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为全面评估河南省电力现货市场规则体系、系统参数设置的有效性和合理性,持续检验电力现货市场技术支持系统稳定性、可靠性,全面验证电力现货市场业务流程的规范性。扩大用户侧参与范围,探索新能源入市机制和电量比例,测算新能源大发时期市场发用结算偏差资金规模,分析发电侧、用户侧、新型经营主体收益变化,评估各类市场风险,为长周期结算试运行做好准备。
6月19日~27日开展河南电力现货市场2025年第一次结算试运行,6月18日开始组织日前市场申报,6月19日、6月20日为调电试运行,调电试运行期间机组组合按照市场出清结果执行,6月21日~27日实施结算。
本文对试运行期间的运行规则、各项边界条件及市场出清情况,结合市场数据,对本次试运行进行总结与分析。
一、日前申报规则简介
参与主体包括,发电侧、用户侧、独立储能、虚拟电厂四部分。其中,发电侧包括所有参与现行中长期交易的统调燃煤发电企业、集中式新能源场站;用户侧包括普通市场化电力用户。
本次试运行调电期间,调峰辅助服务市场正常开展,6月18日、19日经营主体应正常申报调峰市场,用于调峰辅助服务市场调用和结算;同时燃煤机组需进行现货电能量市场申报,报价起始点为初始额定容量的45%。
另外,《河南电力现货市场2025年第一次结算试运行工作方案》中提到,日前申报过程中:
燃煤发电机组:“报量报价”参与现货市场,市场申报由燃煤发电企业自行完成;集中式新能源:“报量不报价”参与现货市场,日前现货市场申报曲线采用新能源场站自身功率预测系统的短期功率预测曲线,实时现货市场申报曲线采用新能源场站自身功率预测系统的超短期功率预测曲线。
代理参与现货用户的售电公司、负荷聚合商:“报量不报价”参与现货市场;“用户侧偏差回收费用”纳入市场偏差费用在发电侧分摊。
独立储能:“报量不报价”参与现货市场。在日前申报日前运行曲线,上网电量接受储能电站所在分区的发电侧日前现货价格,下网电量接受日前现货全网发电侧加权平均电价。实时市场按照日前运行曲线调用,上网电量偏差部分按照储能电站所在分区的发电侧实时价格结算,下网电量偏差部分按照实时现货全网发电侧加权平均电价结算。若因自身原因造成实时运行曲线与日前运行曲线不一致,偏差损益由自身承担;若因电网原因造成实时运行曲线与日前运行曲线不一致,偏差盈利自留,损失按照日前应得收益进行补偿。
本次试运行,现货电能量市场申报最低限价为50元/兆瓦时,最高限价为1200元/兆瓦时。后续按照国家要求逐步调整限价范围。
二、结算方案简介
发电侧日前、实时市场电价采用分区电价(分豫北、豫西、豫中东、豫南四个价区),用户侧日前、实时市场电价采用全网发电侧加权平均电价。采用日清月结的结算方式,日清算费用包括电能量费用及资金余缺类费用;月度结算费用包括电能量盈亏费用和盈亏风险控制费用。
日清算
日清算电能量费用在日清算时采用三部制结算模式,包括中长期合同电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费。
中长期合同电费:经营主体按照中长期合同分时电量和合同约定价格计算中长期合同电费。其计算公式为:
日前市场偏差电能量电费:经营主体根据日前市场出清电量与中长期合同电量之间的差额,以及日前市场电价计算日前市场偏差电能量电费。其计算公式为:
实时市场偏差电能量电费:经营主体根据实际电量与日前市场出清电量之间的差额,以及实时市场电价计算实时市场偏差电能量电费。其计算公式为:
