风电企业参与电力现货交易的探索和实践

自从《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）下发以来，党中央、国务院部署实施新一轮电力体制改革，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成。

电力现货市场是电力市场的重要组成部分，我国自2017年8月启动电力现货市场建设试点工作以来，电力现货市场建设进入落地加速期，截至2022年6月底，第一批试点地区（山西、甘肃、蒙西、山东、福建、广东、浙江、四川）陆续进入电力现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区（河南、辽宁、江苏、安徽、湖北、上海）均已启动电力现货市场试运行，其他地区后续将开展现货市场建设工作。我国将逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制，逐步建成以中长期交易规避风险和以现货市场发现价格的电力市场。

今年以来，国家发展改革委、国家能源局陆续出台了多项政策文件，加大推进电力现货市场建设力度。2022年1月，印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改办体改〔2022〕118号，下称“118号文”）提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

2022年2月，印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号，下称“129号文”），支持具备条件的现货试点地区不间断运行，尽快形成长期稳定运行的电力现货市场，加快推进电力现货市场建设对于发现分时电价、实现高峰电力保供和低谷新能源消纳、确保电力安全具有重要的现实意义。

118号文勾勒出“十四五”“十五五”电力市场蓝图；129号文给出了2022年电力现货交易市场建设政策方向，明确了加速推动新能源进入电力现货市场趋势。从实际市场执行情况来看，属于第一批试点地区的山西、甘肃、蒙西要求集中式风电全部进入电力现货市场，山东为风电提供10%电量或全电量两种模式参与电力现货交易；属于第二批电力现货试点省份的辽宁要求省调直调风电全部进入电力现货市场，河南分2次开展7天模拟试运行，要求2020年12月31日后并网且不享受补贴的集中式风电企业进入电力现货市场，湖北要求地调以上风电场参与电力现货交易。

风电企业进入电力市场，参与电力现货交易已成趋势。

电力现货市场并不能完全解决可再生能源消纳问题，现货市场本质是发现合理价格，充分反映市场供需关系，现货市场的合理设计机制可以引导和促进风电消纳。在考虑风电出力固有“波动性”属性及适应各省份电力现货市场规则的前提下，实现收益最大化，是风电企业参与电力现货交易的目标。本文以笔者所在风电企业近3年参与电力现货交易的经历，分享电力现货交易关注要点和基于数字化交易能力建设的重要性。

仓位管理是风电参与电力现货交易的刚需

一、电力现货市场衔接问题

电力现货市场是以实现电能量交割为目的，以集中竞价为交易方式，以较短时间为交易周期的电能交易市场。

目前，国内风电以两种模式参与电力现货市场，一种是对于山西、山东等新能源消纳问题不大的省份，新能源全电量优先出清，以“报量不报价”的方式参与，被动接受市场出清价格；另一种是对于甘肃、蒙西等新能源占比较高的省份（地区），存在部分时段新能源“弃电”现象，新能源以“报量报价”的方式参与，由申报价格和市场供需关系决定出清结果。

电力中长期交易是电力现货交易的前置环节，其标的物也是电能量。中长期交易按区域划分为省内交易和跨省跨区交易，按交易组织方式分为双边协商、集中竞价、挂牌、滚动撮合等方式，按交易合同的时间维度可划分为多年、年、多月、月、周、多日交易。

风电的基数电量也视为厂网间的双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入中长期管理范畴。自2021年起，国家有关部门对中长期合同提出“六签”（全签、长签、见签、分时段签、规范签、电子签）要求，落实中长期合约“压舱石”的作用，现货电量控制在5%～10%的范围。

电力现货的市场模式主要分为分散式和集中式两种。其中，分散式电力市场模式主要以中长期实物合同为基础，合约需要物理执行，属于物理合约的范畴，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易；集中式市场模式主要以中长期差价合同管理市场风险，合约不需要物理执行，属于金融合约的范畴，配合现货交易采用全电量集中竞价。

