自從《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）下發(fā)以來，黨中央、國務院部署實施新一輪電力體制改革，我國電力市場建設穩(wěn)步有序推進，多元競爭主體格局初步形成。
電力現(xiàn)貨市場是電力市場的重要組成部分，我國自2017年8月啟動電力現(xiàn)貨市場建設試點工作以來，電力現(xiàn)貨市場建設進入落地加速期，截至2022年6月底，第一批試點地區(qū)（山西、甘肅、蒙西、山東、福建、廣東、浙江、四川）陸續(xù)進入電力現(xiàn)貨市場長周期連續(xù)試運行，第二批試點地區(qū)（河南、遼寧、江蘇、安徽、湖北、上海）均已啟動電力現(xiàn)貨市場試運行，其他地區(qū)后續(xù)將開展現(xiàn)貨市場建設工作。我國將逐步建立以中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制，逐步建成以中長期交易規(guī)避風險和以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格的電力市場。
今年以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局陸續(xù)出臺了多項政策文件，加大推進電力現(xiàn)貨市場建設力度。2022年1月，印發(fā)《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改辦體改〔2022〕118號，下稱“118號文”）提出，到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場一體化設計、聯(lián)合運營；到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統(tǒng)要求，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內得到進一步優(yōu)化配置。
2022年2月，印發(fā)《關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號，下稱“129號文”），支持具備條件的現(xiàn)貨試點地區(qū)不間斷運行，盡快形成長期穩(wěn)定運行的電力現(xiàn)貨市場，加快推進電力現(xiàn)貨市場建設對于發(fā)現(xiàn)分時電價、實現(xiàn)高峰電力保供和低谷新能源消納、確保電力安全具有重要的現(xiàn)實意義。
118號文勾勒出“十四五”“十五五”電力市場藍圖；129號文給出了2022年電力現(xiàn)貨交易市場建設政策方向，明確了加速推動新能源進入電力現(xiàn)貨市場趨勢。從實際市場執(zhí)行情況來看，屬于第一批試點地區(qū)的山西、甘肅、蒙西要求集中式風電全部進入電力現(xiàn)貨市場，山東為風電提供10%電量或全電量兩種模式參與電力現(xiàn)貨交易；屬于第二批電力現(xiàn)貨試點省份的遼寧要求省調直調風電全部進入電力現(xiàn)貨市場，河南分2次開展7天模擬試運行，要求2020年12月31日后并網且不享受補貼的集中式風電企業(yè)進入電力現(xiàn)貨市場，湖北要求地調以上風電場參與電力現(xiàn)貨交易。
風電企業(yè)進入電力市場，參與電力現(xiàn)貨交易已成趨勢。
電力現(xiàn)貨市場并不能完全解決可再生能源消納問題，現(xiàn)貨市場本質是發(fā)現(xiàn)合理價格，充分反映市場供需關系，現(xiàn)貨市場的合理設計機制可以引導和促進風電消納。在考慮風電出力固有“波動性”屬性及適應各省份電力現(xiàn)貨市場規(guī)則的前提下，實現(xiàn)收益最大化，是風電企業(yè)參與電力現(xiàn)貨交易的目標。本文以筆者所在風電企業(yè)近3年參與電力現(xiàn)貨交易的經歷，分享電力現(xiàn)貨交易關注要點和基于數字化交易能力建設的重要性。
