陕西电力现货市场第三次结算试运行分析

陕西电力市场第三次现货结算试运行周期为5月14日至6月14日，共32天运行日，是开展现货试运行工作以来周期最长的一次，在此之前陕西曾开展过两次周期分别为7天和11天的试运行（实际结算周期分别为3天和7天）。目前第三次现货结算试运行已经结束，本文将对本次试运行期间的各项边界条件及市场出清情况对其进行总结分析。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：林岚）

一、历史试运行概况回顾

1.1 第一次结算试运行概况

陕西电力市场的第一次现货结算试运行工作于2023年12月1日至12月7日开展，其中12月1日至3日组织3天实际结算。

据交易中心披露数据，参与首次现货结算试运行的发电总装机容量为45335.47 MW，其中火电装机占比68%，风电装机占比19%，光伏装机占比13%。

第一次现货结算试运行初期正值陕西地区2023年冬季首轮寒潮结束之际，平均气温相较于往年呈现出偏低态势。受此影响，运行期间全网用电负荷持续保持高位，随后全省气温小幅回升，负荷水平逐步回落；外送方面，陕西省间联络线主要依靠陕武直流通道，整体以送出为主，且呈现出“早晚量大、午间量小”的特征；新能源出力方面，试运行期间陕西地区光照资源整体表现良好，各日光伏发电曲线相似，但各运行日风电出力呈现明显差异，运行日前半段受寒潮影响出现“寒冷无风”特征，风电出力不及预期，早晚时段综合新能源出力水平较低，运行后期进入持续大风天气，早晚新能源出力回归高位。

据交易中心日报公布，陕西第一次现货结算试运行实际结算期间（2023年12月1日-3日），全网发电侧日前市场出清电量共15.36亿千瓦时，加权均价327.39元/MWh；实时市场出清电量共15.21亿千瓦时，加权均价335.51元/MWh。

1.2 第二次结算试运行概况

第二次结算试运行组织时间为2024年3月22日至4月1日，运行周期11天，其中3月25日至31日组织7天实际结算。

据交易中心披露数据，参与第二次现货结算试运行的发电总装机容量为49578.97MW，其中火电装机占比65%，风电装机占比18%，光伏装机占比17%。总装机容量较第一次试运行增加9%,且新能源装机占比小幅上升。

第二次试运行期间，市场运行总体平稳有序。在用电负荷方面，受运行前期短暂的阴雨及倒春寒天气的影响，负荷水平相对较高，随后全省气温快速攀升，最大负荷水平有所回落；外送方面与第一次试运行相似，整体仍以送出为主，值得注意的是，结合光伏出力时间影响，陕西外送曲线“早晚量大、午间量小”的特征对省内电源的爬坡调节性能要求较高；新能源出力方面，运行期间陕西地区光照资源较好，各日光伏发电曲线相似，风电出力波动较大，总体呈现早晚风大，午间风小的特征，个别大风天风电出力全天居于高位。

在交易品种方面，第二次结算试运行丰富了交易类型，在常规中长期交易的基础上新增了日滚动交易，开始尝试中长期市场与现货市场的衔接。

据交易中心公布数据，第二次试运行实际结算期间（2024年3月25日-31日），全网发电侧日前现货市场出清电量27.2亿千瓦时，日前市场加权均价303.19元/MWh；实时现货市场出清电量26.7亿千瓦时，实时市场加权均价307.31元/MWh。

二、第三次结算试运行市场情况分析

2.1 市场装机情况

据本次结算试运行工作方案数据，参与本次试运行的总装机容量50770.27MW，其中火电占比63%、风电占比18%、光伏占比19%。

从市场装机容量来看，陕西三次现货结算试运行以来，参与现货结算的装机容量持续增长，且新能源装机占比持续提升，但目前火电装机仍占据主导地位，在电量供需平衡中起主导作用。

2.2 市场边界条件分析

2.2.1新能源分析

运行期间陕西地区天气情况变化较大，运行中期有4-5天的阴雨天气，受此影响，新能源出力呈现出一定波动性。光伏出力受天气情况影响较大，阴雨天光伏出力水平显著低于其他日期，从曲线形状来看，个别运行日存在一定的弃光现象；风电出力波动较大，整体呈现“早晚大，午间小”的特征。

值得注意的是，25号受下雨天气影响，光伏出力水平明显低于其他日期。但从实际光伏出力曲线来看，25号当日存在较为明显的弃光，原因可能在于日前对光伏出力预期过低，而实际运行日当天光伏出力受下雨影响不大，出力超过预期，这一部分电量没有更多的消纳空间，导致了午间弃光。

2.2.2用电负荷分析

本次运行初期受高温天气影响负荷持续攀升，在5月24日形成一个小高峰；运行中期阴雨天气较多，气温有所下降，负荷随之回落；运行后期阴雨天气结束，气温回升，6月13日西安最高气温达到40摄氏度，进入6月以来用电负荷也随气温一路攀升，在运行最后一天超过了3000万千瓦，也是本次试运行期间省内用电负荷最高的一天。

陕西省内用电负荷主要集中在关中地区，我们以西安为例，将西安市最高温度与省内负荷对比，可以看出，省内负荷走势与气温走势较为一致，省内用电负荷受温度影响较大。

从分日负荷曲线来看，各日负荷曲线形状总体相似。凌晨开始负荷持续下降，5点为全天负荷最低点；5点后负荷持续上升，到达第一个小高峰7点，8点负荷小幅回落，午峰出现在12点，此时气温较高，降温负荷逐渐启动，出现了一个用电高峰，这个高峰在运行后期气温较高的几天也更加明显；午后负荷稍稍回落后又开始持续上升，并在分别17点和21点出现两个高峰。