当前，各新能源参与电力现货交易的省份，一定程度上均存在主网网架约束的现象，都采用集中式市场模式。

图1 中长期与电力现货市场衔接及偏差结算

风电进入电力现货市场后，首先要将中长期交易电量在日前市场开市前完成分解。由中长期交易与电力现货交易偏差结算示意图（图1）可知，中长期合约交易电量按中长期合同约定价格结算，日前市场与中长期曲线偏差按日前现货价格结算，实际发电量与日前出清偏差按实时现货价格结算。中长期合约、日前市场和实时市场的电能量出清按15min时间间隔进行，电能量结算最小间隔是15min或者1h。为实现电能量电费收益最大化，从时间维度，按照交易时序递进的关系描述电能量的偏差结算原理，得到电能量电费的最优化结算公式：

式中，Qi中长期为该时点所有中长期合约电量，Pi中长期为该时点所有中长期合约加权均价，Qi日前为该时点日前出清电量（一般取值为该时点风电场上报的日前功率预测电量值），Pi日前为该时点的日前出清电价（可以是节点电价或者分区电价），Qi实时为该时点分时计量电量（电量精度由场站电表小数位数决定，15分钟级电能量计量要求达到电表四位小数精度），Pi实时为该时点的实时出清电价。

二、中长期合约控制

基于前文所述，集中式市场中长期合约属于金融性合约，风电参与中长期交易的方式，取决于中长期合约电价与该时点现货电价的关系。

从日前出清逻辑来看，当中长期电价高于现货电价时，就需要多做中长期交易，提前锁定收益，加大中长期持仓量，极限仓位值为触发中长期超额获利回收的门限值。在电力现货市场模式下，取消了调峰辅助服务市场，而是通过电能量市场实现调峰功能，即在新能源大发时段火电可以自身少发电，以低电价甚至零电价购入现货电量，实现中长期偏差结算。具体来看，在新能源大发的月份，火电机组为了开机，将电能量量价曲线的第一段按“0”报价，新能源整体出力在午间大幅提升，此时火电竞价空间（火电竞价空间=系统负荷+联络线-新能源出力）受到压缩，当竞价空间为负时，现货出清电价为0，在无阻塞情况下，全网此刻各节点下的电源现货出清电价均为0，为了避免现货零电价对风电电能量收益造成影响，可以将该时段的中长期合约签满；反之，对应新能源小发月份的晚高峰时段，火电竞价空间大，产生现货峰值价格，现货电价明显高于中长期电价，则需要保持低仓位，甚至不要基数电量的“0”仓位。

一方面，受制于风电出力的波动性，无法精准估计长周期的电能量产能；另一方面，风电处于被动接受电力现货出清电价的状态，而长周期的电价预测主要受火电燃料价格、气象、市场供需等因素影响，因此，长周期现货电价预测难度较大。为了给新能源发电企业更多的调整手段，目前第一批现货省份中的山西、山东、甘肃均已开展分时段交易，风电企业可以通过旬集中交易、旬滚动撮合交易和D-5日至D-2日日滚动撮合交易，调整风电的中长期仓位。临近于现货执行日，风电企业可以根据功率预测产能合理通过分时段交易调整仓位，这样就能够避免在现货市场出现“低价卖电，高价买电”的现象。

三、日前功率预测调整

电力现货市场采用“节点边际电价”出清逻辑，在无系统阻塞的情况下，火电企业可以通过“电能量量价曲线”确定发电出力与现货电价的关系。如上文所述，风电企业分“报量不报价”和“报量报价”两种方式参与电力现货出清，具体为：在新能源“报量不报价”的现货省份，例如山西、山东，风电只能被动接受火电的出清电价，出清电价取决于市场供需和火电的报价策略；在新能源“报量报价”的现货省份（地区），例如甘肃、蒙西，风电企业为了发电，特别是对于有补贴的风电项目，为了获得新能源补贴，风电的电能量量价曲线是一条直线的“地板价”，虽然风电有报价权，但实质上也是被动接受火电的出清电价。参照公式（1）可知，风电企业可以通过调整日前功率预测电量干预基数电量和现货日前出清。

