甘肃现货市场｜5月现货 甘肃的风电亏了 怪谁？

1.

新亏损主体——5月甘肃现货市场的风电企业

今年5月份，甘肃省试运行了双边现货市场结算，风电企业居然整体亏损严重。有风电市场人士告知：

“5月份这次结算，在未获利的情况下，还要回吐一部分新能源超额获利回收。算下来，上网电价比中长期电价还低。”

来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）

直叫人联想到1月份的叫停，但这回的亏损问题，究其根本，却与上一阶段省内暂停现货试运的原因大不一样。

回忆年初，甘肃现货被叫停，经多方分析，一来，受当时供需紧张的总形势影响，交易价格高企，频频触及0.5元/千瓦时上限；二来，仅运行了单边现货市场，用户仍执行政府计划定价或中长期直接交易价格，未实际参与现货市场竞争，由此导致市场化发用电侧结算收支不平衡，产生了所谓的“不平衡资金”。

而5月1日开启的新一轮试运行，显然对上一阶段仅运行单边市场的劣势作了反思，进而开启了双边市场——发电侧和用户侧均报量报价。不想，大量进入双边市场的风电企业却“迎来”巨亏。

这一结果，算不算正常？

2.

风电巨亏找到原因

此轮现货开展前，甘肃省对“现货市场短期内可能降低新能源售电价格”这一情况还是有所预判的：

“对于甘肃省大量新能源企业来说，其边际成本极低，最大的目标是生产尽可能多的电能，以回收巨大的投资成本，故其市场行为多是以低电价抢占省内、省外市场发电空间，但因其波动性、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。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。”

上述预判出自于4月份公开的《甘肃电力现货市场建设方案》（暂行V2.2）。对比之前的方案，这一版新增了“新能源超额获利回收”概念：

“是指规范新能源机组合理预测发电量，降低新能源机组申报套利行为，为新能源发电实际出力曲线与日前现货市场出力计划曲线出现偏差时，对于新能源市场分时偏差电量超出允许偏差范围的，将价差收益进行回收。”

有人觉得，正是“新能源超额获利回收” 、中长期合约分解等三个原因的叠加，直接造成了这次风电企业集体亏损：

一、日前和日内市场，分时预测电量偏差过大触发了新能源超额获利回收；

二、新能源企业的中长期（直购电）合约电量分解至现货的96个时段存在问题，带来巨大的偏差量；

三、现货规则结算中，计算新能源超额获利回收时没有考虑中长期电量分解与电价高低。

3.

新概念——新能源超额获利回收

“新能源超额获利回收”并不为大多数人所知，但甘肃这次把它定义为不平衡资金的四大结算项之一。

并列其中的，还有“市场和计划双轨制不平衡资金”、”分区价差不平衡资金”、“用户侧允许偏差收益回收资金”三类。

有人会好奇，在市场运行前就预设不平衡资金，这是为什么？

有资深场内发电专家点出：

“上一轮电改东北市场的停摆看来仍留有‘余威’，但业内外人士对‘不平衡资金’的认识，基本还处于‘盲人摸象’的状态。事实上，只要电力现货市场运行起来，必定会产生不平衡资金。只不过在国外市场上，小金额是常见的，‘理论’上大金额不应该出现。”

去年以来，业内每每“一谈不平衡资金则色变”，确实与其金额之大有关。比如，1月甘肃叫停现货之后，有报道称国网甘肃电力公司测算出其2020年12月的“不平衡资金”高达1.58亿元，随即引起哗然。

该专家补充道：

“各个现货试点省出现不平衡资金，其中的具体结算项目，产生原因都不径相同，至于不平衡资金到底影响力多大，对市场建设起不起到决定性作用，则应该分开谈，谨慎谈，甚至要反复通过市场仿真来加以研究。有些不平衡资金结算项是可以取消的——比如广东的“ 气电成本补贴”，算是政策性补贴，假如设计容量补偿机制，则可取消；而有些不平衡资金则必定存在——比如山东的双轨制不平衡，是因为优发优购电量电力不平衡及产业电价政策导致的发用电侧结算收支不平衡，无法取消，需要做的是确定合理的分摊方式。”

而这次现货结算新增“新能源超额获利回收”，或多或少与去年喊停前，甘肃出现大量新能源机组申报套利赚钱的情况相关。今年迈入双边市场，根据配套的《甘肃电力现货市场结算实施细则》，对新能源发电预测能力则更加提升要求：

“每个交易时刻，风电日前和实时的预测偏差率不能超过25%，光伏则不能超过15%，否则, 在以下两种情况下，超额获利回收资金按实际上网电量比例返还。”

这一下，暴露了甘肃部分风电企业短期预测准确率低的实际情况。

4.