另外,集中式新能源 10%上网电量(扣除省间现货执行电量)按照所在分区对应时段发电侧实时现货价格结算,90%上网电量按现行方式结算;售电公司及负荷聚合商现货市场风险控制后电能量盈亏费用盈利部分的 85%及以上,按照代理用户当月实际用电量比例,在现货试运行月的第二个结算周期由电网企业向用户传导。独立储能在日内根据电网调度,导致充放曲线与日前申报曲线不一致时,在日前曲线和实时曲线进行偏差结算时,总费用低于日前收益的,对减少费用进行补偿。计为独立储能因电网调整费用补偿。
资金余缺类费用在日清算时仅结算发电成本补偿费用中的启动成本补偿费用、独立储能因电网调整费用补偿、用户侧偏差回收费用以及特殊机组成本补偿费用中的必开机组成本补偿,未涉及的其他资金余缺费用不再结算。
月结算
电能量盈亏费用,电力交易中心先按照现行中长期电能量结算规则(含分时电价)对所有经营主体开展月度中长期电能量费用计算,整月的中长期不平衡费用按照现行中长期结算规则分摊(或返还);再依据试运行期间结算时段日清算结果对现货批发经营主体月度电能量费用进行统算。计算现货市场电能量盈亏费用,具体公式如下:
新能源现货市场电能量盈亏费用为新能源现货电能量费用较国家保障性收购费用的差额。
盈亏风险控制费用,若燃煤发电企业、用户侧现货市场电能量度电盈亏超过±0.02元/千瓦时,将超出部分予以回收和返还。独立储能(每万千瓦)现货市场电能量总结算费用小于结算天数与0.765 万元的乘积时,对不足部分予以返还。
资金余缺费用,包含批发侧各经营主体电能量盈亏费用、盈亏风险控制费用及日清算资金余缺费用。资金余缺费用= 用电侧经营主体费用(电能量盈亏费用+盈亏风险控制费用)- 发电侧经营主体费用(电能量盈亏费用盈亏风险控制费用+日清算资金余缺费用)- 独立储能费用(放电费用-充电费用+日清算资金余缺费用+盈亏风险控制费用)。
资金余缺总费用按照参与本次试运行的燃煤发电企业的应收电费(现货结算试运行期间的日清算费用之和)、集中式新能源发电企业应收电费、独立储能电站电能量应收电费比例向燃煤发电企业、集中式新能源企业、独立储能电站分摊(或返还)。
三、市场供需与价格特征分析
1.市场装机情况
在参与本次试运行的总装机中,火电装机占比48.02%,风电装占比15.71%,光伏装机占比31.04%,水电装机占比3.08%,储能装机占比1.44%;新能源(风光)装机占全省总装机的比例为46.75%,与火电装机持平。
图1 河南省装机容量占比
2.市场边界条件分析
用电负荷分析,试运行期间统调负荷均值4281.77万千瓦,25日均值最大为4598.73万千瓦,22日均值最小为4018.17万千瓦,整体呈现上升趋势。从单日24点来看,统调负荷曲线呈现典型的峰谷时段特性,晚峰最大负荷均值5138.22万千瓦,中午谷段最低负荷均值3661.45万千瓦,凌晨时段用电较为稳定均值4348.32万千瓦。
图2 省调负荷分日情况
图3 省调负荷分时情况
新能源分析,试运行期间河南地区天气情况变化较大,以微风、多云天气为主,受此影响,新能源出力呈现出一定的波动性。光伏出力受到天气影响波动比较大,21、26日光伏出力明显低于其他天。新能源均值364.32万千瓦,24日均值最大为429.33万千瓦,26日均值最小为276.66万千瓦。
图4 新能源分日情况
图5 新能源分时情况
联络线分析,试运行期间联络线以外送为主,平均在912.54万千瓦上下波动,24日均值最小为886.34万千瓦,27日均值最大为950.01万千瓦。从联络线分时曲线来看,试运行期间的联络线水平整体比较平稳,谷段略有下降。
图6 联络线分日情况
图7 联络线分时情况
非市场出力分析,试运行期间非市场化机组出力均衡,均值在928.63万千瓦左右浮动,27日均值最大为997.57万千瓦,21日均值最小为818.81万千瓦。
图8 非市场化机组出力分日情况
图9 非市场化机组出力分时情况
3.日前出清价格分析