以山西为例，《山西省电力市场规则汇编（试运行V12.0）》规则体系中对基数电量的分解原则如下：电力调度机构首先预测省内非市场用户96点用电负荷曲线，剔除非市场化机组发电曲线（自备电厂、燃气供热电厂、煤层气电厂、水电、抽水蓄能等），形成可向省内发电侧分配的96点基数电量，按照“以用定发”的匹配原则，以每15min内可分配的基数电量，按照各新能源企业功率预测占该时段全部新能源企业功率预测的比例进行分配，最大分得的基数电量不超过新能源预测功率。因此，可以通过调整Qi短期申报控制基数电量Qi基数的仓位。新能源在电力现货中优先消纳，即Qi日前与Qi短期申报强正相关，当全网新能源不受限时，Qi日前与Qi短期申报相等。通过公式（1）可以看出，只要Pi日前与Pi实时之间存在电价差，就可以通过改变Qi短期申报调整Qi日前的大小进行套利。但套利是有空间限制的，当Pi日前>Pi实时时，Qi日前超出Qi实时的140%部分，以及当Pi日前

电价预测是电力现货交易的核心技术

电力作为交易的一种商品而言，其自身的产品属性（电压、频率、波形等）是高度一致的，电力交易的核心是价格，而电力现货交易的出清价格是节点边际价格，体现电力的时间、空间价值。无论是执行中长期交易的仓位控制策略，还是在日前市场与实时市场之间的套利，都需要开展电价预测工作，电价预测是电力现货交易的核心。

对于已开展电力现货交易的省份，按照《国家能源局关于印发<电力现货市场信息披露办法（暂行）>的通知》（国能发监管〔2020〕56号，下称“56号文”）要求，电力交易中心在D-1日8:30前，通过新一代电力交易平台向市场主体发布D至D+2日的市场边界条件信息，主要包括：96点统调负荷预测曲线，非市场化用电曲线，风电、光伏等新能源总加预测曲线，外送总加曲线；发电机组检修总容量，系统正负备用需求（常规负荷备用和新能源负荷备用）；输变电设备检修计划；电网关键断面约束情况；必开必停机组（群）。

上述信息是进行电力预测的边界条件，为了取得较好的预测效果，笔者建议采用随机森林方法。随机森林是由统计学家Leo Breiman提出的一种并行的集成学习模型，它由Bagging（bootstrap aggregating）和随机特征子空间（Random Subspace Method，RSM）构成。基于随机森林的日前电价预测方法是在构建多棵决策回归树（Classification And Regression Tree，CART）后，将所有树的结果平均，得到最终的预测结果，原理如图2所示。采用定时接口方式，从电力交易中心获取系统负荷预测、新能源预测、外送总加计划和火电开机容量作为电网边际信息，并与前21天历史电价结果共同形成预测输入数据样本集，经由100棵决策树迭代回归求解，将其算术平均值作为最终的省内现货日前电价预测结果。

图2 基于随机森林的日前电价预测模型

以山西省为例，选取临近21日的系统负荷预测、外送联络线计划、新能源出力预测值、火电开机容量、日前出清电价滚动训练随机森林电价预测模型，根据2022年4月山西省内现货日前电价测试结果，基于均方根误差统计方法，预测均方根误差率日均值仅为7.29%。由2022年4月6日至9日的预测结果（图3）可知，利用上述随机森林算法预测现货日前电价，能在2s内实现预测结果收敛，且预测趋势与出清的日前电价高度一致，准确率和时效性均能满足风电企业参与电力交易的需求。