倉位管理是風電參與電力現(xiàn)貨交易的剛需
一、電力現(xiàn)貨市場銜接問題
電力現(xiàn)貨市場是以實現(xiàn)電能量交割為目的，以集中競價為交易方式，以較短時間為交易周期的電能交易市場。
目前，國內風電以兩種模式參與電力現(xiàn)貨市場，一種是對于山西、山東等新能源消納問題不大的省份，新能源全電量優(yōu)先出清，以“報量不報價”的方式參與，被動接受市場出清價格；另一種是對于甘肅、蒙西等新能源占比較高的省份（地區(qū)），存在部分時段新能源“棄電”現(xiàn)象，新能源以“報量報價”的方式參與，由申報價格和市場供需關系決定出清結果。
電力中長期交易是電力現(xiàn)貨交易的前置環(huán)節(jié)，其標的物也是電能量。中長期交易按區(qū)域劃分為省內交易和跨省跨區(qū)交易，按交易組織方式分為雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌、滾動撮合等方式，按交易合同的時間維度可劃分為多年、年、多月、月、周、多日交易。
風電的基數電量也視為廠網間的雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入中長期管理范疇。自2021年起，國家有關部門對中長期合同提出“六簽”（全簽、長簽、見簽、分時段簽、規(guī)范簽、電子簽）要求，落實中長期合約“壓艙石”的作用，現(xiàn)貨電量控制在5%～10%的范圍。
電力現(xiàn)貨的市場模式主要分為分散式和集中式兩種。其中，分散式電力市場模式主要以中長期實物合同為基礎，合約需要物理執(zhí)行，屬于物理合約的范疇，發(fā)用雙方在日前階段自行確定日發(fā)用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易；集中式市場模式主要以中長期差價合同管理市場風險，合約不需要物理執(zhí)行，屬于金融合約的范疇，配合現(xiàn)貨交易采用全電量集中競價。
當前，各新能源參與電力現(xiàn)貨交易的省份，一定程度上均存在主網網架約束的現(xiàn)象，都采用集中式市場模式。
圖1 中長期與電力現(xiàn)貨市場銜接及偏差結算
風電進入電力現(xiàn)貨市場后，首先要將中長期交易電量在日前市場開市前完成分解。由中長期交易與電力現(xiàn)貨交易偏差結算示意圖（圖1）可知，中長期合約交易電量按中長期合同約定價格結算，日前市場與中長期曲線偏差按日前現(xiàn)貨價格結算，實際發(fā)電量與日前出清偏差按實時現(xiàn)貨價格結算。中長期合約、日前市場和實時市場的電能量出清按15min時間間隔進行，電能量結算最小間隔是15min或者1h。為實現(xiàn)電能量電費收益最大化，從時間維度，按照交易時序遞進的關系描述電能量的偏差結算原理，得到電能量電費的最優(yōu)化結算公式：
式中，Qi中長期為該時點所有中長期合約電量，Pi中長期為該時點所有中長期合約加權均價，Qi日前為該時點日前出清電量（一般取值為該時點風電場上報的日前功率預測電量值），Pi日前為該時點的日前出清電價（可以是節(jié)點電價或者分區(qū)電價），Qi實時為該時點分時計量電量（電量精度由場站電表小數位數決定，15分鐘級電能量計量要求達到電表四位小數精度），Pi實時為該時點的實時出清電價。
二、中長期合約控制
基于前文所述，集中式市場中長期合約屬于金融性合約，風電參與中長期交易的方式，取決于中長期合約電價與該時點現(xiàn)貨電價的關系。
