。故日前功率预测是影响结算电价和交易策略研究的重点。
(二)分析方法
第一步,将公式(2)中α非市场%由90%变为0%,可得新能源100%电量参与现货的电能量市场电价。
第二步,将公式(2)中的Q日前i用Q实时i来替换,可得到日前功率预测准确率为100%时的电能量市场电价,此电价与第一步中电价的差值反映了日前功率预测对结算电价的影响。
第三步,以基准价与第二步的电能量市场电价对比,则反映了该场站风光资源禀赋对电能量市场电价的影响。
(三)分析结果
继续以部分新能源场站一个完整年度的小时级结算数据进行计算。
1.100%电量参与现货的电能量市场电价:风电场均值317.03元/兆瓦时,光伏电站均值为208.08元/兆瓦时。
2.日前功率预测影响:风电场因功率预测准确率影响电价平均降低8.18元/兆瓦时,场站间最大相差10.37元/兆瓦时;光伏电站因功率预测准确率影响电价平均降低5.27元/兆瓦时,场站间最大相差2.4元/兆瓦时。总的来说,选取的新能源场站功率预测均存在一定偏差,其中风电场的功率预测准确率影响更大。提高功率预测准确率是减小电价降低的重要手段
3.风光资源禀赋影响:风光资源禀赋体现了各场站风光资源与现货市场电价的相关性(相关性越高,则电价越高)。风电场因风资源禀赋影响电价平均降低40.89元/兆瓦时,场站间最大相差41.66元/兆瓦时,风资源对比优劣非常显著;光伏电站因光资源禀赋影响电价平均降低152.75元/兆瓦时,场站间最大相差29.21元/兆瓦时;光伏电站较风电场均值低111.86元/兆瓦时。可见光伏发电在现货市场中处于相对不利的地位,即发电曲线明显与现货市场电价负相关,或者说风电场可以承受较大的现货电量比例。
由上述分析可见,新能源场站最终的结算电价受参与现货方式、交易策略、功率预测准确率、风光资源禀赋、所处节点位置等各因素叠加影响。
三、有关建议
1.正确认识、积极应对现货市场
如期实现“3060”双碳目标,大力发展新能源是必然趋势。随着新能源装机容量比例的不断提高,其参与现货市场交易、应按现货交易规则参与交易结算,公平承担辅助服务责任、分摊系统运行成本。受制于其出力曲线的波动性、随机性和间歇性特点,新能源场站在参与现货市场后的结算电价不断降低,如何适应
电力现货市场
规则,正确认识并积极参与现货市场建设,是今后发展和运营新能源项目、做好营销管理的必要措施。
2.正确把握、深入理解政策变化
随着新能源市场的逐步完善,相关政策与交易规则会出现阶段性的调整与变化,对政策与规则的理解与落实程度,会直接影响现货交易策略的决策,可能会导致在现货交易时出现失误和损失。及时把握政策动向并加深对市场规则的把握是提高现货交易策略的正确性的重要手段。
3.持续学习、不断提高专业能力
在电力市场交易中,新能源场站需要分析庞杂的数据来把握市场变化,包括电网网架结构、市场电力需求、市场交易结果等信息。因此,需要利用辅助决策工具、特别是最新的AI算法等进行分析判断,形成较为专业的预测和分析能力对市场变化进行预测,及时调整策略来应对市场的波动。
4.合理决策,努力提高盈利水平
各省份现货市场的运行,对于新能源场站的投资建设和运营管理带来新的不确定性。在项目前期开发中,要充分深入开展市场调研,以发展的眼光分析目前现货市场及未来变化趋势;同时应注意拟开发场站所处的节点地理位置,及时防范因弃风弃光或网络约束降低收益的风险。在项目运营中,要开展各种方式下的分析,量化各类影响因素,制定有效和可控措施以提高盈利水平。