风功率预测的挑战

今天预测明天的风电出力，能做到偏差25%以内吗？

工作室获得的回答不一。

有做风功率预测的企业说：

“如果考虑一天的总发电量，偏差控制在25%问题不大。但如每15分钟的分时预测，则要看站，在山区的电站和在平原的电站预报难度不同，如果25%算合格的话，预报难度低的站合格率能到80%多，难度高的合格率约在60-70%吧。”

有风电站人士承认：

“企业确实存在短期和超短期预测准确率低的实际情况，参与电力现货市场受损失比较严重。”

尽管这次试结算暴露了风电自身种种问题，多数风电人士还直接把亏损矛头直接指向了中长期合约的分解：

“从几次结算试运行的实践看，现货市场下，新能源中长期电量与分解是影响新能源利益的最大因素。新能源年度电量确定后分解到月，月度电量确定后分解到日，日电量确定后分解96点曲线后，都会给新能源带来巨大的电量偏差风险。新能源超额获利回吐与中长期量价密切相关，而规则中计算新能源超额获利回吐时没有考虑中长期电量分解与电价高低，导致新能源没有获利情况下发生‘新能源超额获利回吐’现象。”

试结算暴露出中长期市场与现货衔接的矛盾，在国网甘肃省电力公司请示文件里，5月现货市场结算试运行的工作目标之一，本就是要检验现货和中长期的衔接。

工作目标（三）：检验省内现货市场与中长期市场、辅助服务市场、跨省区市场以及省间调峰市场衔接的有效性和连贯性。”

换句话说，通过纳入双边加入现货市场，暴露本次矛盾，与本次现货试运行的前进方向还是一致的。

那么甘肃省的风电企业究竟是怎么签中长期合约的呢？

5.

大用户直购电的存在

有风电企业认为，不管是省内，还是省外，自己在中长期市场已经做了大幅度的被动让利。

根据下图，甘肃的省内中长期电能量交易品种，由大用户直接年度交易、合同转让交易，自备电厂向新能源发电权转让交易、优先发电保障性收购电量等品种构成。

省内的“大用户直接交易”，和省外中长期外送交易，正是刚才风电企业所说的“被动大幅让利”：

“目前，新能源与火电在中长期外送交易中按照3:7量价拆分打捆交易，在省内组织的直购电交易中也是按一定比例配比低价新能源。在省内外中长期市场交易时，新能源已经在价格上进行了被动的大幅让利，为省内外市场交易顺利开展做出了极大的贡献。”

市场交易结果确实也“佐证”了所谓“被动大幅让利”的说话。

根据参与大用户直接交易的市场人士透露的内容，今年，省内连续组织了三批四次大用户“专场”交易。

以第一批为例，

用户类型事先既定——电解铝、鼓励类的新材料项目、省政府招商引资确定引进的大数据企业。

发电电源（新能源、火电、水电）配比也事先既定——电解铝企业、鼓励类的新材料项目用电量与新能源、火电、水电企业按16%、34%、50%配比组织；大数据企业用电量与新能源、水电企业按80%、20%配比组织。

用户侧的统一挂牌价也提前既定——交易采用挂牌交易方式进行组织，电力用户挂牌、发电企业摘牌。

用户侧与新能源交易，统一挂牌价格为107.80元/兆瓦时；用户侧与火电交易，统一挂牌价格为291.00元/兆瓦时；用户侧与水电交易，统一挂牌价格为226.00元/兆瓦时。

对此，有市场人士认为，第一批所谓的挂牌交易，实质是圈定了特定的电力用户，给予了特殊的新能源高配比、以及倒推测算而来的所谓挂牌价格。

但这组“尽心尽力”的交易安排，并没能换来市场主体的全体点赞，相反，吐槽声倒是不少：

新能源认为：自己的让利，是被动的，且让利幅度过低。中长期交易中火电凭借绝对优势不断压缩议价空间；另一方面新能源尤其是风电场始终存在负荷波动性大，受制于风况的季节特性，在年底出现大量负现货引起严重亏损，再加之甘肃现货市场“先结市场后结基数”的原则，压制了新能源电厂基数电量。

省内火电人士也不甘示弱，认为：这是为了保证新能源消纳牺牲火电厂利益，火电厂又没有容量市场支撑，火电厂生存困难。

而政府和电力公司夹在其中，左右为难。

有外省售电经验的主体又吐槽：这是定好了价，定好了量的直购电，不能算市场化交易。

风电企业较一致的呼声则是：

“现货细则意见稿中既未说明发用双侧如何签订曲线也未规定典型曲线的形状，大规模风电装机又如何跟用户签订曲线，难道让发用双方各干各的？

6.