试运行期间,发电侧分为豫中东、豫南、豫西、豫北四个区域出清,日前出清均价分别为72.04、70.02、70.91、70.72元/兆瓦时,用户侧日前出清均价70.91元/兆瓦时。就发电侧而言,分区电价豫中东出清价格高于另外三个区域,可能原因是豫中东区域包含郑州、开封等大中型城市,用电负荷需求旺盛。除豫中东外,其他区域发电侧价差不明显。
试运行期间分日电价走势较为平稳,25日、26日大概率是受新能源出力降低影响,有一定程度的价格波动,但波动价格不大,发用两侧整体均价保持在70.92元/兆瓦时。
试运行期间分时电价呈现一定的峰谷特性。以用户侧为例,分时均价谷段最低价格63.54元/兆瓦时,峰段最高价格78.32元/兆瓦时,价差14.78元/兆瓦时;用电侧,以豫北为例,分时均价谷段最低价格63.68元/兆瓦时,峰段最高价格78.22元/兆瓦时,价差14.54元/兆瓦时;但豫中东情况较为特殊,谷段价格不降反升,以12点到13点为例,该区域节点均价76.01元/兆瓦时,高于其他三个区域节点均价65.52元/兆瓦时。
图10 分区节点电价分时情况
图11 分区节点电价分时情况
四、结算试运行市场亮点分析
1.市场结算方式创新突破
河南现货市场在电能量市场采用三部制结算,费用结算方面有一些创新突破,上文中已经提到了相关结算方法和计算,下面着重指出一些创新点。
首先,在日清算电能量电费一项的中长期合同电费中。中长期合同约定价格=中长期合同约定价格+日前市场机组所在分区结算电价或用户侧统一结算电价-日前市场全网发电侧加权平均电价。那么就意味着发电侧需要分摊分区结算电价和全网发电侧加权平均电价的差额,这项费用直接体现在中长期合同费用上面;而用户侧统一结算电价趋近于全网发电侧加权平均电价,则分摊这部分费用较小甚至不分摊,可见规则对用户侧有一定的保护。
其次,河南市场引入发电侧分区节点电价的概念,从结算情况来看,豫中东分区电价无论从分时和分日角度都与其他三个分区有差异,较大原因是该地区大中型城市较多,用电负荷较大,区域节点电价波动明显,从这方面也体现了该市场节点电价的时空特性较强。
最后,在月度结算过程中,引入电能量盈亏费用和盈亏风险控制费用,进一步形成月度资金余缺费用,其中盈亏风险控制费用发用两侧都控制在2分钱以内,这就保障了现货市场的风险进一步降低。
2.现货价格低峰谷价差小或为常态
在上文的日前出清价格中已经指出分区节点电价以及用户侧节点电价峰谷差和均价走势的细节,需要指出的是,尽管日前竞价空间均值保持在4232.09万千瓦左右,但7436.11万千瓦(市场披露,非在线机组容量)的煤电装机容量仍然导致市场供需不平衡,加之只有10%的新能源入市,真实竞价空间可能进一步缩减,随着新能源装机容量的持续增长,现货价格走低是常态。另外,华中调峰市场的火热和河南大部分煤电机组机组小于30%的优秀深调能力,峰谷价差小也是常态。
3.储能市场被重点扶持多多关照
独立储能补偿费用包括日清算因电网调整费用补偿费用和独立储能因现货价差偏小导致每万千瓦容量日均电能量收益不足0.765 万元的予以补偿。从这两部分费用来看,储能企业不仅可以享受到日清算补偿,还可以得到月结算的0.765万元每万千瓦每日的兜底保障,可谓是被重点关照。
经测算,以单天充放4小时(即能量是容量2倍)的常规储能来说,需要价差大于382.5元/兆瓦时,才可大于兜底费用。就本次试运行而言,虽然峰谷价差不理想,储能盈利能力不强,但仍然可以拿到月度兜底保障,无疑对储能用户来说是重大利好事件。
需要重点说明的是,储能企业收益想达到兜底费用之上,需要现货市场峰谷价差达到382.5元/兆瓦时,现货差价以下,申报策略影响不大,这可以视为现货交易规则对储能企业的政策保护;需要注意的是,储能企业只要开机就可以享受到兜底保障,所以现货试运行期间稳定的开机很重要。
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