甘肃省电力交易市场分析报告

01甘肃发电装机规模及结构

甘肃省为我国重要能源基地，2021年甘肃全省发电装机6152万千瓦；其中火电2309万千瓦（占比37%），水电967千瓦（占比17%），风电装机1725万千瓦（占比28%），光伏装机1146万千瓦（占比19%），电源类型分布比较平均。

（来源：北极星售电网 作者：上海电气吴文迪）

十四五规划目标2025年底省风电、光伏装机容量分别达到3853万千瓦和4169万千瓦。

图 12021年甘肃省电力结构

图 2甘肃风电、光伏装机容量1

在丰富的风光资源下，甘肃省风电、光伏利用小时数仅处于全国中游，主要由于省内消纳能力欠缺、外送通道不足。随着近年来电源侧调峰的发展以及外送特高压线路建设，甘肃省弃风弃光率得到改善，弃风率从2017年的33%降至2021 年的4.1%；弃光率从2017年的20%降至2021年的1.5%。弃风弃光率的大幅改善下甘肃省风光利用小时数逐年提升，2021 年甘肃省风电利用小时数为2022小时、光伏 1525小时。

图 3甘肃弃光率、弃风率

图 4甘肃风电、光伏年利用小时数

02甘肃电力市场简况

近三年来，甘肃电力交易中心服务市场主体数量翻番，主要包括各类发电企业、电力用户、售电公司等,截至2022年上半年，甘肃电力市场共注册市场主体4975家。

1、省内电力市场交易情况

2022年甘肃省市场化电力用户用电总需求规模680.69亿千瓦时，截至8月省内直购电中长期交易成交量达616.36亿千瓦时，创历史新高，签约率上涨22个百分点，达90.55%；其中年度交易总成交电量为464.14亿千瓦时，月度、月内多日交易成交电量152.22亿千瓦时2。

甘肃省自2021年12月1日起不再执行大工业、一般工商业目录销售电价3，所有工商业电力用户进入市场交易，形成市场交易上网电价。

图 5甘肃省月度平均上网电价（元/kWh）

甘肃省脱硫煤标杆电价为0.3078元/千瓦时，工商业目录销售电价取消后，2021年12月至2022年8月平均市场交易上网电价为0.3263元/千瓦时，12月至22年4月平均上网电价0.3573元/千瓦时，相比基准电价上浮16%；5-8月有明显下降，平均上网电价0.2875元/千瓦时，相比基准电价略下浮6.6%，且有抬头趋势，预计9月-12月将有所上升。

2、省间电力市场交易情况

2020年甘肃跨区跨省外送电量达520.16亿千瓦时；2021年甘肃省间年度交易计划电量404.56亿千瓦时，实际达成517.55亿千瓦时，同比下降0.5%。

省间市场化交易价格参考北京电力交易中心数据:北京电力交易中心2020年省间市场化交易电量完成5194亿千瓦时，省间市场化交易平均价格0.2928 元/千瓦时；2021年省间市场化交易电量完成6429亿千瓦时，省间市场化交易平均价格0.3000元/千瓦时，相较2020年上涨2.5%。

03甘肃电力市场交易政策规则

（一）市场交易主体

发电企业、售电公司、电力用户。

未参加市场化交易的电力用户由售电公司代理购电。

图 6甘肃电力交易品种及方式

（二）交易品种

主要开展电能量交易（按照年度、月度、月内多日的顺序开展交易），灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场需要开展输电权交易、容量交易。

电能量交易主要分为中长期交易和现货交易。

1、中长期交易：包括年度交易、月度交易、月内交易。省内电力中长期交易以年度交易4为主，月度交易5作为年度交易合同缺额的补充，探索月内交易6作为年度、月度交易的补充。市场主体“年度+月度”交易签约电量不应低于前3年平均值的90%，以锚定电量和电价，降低市场波动风险。

对于发电企业，应根据自身生产经营计划，确定交易年度最大发电能力作为年度交易量，并分解到各月参与交易；根据资源供应情况，修正自身发电能力计划，计算自身月度发电能力裕量后参与月度交易；发电企业发电能力预测需精确至日内各时段，形成负荷预测曲线，建议发电企业合理组合交易申报时段，以期实现交易时与用户时段曲线相匹配。

2、现货交易

甘肃电力现货市场包括日前现货市场交易和实时现货市场交易，均采用集中竞价、统一出清的方式。发电企业以交易单元为单位申报量价信息，申报价格上下限暂定为0.04-0.65元/千瓦时。

（三）电能量交易方式

电能量交易包括集中交易和双边协商交易7两种方式，其中集中交易包括集中竞价交易8、滚动撮合交易9和挂牌交易10。

以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易鼓励连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易实现定期开市；在集中竞价交易中，优先发电计划电量和清洁能源发电电量优先出清。

（四）政策基本导向

深入贯彻国家“六签”要求和全国统一电力市场建设部署，推动甘肃电力中长期市场连续运营全面落地实施，实现在年度交易、月度交易的基础上，以“周交易”为常态的连续开市格局；推动健全合同灵活调整机制，完善偏差结算机制，保障中长期合同诚信履约，持续优化中长期市场连续运营机制，不断提升优质服务水平，探索D+3日滚动交易，力争实现省内直接交易、发电权置换交易、合同交易在D+3日滚动交易中的融合；持续提升市场活跃度和灵活度。