中长期与现货的衔接困扰

大用户直购电原本安排的非常“紧然有序”，但由于只交易电量，不交易带负荷曲线的电力，那么与双边现货市场一衔接，就暴露了问题。

就像甘肃省一开始就已经预判到了双边市场运行起来后，短期内无法满足各方面利益，甚至可能出现“现货市场短期内可能降低新能源售电价格”一样，另一个明显的矛盾则是，甘肃高耗能工业负荷占全社会用电量的40%左右，工业企业对电价极其敏感，通过电力市场获得低价电的愿望强烈。现阶段，用户只在乎降电价。所以直购电变相地成为了用户的保护伞。

而省内中长期交易的定位，似乎也正在与现货市场工作目标形成矛盾，中长期交易的出发点之一，在于最大化挖掘清洁能源的消纳的潜力，尤其当前的“双碳”政策更是利好风力发电的消纳。省内直购电当然“简单”地达到目的，但其帮助的是消纳新能源电量，却在交易中，割舍了新能源电价利益，也放弃了新能源的“电力”属性。

至于火电企业，普遍寄希望于从现货市场获得容量价格、辅助服务价格，以补偿其固定成本投资。显然，省内大用户直购电赋予火电的权利，是利用自身体量优势，不断压缩议价空间，殊不知，在煤价高企的当下，如此压价的火电不得不经历严峻的亏损。

说白了，这类定电价、定电量，却忽视曲线约定的大用户直购电交易，以当前的眼光来看，就像是火场附近的一盆水，的确救得了近火，但始终能力有限，假如火势持续凶猛，不打119叫消防员怎么行呢？可问题是，在现货市场规则制定尚未成熟、处在探索阶段的情况下，一旦开始衔接，短期内必有人“烧伤”，于是就会忍不住呐喊：“停止吧，回到过去吧！”

当然，但也有较冷静的市场人士，针对5月份试运行情况，给出了一针见血的说法：

“打铁还需自身硬，风电亏损只是表象。

甘肃的电源结构如此特殊，如果仅从自身亏损角度看问题，能看得清楚本质吗？再说了，也有正常运行的风电场。风电亏只是表象，新能源超额获利回收这类不平衡资金是基于算法的，很难提前预判出来，如果电站还是沿用老的思路去做风功率预测，而自己的交易人员不去读懂规则，那么就没办法领悟到市场正确的引导方向，说白了，并不是预测不准导致亏损。”

另外工作室也发现，甘肃早在2017年，就印发《甘肃富余新能源电力电量跨省跨区增量现货交易规则(试行)》——省内风电、光伏发电企业在有富余发电能力的情况下，通过跨省跨区输电通道，在国调组织的跨区现货交易系统中与受端电网企业、电力用户、售电企业开展日前市场+日内市场的现货交易。

其中，对风电、光伏的第第二日预测偏差值规定也分别是25%、15%，（如下图）与2021年4月现货规则中的新能源超额获利回收返还一致，只不过，富余新能源电力电量超出偏差，只以该厂基数电量补充。

对比，今年现货方案的获利回吐，则让风电厂真的有切肤之痛。

一场双边现货市场试运行，的确试出了一些普遍性问题，比如中长期合约，怎么和现货做衔接。

但同时，也试验出了市场主体个体水平的差距。

7.

甘肃新能源容量翻倍如何实现

今年3月《甘肃省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》经省政府办公厅印发实施。

来看看其中一组数据：

“到2025年，全省风光电装机达到5000万千瓦以上，可再生能源装机占电源总装机比例接近65%，非化石能源占一次能源消费比重超过30%，外送电新能源占比达到30%以上。多措并举提升煤电机组运行效率，推动煤电行业清洁高效发展，建设绿色化工生产基地。

坐拥全国首个千万千瓦级风电基地的甘肃，曾经弃风限电严重——2016年国内首次发布全国风电投资监测预警结果，吉林、黑龙江、甘肃、宁夏和新疆等五省地预警结果为红色。直到2020年5月，甘肃全面解除风电投资红色预警后，风电产业也取得了长足发展。

再看另一组截至2020年底的数据：

——甘肃全省发电总装机容量5620万千瓦，其中风电装机容量1373.2万千瓦，占比达四分之一。

——地处西北电网中心，甘肃整体外送能力达2800万千瓦。

——全省全社会用电量累计为1375.7亿千瓦时，全省完成发电量1787.43亿千瓦时，其中，火电901.03亿千瓦时，风电246.25亿千瓦时，省内风电上网占比接近18%。

两组数据对比，甘肃的新能源装机还有一倍以上的容量增长空间（含外送空间）。

在国外，气电的快速启停可以配合新能源出力的波动性，而未来在中国，能超越火电，与新能源发电形成更优搭配的抽水蓄能电站，也正在完善其价格形成机制。

6月8日，甘肃武威市人民政府与中国长江三峡新能源集团股份有限公司正式签订了《武威抽水蓄能电站项目前期工作合作意向协议：

在武威建设抽水蓄能电站可兼顾全省新能消纳受阻严重的河鱼断面和全省负荷中心调峰需求，具备很强的位置优势和开发必要性。同时抽水蓄能电站可就近为河西第二条特高压外送通道提供可靠的配套电源保障，进而推动甘肃省新能源资源大规模开发和河西地区千万千瓦级风光互补发电基地建设。

今天现货市场里风电的亏损，好像是在提醒甘肃电力市场主体，未来，要更大程度上消纳新能源，依赖的一定是价格机制、以及市场规则的完善和公平，但市场前进的路上，注定充满阵痛，真正的电力市场不会倒退，合格的市场交易主体，也当未雨绸缪。