分布式光伏的存在一定程度上会降低午间负荷水平。据国家能源局披露数据，截止2024年3月末，陕西光伏并网装机容量23488MW，其中集中式光伏18269MW，占比78%，分布式光伏5219MW，占比22%。陕西分布式光伏装机占比并不高，因此午后12点至14点负荷曲线仅小幅下降，甚至在负荷水平较高的几天（如6月13日），午后负荷水平降低并不明显，目前来看分布式光伏并未对陕西的用电负荷产生较大影响。

用电负荷曲线与产业结构也有一定关系。据交易中心披露数据，2024年1-4月陕西用电量主要集中在第二产业，第三产业和用电居民用电合计约为第二产业用电量的一半。第二产业以制造业为主，整体用电较为平稳，具体在负荷曲线上表现为峰谷差较小。

2.2.3省间联络线分析

本次运行期间，陕西省间联络线整体仍以送出为主，个别日期（21号-23号）以受入为主，可能的原因在于负荷升高初期省内电源调整具有几天的滞后，温度平稳后陕西外送较为稳定，以送出为主，呈现出午间送出量大，早晚峰送出量小的特点，且6月外送电量较5月有较大增长。

2.3报价行为分析

本次试运行规定火电参与报量报价，新能源报量不报价，我们从火电竞价空间（火电机组参与竞价的需求空间，计算方式为负荷+外送-新能源出力-水电出力）与现货价格的拟合关系可以看出一些本次试运行期间火电机组的报价特点。

上图横轴为竞价空间，纵轴为日前价格，可以看出，当竞价空间在18000MW以下，日前价格相对较低，以0价居多；而当竞价空间在28000MW以上，现货价格基本位于300元/MWh以上，在400元/MWh附近波动，且存在个别极端高价；竞价空间居于中间水平时，日前价格整体在200-400元/MWh附近波动，报价相对离散。

有趣的是，29号受阴雨天气影响，火电机组竞价空间全天居于高位，但单独看29号竞价空间与现货价格的散点图，竞价空间在22000MW附近仍有0价，位于26000MW以上的最高价也仅在300元/MWh附近波动。我们分析背后的原因可能是受25号现货高价的影响，各机组预测同为阴雨天的29号市场整体出清价格也会偏高，因此在报价时有意降低报价以确保更多机组中标，而最后的结果是拉低了市场整体的出清价格。

2.4 市场出清价格分析

本次结算试运行出清限价区间为0-750元/MWh，下图为本次试运行发电侧加权电价及出清电量，数据取自交易中心公布的现货运行日报。

本次试运行整体出清价格水平与前两次试运行相比相对较低，这与本次新能源不参与报价有一定关系，各运行日中午以0价居多，拉低了全日均价；此外本次试运行延续了前两次试运行实时价格普遍高于日前价格这一特点，其中5月23号、24号及6月2号、4号偏差达到了100元/MWh；从出清电量来看，实时出清电量普遍高于日前出清电量，日均偏差率为2.14%，与实时价格普遍高于日前价格表现一致。

三、第三次试运行面临的挑战与问题

3.1 新能源发电消纳问题

近年来新能源装机持续增长，由于新能源天然的波动性较大的特点，午间新能源消纳难与早晚供需紧张并存的现象较为多见，关于新能源消纳问题业内也已多次强调。陕西本次试运行取消新能源报价也是源于第二次试运行中新能源场站报价偏高，导致弃风弃光现象严重，从曲线形状上看，本次试运行期间的弃风弃光现象较上次有一定程度改善，但个别运行日仍存在较大程度的弃风弃光现象，这对省内火电机组性能和用电负荷调整提出了较高要求。

对此，我们了解到陕西发改委日前已发布《关于调整分时电价政策有关事项的通知》（征求意见稿），拟调整峰谷分时电价，充分发挥分时电价信号作用，引导用户削峰填谷、促进新能源消纳及支持储能产业发展。

3.2 交易流动性不高问题

据交易中心披露数据，试运行期间日滚动交易各交易品种成交量如下，除燃煤发电企业的能量块交易外，各交易品种成交量整体呈下降趋势。具体来看，水电新能源挂牌交易仅在运行前两日有明显成交量，运行后期成交量极少；燃煤发电滚动撮合交易从5月24号起连续12天无成交，运行最后几日有较少成交量；燃煤发电企业能量块交易成交量最多，波动最大，6月初成交量较多；新能源能量块交易成交量次于燃煤发电企业能量块交易，但各运行日成交量较为平稳。

试运行期间日滚动交易成交价格基本都远高于现货价格，受此影响，市场主体参与日滚动交易的意愿不强。

造成交易流动性不高的原因有多方面。一方面市场主体对现货市场的理解和接受程度不一，部分发电企业和售电公司缺乏足够的现货交易经验和风险管理能力，在参与市场时不会根据自己的持仓灵活调整交易策略，盲目跟风。另一方面，交易品种和交易规则也会限制市场的参与度和活跃度，本次试运行的日滚动交易缺乏售电公司与发电侧的交易机会，售电公司减持电量只能通过同侧转让方式进行，不利于发用两侧电量平衡。