图3 日前电价预测与出清结果的比对

数字化是风电参与电力现货交易的必要手段

数字化已成为风电企业参与电力现货交易的必然手段，原因如下：按照56号文信息公开范围，电力现货市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类，电力系统运行（发电、负荷、外送、断面、阻塞）、电价出清、结算的数据均为96点时标数据，脱离数字化手段已经无法进行基数信息的统计；原有中长期模式下的一个月一次复盘工作，在进入电力现货交易模式后，变成一天多次复盘，复盘内容从原来的月度级中长期市场电能量扩展到了15分钟级中长期、日前、实时三个维度电能量，此外还需要对新能源超额获利回收、中长期超额获利回收、偏差考核进行复盘，没有数字化手段已经无法开展复盘工作；目前，部分现货省份已发布《电力交易平台与市场主体第三方辅助系统信息交互数据接口标准规范》，为市场主体提供一部分信息接口的路径，为此，市场主体也需要建设自身的基于数字化电力交易能力。

笔者所在的风电企业从2019年9月起陆续参与山西、甘肃、蒙西、山东等省份（地区）电力现货交易，以提升风电参与电力现货交易的价值为目标，组建了电力交易专业化团队，以建立电力交易能力和建设电力交易数字化平台为“双轮驱动”。这是因为，一方面，电力交易能力是基于数字化手段的交易能力，如果脱离数字化将无法完成海量交易数据的展示、处理、分析和决策，也无法实现“仓位管理”和“电价预测”等电力交易关键功能；另一方面，数字化平台的建设过程实质上是电力交易能力建立的过程，是将电力交易员的现货经验进行数字化实现。因此，电力交易辅助决策平台需要基于电力交易业务场景需求设计开发，并能够伴随着交易规则的变化而同步迭代更新。例如，山西自电力现货结算试运行以来，先后发布12个版本的现货规则体系，电力交易辅助决策平台的复盘模块要能根据不同规则的应用时间节点，做到精准复盘。

目前，市场上出现了多种电力现货交易辅助决策系统产品，各产品之间存在一定差异。例如，兰木达公司的产品突出报价与咨询服务，清能互联公司的产品优势在于出清算法和复盘，国能日新的产品优势在于新能源功率预测。笔者所在公司基于3年参与电力现货经验自主开发了某款电力交易辅助决策数字化平台（图4）。该平台突出电力交易业务需求，采用SaaS（Software-as-a-Service，软件即服务）结构，充分利用SaaS的“可重复使用”优点，降低系统开发成本，缩短电力交易辅助决策数字化平台开发周期；以数据仓库技术打造电力交易数据信息库，全面收集交易过程中产生的市场披露信息、交易数据、合约数据、结算数据、电网调度数据、外部市场数据、集控运行系统数据等七大类数据；使用数仓技术，提高电力交易时标属性数据的多时间尺度查询效率，例如20s内能完成50个交易单元的年度级结算数据的统计，所有结算可以逐级分解至15分钟级明细数据。采用该平台可以实现包括电价预测、负荷预测在内的情报收集；风电产能与中长期合约、现货仓位有效衔接的策略制定；根据所在省份交易规则执行，特别是针对分时段交易进行“价格监听、抢单成交”的策略申报；现货交易的复盘等涵盖电力交易流程所有环节的各项功能。

结语

风电企业参与电力现货交易的工作要点可以总结为“四做”。“做足”长期交易：仓位管理，基数合约分配，日滚动交易调仓，并将风电场检修工作范围作为参与交易的边界条件。“做准”日前现货交易：电价预测，以风电场超额获利回收触发边界为限进行日前功率预测曲线调整，省间日前电力现货申报。“做细”实时现货交易：AGC（自动发电）监控，风电动态出力上限设置，省间日内电力现货申报。“做精”复盘：电能量收益分析，市场运营费用分析，“两个细则”费用分析，交易得失分析，更新迭代交易模型。

随着电力市场化改革深入和全国统一电力市场的加速建设，将会有越来越多的省份要求风电企业参与电力现货交易。电力现货交易是循环往复的工作，作为风电企业的电力交易员，需要依托于数字化交易能力的建设，在中长期交易、日前现货交易、实时现货交易和交易复盘4个阶段持续总结经验，持续提升交易能力，为风电企业在电力交易中发现价值、创造价值。

作者单位：新疆金风科技股份有限公司