從日前出清邏輯來看，當中長期電價高于現(xiàn)貨電價時，就需要多做中長期交易，提前鎖定收益，加大中長期持倉量，極限倉位值為觸發(fā)中長期超額獲利回收的門限值。在電力現(xiàn)貨市場模式下，取消了調峰輔助服務市場，而是通過電能量市場實現(xiàn)調峰功能，即在新能源大發(fā)時段火電可以自身少發(fā)電，以低電價甚至零電價購入現(xiàn)貨電量，實現(xiàn)中長期偏差結算。具體來看，在新能源大發(fā)的月份，火電機組為了開機，將電能量量價曲線的第一段按“0”報價，新能源整體出力在午間大幅提升，此時火電競價空間（火電競價空間=系統(tǒng)負荷+聯(lián)絡線-新能源出力）受到壓縮，當競價空間為負時，現(xiàn)貨出清電價為0，在無阻塞情況下，全網此刻各節(jié)點下的電源現(xiàn)貨出清電價均為0，為了避免現(xiàn)貨零電價對風電電能量收益造成影響，可以將該時段的中長期合約簽滿；反之，對應新能源小發(fā)月份的晚高峰時段，火電競價空間大，產生現(xiàn)貨峰值價格，現(xiàn)貨電價明顯高于中長期電價，則需要保持低倉位，甚至不要基數電量的“0”倉位。
一方面，受制于風電出力的波動性，無法精準估計長周期的電能量產能；另一方面，風電處于被動接受電力現(xiàn)貨出清電價的狀態(tài)，而長周期的電價預測主要受火電燃料價格、氣象、市場供需等因素影響，因此，長周期現(xiàn)貨電價預測難度較大。為了給新能源發(fā)電企業(yè)更多的調整手段，目前第一批現(xiàn)貨省份中的山西、山東、甘肅均已開展分時段交易，風電企業(yè)可以通過旬集中交易、旬滾動撮合交易和D-5日至D-2日日滾動撮合交易，調整風電的中長期倉位。臨近于現(xiàn)貨執(zhí)行日，風電企業(yè)可以根據功率預測產能合理通過分時段交易調整倉位，這樣就能夠避免在現(xiàn)貨市場出現(xiàn)“低價賣電，高價買電”的現(xiàn)象。
三、日前功率預測調整
電力現(xiàn)貨市場采用“節(jié)點邊際電價”出清邏輯，在無系統(tǒng)阻塞的情況下，火電企業(yè)可以通過“電能量量價曲線”確定發(fā)電出力與現(xiàn)貨電價的關系。如上文所述，風電企業(yè)分“報量不報價”和“報量報價”兩種方式參與電力現(xiàn)貨出清，具體為：在新能源“報量不報價”的現(xiàn)貨省份，例如山西、山東，風電只能被動接受火電的出清電價，出清電價取決于市場供需和火電的報價策略；在新能源“報量報價”的現(xiàn)貨省份（地區(qū)），例如甘肅、蒙西，風電企業(yè)為了發(fā)電，特別是對于有補貼的風電項目，為了獲得新能源補貼，風電的電能量量價曲線是一條直線的“地板價”，雖然風電有報價權，但實質上也是被動接受火電的出清電價。參照公式（1）可知，風電企業(yè)可以通過調整日前功率預測電量干預基數電量和現(xiàn)貨日前出清。
以山西為例，《山西省電力市場規(guī)則匯編（試運行V12.0）》規(guī)則體系中對基數電量的分解原則如下：電力調度機構首先預測省內非市場用戶96點用電負荷曲線，剔除非市場化機組發(fā)電曲線（自備電廠、燃氣供熱電廠、煤層氣電廠、水電、抽水蓄能等），形成可向省內發(fā)電側分配的96點基數電量，按照“以用定發(fā)”的匹配原則，以每15min內可分配的基數電量，按照各新能源企業(yè)功率預測占該時段全部新能源企業(yè)功率預測的比例進行分配，最大分得的基數電量不超過新能源預測功率。因此，可以通過調整Qi短期申報控制基數電量Qi基數的倉位。新能源在電力現(xiàn)貨中優(yōu)先消納，即Qi日前與Qi短期申報強正相關，當全網新能源不受限時，Qi日前與Qi短期申報相等。通過公式（1）可以看出，只要Pi日前與Pi實時之間存在電價差，就可以通過改變Qi短期申報調整Qi日前的大小進行套利。但套利是有空間限制的，當Pi日前>Pi實時時，Qi日前超出Qi實時的140%部分，以及當Pi日前 電價預測是電力現(xiàn)貨交易的核心技術 電力作為交易的一種商品而言，其自身的產品屬性（電壓、頻率、波形等）是高度一致的，電力交易的核心是價格，而電力現(xiàn)貨交易的出清價格是節(jié)點邊際價格，體現(xiàn)電力的時間、空間價值。