04电量电费结算分析

（一）电能量电费结算规则（R-电费，P-单价，Q-量）

电能量市场按照中长期交易、日前现货交易、实时现货市场的顺序进行结算，日清月结。

采取双偏差结算模式，中长期合约全电量结算，日前现货市场出清曲线与中长期结算曲线的偏差电量按日前现货市场价格结算11，分时上网电量与日前现货市场出清曲线的偏差电量按实时现货市场价格结算。

1、中长期交易结算

中长期交易结算分为合同结算与偏差结算。当履约大于合同总电量时，按照合同总电量结算；当履约小于合同总电量时，按照实际履约量结算。如果履约比例小于95%，则与用户结算偏差电量电费作为履约不足对用户的补偿12。

图 7 中长期电力交易结算

2、现货交易结算

每个交易时段t发电侧市场主体以其所在节点的节点边际电价P，经限价约束后形成该交易时段现货市场结算价格。

实际上网大于实时现货电量的部分，以结算最低限价结算13。

（二）其他结算科目结算规则

1、执行偏差考核费用与返还

按照《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》（即“两个细则”）执行偏差考核14；并网管理考核分、辅助服务补偿分作为考核和辅助服务补偿结算的依据。

偏差考核费用按月结算，并优先用于平衡辅助服务市场调频里程补偿费用，若有剩余，则按照发电侧当月现货偏差电量等比例返还。

2、结构不平衡费用及分摊

（1）省内双轨制不平衡资金：未参与现货市场结算的用户，其实际用电量与月度中长期合约电量的偏差，在用户侧按固定价格结算，但是在发电侧按现货价格结算，两者产生的结算费用偏差。由参与现货市场的发电企业按照实际上网电量比例计算分摊。

（2）省间双轨制不平衡资金：月内开展的各类省间短期外送交易，在省内按现货市场价格结算，但省外按省间交易价格结算，两者产生的费用偏差。由发电企业按照全月正偏差电量占比进行分摊。

（3）分区价差不平衡资金：指发电侧以节点电价进行结算，用户侧以河东或河西分区节点加权平均电价进行结算，由此导致的用户费用和发电企业费用之间的偏差。在发电侧，按发电企业实际上网电量分摊发电侧应承担分区价差不平衡资金部分。

3、辅助服务交易费用

有偿辅助服务包括调峰辅助服务和调频辅助服务；省内发电企业以及经市场准入的电储能和需求侧资源（电力辅助服务市场主体）应按规则申报电力辅助服务价格、电力等信息，并按调度指令提供辅助服务，依据规则承担电力辅助服务有偿分摊费用。

辅助服务费用按照收支平衡原则在全省范围内统一结算；风电场、光伏电站分摊金额上限=实际发电量×全省当月平均上网结算电价×0.25，且不超过当月结算电费。

4、现货市场运营费用

现货市场运营费用由火电正常开机补偿、火电紧急调用开机补偿、调频能量补偿、用户侧偏差收益回收资金、用户中长期合同履约不足回收资金、上月差错追补资金组成。各项费用按照《甘肃电力现货市场结算实施细则》第十章相关规定计算补偿与分摊金额。

按照年度、月度、月内多日、日前现货、实时现货的顺序开展交易，结合政策，建议发电企业一是对电站出力曲线预测要准，多参与中长期交易（双边协商为佳），其次偏差部分参与现货市场交易，以提高场站整体收益。

05电力市场交易政策文件

《甘肃双边电力现货市场规则体系》

《甘肃省发电企业电量转让交易管理办法》

《甘肃富余新能源电力电量跨省跨区增量现货交易规则》

《甘肃省发电企业合同电量转让交易方案》

《甘肃省电力中长期交易规则》

《甘肃电力市场管理实施细则》

《甘肃电力现货市场2022年完整年结算试运行工作方案》

《甘肃电力现货市场交易实施细则》

《北京电力交易中心跨省跨区中长期交易实施细则》

《甘肃电力辅助服务市场运营细则》

《西北跨省电力调峰市场运行规则》

注：

1 图片来源，安信证券

2 成交价格未有相关信息披露，但可在电网代理购电平均上网电价中得到一定体现

3 政策文件：①国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、②《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）

4 年度交易：即以当年年度电量作为交易标的物

5 月度交易：以次月电量或者年度内剩余月份的月度电量（月度分时电量）作为交易标的物，着眼于电力电量平衡，按月定期开展

6 月内（多日）交易：以月内剩余天数尚未执行的全部或部门合同电量或者特定天数的新增需求电量（分时电量）作为交易标的物

7 双边协商：在规定的交易起止时间内，电力用户与发电企业自主协商确定交易意向，提交电力交易平台，经电力调度机构安全校核后形成交易结果

8 集中竞价：设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总市场主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果

9 滚动撮合：在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交

10 挂牌交易：市场主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资质要求的另一方提出接受该要约的申请

11 场站参与省间电力现货交易，将省间交易结果叠加至中长期交易结算曲线，并以此作为现货市场偏差结算依据

12 当用户履约不足时，也会对发电企业有一定补偿

13 申报价格上下限暂定为0.04-0.65元/千瓦时

14 打分制，每分=1000元

15 Q均为月度偏差电量，e.g.Q现货发电为发电侧月度现货偏差电量

（本文为投稿，文中内容观点仅代表作者）