無論是執(zhí)行中長期交易的倉位控制策略，還是在日前市場與實時市場之間的套利，都需要開展電價預測工作，電價預測是電力現(xiàn)貨交易的核心。 對于已開展電力現(xiàn)貨交易的省份，按照《國家能源局關于印發(fā)<電力現(xiàn)貨市場信息披露辦法（暫行）>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管〔2020〕56號，下稱“56號文”）要求，電力交易中心在D-1日8:30前，通過新一代電力交易平臺向市場主體發(fā)布D至D+2日的市場邊界條件信息，主要包括：96點統(tǒng)調負荷預測曲線，非市場化用電曲線，風電、光伏等新能源總加預測曲線，外送總加曲線；發(fā)電機組檢修總容量，系統(tǒng)正負備用需求（常規(guī)負荷備用和新能源負荷備用）；輸變電設備檢修計劃；電網關鍵斷面約束情況；必開必停機組（群）。 上述信息是進行電力預測的邊界條件，為了取得較好的預測效果，筆者建議采用隨機森林方法。隨機森林是由統(tǒng)計學家Leo Breiman提出的一種并行的集成學習模型，它由Bagging（bootstrap aggregating）和隨機特征子空間（Random Subspace Method，RSM）構成。基于隨機森林的日前電價預測方法是在構建多棵決策回歸樹（Classification And Regression Tree，CART）后，將所有樹的結果平均，得到最終的預測結果，原理如圖2所示。采用定時接口方式，從電力交易中心獲取系統(tǒng)負荷預測、新能源預測、外送總加計劃和火電開機容量作為電網邊際信息，并與前21天歷史電價結果共同形成預測輸入數據樣本集，經由100棵決策樹迭代回歸求解，將其算術平均值作為最終的省內現(xiàn)貨日前電價預測結果。 圖2 基于隨機森林的日前電價預測模型 以山西省為例，選取臨近21日的系統(tǒng)負荷預測、外送聯(lián)絡線計劃、新能源出力預測值、火電開機容量、日前出清電價滾動訓練隨機森林電價預測模型，根據2022年4月山西省內現(xiàn)貨日前電價測試結果，基于均方根誤差統(tǒng)計方法，預測均方根誤差率日均值僅為7.29%。由2022年4月6日至9日的預測結果（圖3）可知，利用上述隨機森林算法預測現(xiàn)貨日前電價，能在2s內實現(xiàn)預測結果收斂，且預測趨勢與出清的日前電價高度一致，準確率和時效性均能滿足風電企業(yè)參與電力交易的需求。 圖3 日前電價預測與出清結果的比對 數字化是風電參與電力現(xiàn)貨交易的必要手段 數字化已成為風電企業(yè)參與電力現(xiàn)貨交易的必然手段，原因如下：按照56號文信息公開范圍，電力現(xiàn)貨市場信息分為公眾信息、公開信息、私有信息和依申請披露信息四類，電力系統(tǒng)運行（發(fā)電、負荷、外送、斷面、阻塞）、電價出清、結算的數據均為96點時標數據，脫離數字化手段已經無法進行基數信息的統(tǒng)計；原有中長期模式下的一個月一次復盤工作，在進入電力現(xiàn)貨交易模式后，變成一天多次復盤，復盤內容從原來的月度級中長期市場電能量擴展到了15分鐘級中長期、日前、實時三個維度電能量，此外還需要對新能源超額獲利回收、中長期超額獲利回收、偏差考核進行復盤，沒有數字化手段已經無法開展復盤工作；目前，部分現(xiàn)貨省份已發(fā)布《電力交易平臺與市場主體第三方輔助系統(tǒng)信息交互數據接口標準規(guī)范》，為市場主體提供一部分信息接口的路徑，為此，市場主體也需要建設自身的基于數字化電力交易能力。 筆者所在的風電企業(yè)從2019年9月起陸續(xù)參與山西、甘肅、蒙西、山東等省份（地區(qū)）電力現(xiàn)貨交易，以提升風電參與電力現(xiàn)貨交易的價值為目標，組建了電力交易專業(yè)化團隊，以建立電力交易能力和建設電力交易數字化平臺為“雙輪驅動”。這是因為，一方面，電力交易能力是基于數字化手段的交易能力，如果脫離數字化將無法完成海量交易數據的展示、處理、分析和決策，也無法實現(xiàn)“倉位管理”和“電價預測”等電力交易關鍵功能；另一方面，數字化平臺的建設過程實質上是電力交易能力建立的過程，是將電力交易員的現(xiàn)貨經驗進行數字化實現(xiàn)。因此，電力交易輔助決策平臺需要基于電力交易業(yè)務場景需求設計開發(fā)，并能夠伴隨著交易規(guī)則的變化而同步迭代更新。例如，山西自電力現(xiàn)貨結算試運行以來，先后發(fā)布12個版本的現(xiàn)貨規(guī)則體系，電力交易輔助決策平臺的復盤模塊要能根據不同規(guī)則的應用時間節(jié)點，做到精準復盤。 目前，市場上出現(xiàn)了多種電力現(xiàn)貨交易輔助決策系統(tǒng)產品，各產品之間存在一定差異。例如，蘭木達公司的產品突出報價與咨詢服務，清能互聯(lián)公司的產品優(yōu)勢在于出清算法和復盤，國能日新的產品優(yōu)勢在于新能源功率預測。筆者所在公司基于3年參與電力現(xiàn)貨經驗自主開發(fā)了某款電力交易輔助決策數字化平臺（圖4）。該平臺突出電力交易業(yè)務需求，采用SaaS（Software-as-a-Service，軟件即服務）結構，充分利用SaaS的“可重復使用”優(yōu)點，降低系統(tǒng)開發(fā)成本，縮短電力交易輔助決策數字化平臺開發(fā)周期；以數據倉庫技術打造電力交易數據信息庫，全面收集交易過程中產生的市場披露信息、交易數據、合約數據、結算數據、電網調度數據、外部市場數據、集控運行系統(tǒng)數據等七大類數據；使用數倉技術，提高電力交易時標屬性數據的多時間尺度查詢效率，例如20s內能完成50個交易單元的年度級結算數據的統(tǒng)計，所有結算可以逐級分解至15分鐘級明細數據。采用該平臺可以實現(xiàn)包括電價預測、負荷預測在內的情報收集；風電產能與中長期合約、現(xiàn)貨倉位有效銜接的策略制定；根據所在省份交易規(guī)則執(zhí)行，特別是針對分時段交易進行“價格監(jiān)聽、搶單成交”的策略申報；現(xiàn)貨交易的復盤等涵蓋電力交易流程所有環(huán)節(jié)的各項功能。 結語 風電企業(yè)參與電力現(xiàn)貨交易的工作要點可以總結為“四做”?！白鲎恪遍L期交易：倉位管理，基數合約分配，日滾動交易調倉，并將風電場檢修工作范圍作為參與交易的邊界條件。“做準”日前現(xiàn)貨交易：電價預測，以風電場超額獲利回收觸發(fā)邊界為限進行日前功率預測曲線調整，省間日前電力現(xiàn)貨申報。“做細”實時現(xiàn)貨交易：AGC（自動發(fā)電）監(jiān)控，風電動態(tài)出力上限設置，省間日內電力現(xiàn)貨申報?！白鼍睆捅P：電能量收益分析，市場運營費用分析，“兩個細則”費用分析，交易得失分析，更新迭代交易模型。 隨著電力市場化改革深入和全國統(tǒng)一電力市場的加速建設，將會有越來越多的省份要求風電企業(yè)參與電力現(xiàn)貨交易。電力現(xiàn)貨交易是循環(huán)往復的工作，作為風電企業(yè)的電力交易員，需要依托于數字化交易能力的建設，在中長期交易、日前現(xiàn)貨交易、實時現(xiàn)貨交易和交易復盤4個階段持續(xù)總結經驗，持續(xù)提升交易能力，為風電企業(yè)在電力交易中發(fā)現(xiàn)價值、創(chuàng)造價值。 作者單位：新疆金風科技股份有限公司
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