中国储能网讯：甘肃新能源装机比重位居全国第二，仅次于青海，也是全国首批八个电力现货建设试点中比重最高的一个。

2016年，甘肃新能源利用率低至60.18%，在大量弃风弃光面前，甘肃新能源企业比其他地区新能源企业更早走上了市场化之路。

与国外先有电力市场，再有新能源规模化发展不同，甘肃需要一边解决消纳问题，一边从无到有建设一个适应新能源发展的市场，任务可谓艰巨。

用户对于降电价的诉求、传统能源对于量化系统调节价值的期望、新能源从无风险的补贴模式过渡到有风险的市场交易面临的挑战，各种因素都影响着市场建设的步伐。2017年成为现货试点后，甘肃市场建设就常常引发争议和关注。

截至2021年12月底，甘肃全省发电装机容量6152.38万千瓦，其中风电装机1724.56万千瓦，光伏装机1145.78万千瓦，新能源装机占全网总装机容量的46.7%，是省内第一大电源。在甘肃的规划中，“十四五”期间新能源装机容量还将继续扩张，达到5000万千瓦。

2022年，甘肃将开启全年不间断结算试运行。甘肃在向市场主体公布的现货市场建设方案中写道：“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。”

曲线之难

年关难过。2021年底，甘肃新能源企业面临考验：为2022年中长期交易确定交易曲线。

从2021年5月启动的新一轮连续结算试运行开始，甘肃电力现货市场引入首批用户，发电侧单边市场变为双边市场。中长期交易与现货交易的衔接方式也随之变化。

2021年4月公布的《甘肃双边电力现货市场长周期结算试运行工作方案》规定，对于中长期合同的分解，“发用双方按照‘六签’签订的分段合同电量平均形成日中长期电力曲线，作为结算依据”。

2021年底公布的《甘肃电力现货市场2022年完整年结算试运行工作方案》进一步规定：“市场化交易全部采用发用双（多）方签定的合约作为偏差结算依据，鼓励发用双（多）方协商约定中长期曲线分解原则，未协商一致的，则按段内电量平均分配方式确定分时曲线。”

自2018年12月底开始，甘肃电力现货市场启动试运行，2019年9月、11月开展按周结算试运行，2020年4月完成首次整月试结算，8月开始连月试结算。

在这几次结算试运行期间，新能源参与的中长期市场交易均为不带曲线的电量交易。中长期市场与现货市场衔接的方式是：由新能源企业在日前提交次日的功率预测曲线，电网调度机构根据预测曲线，结合全网中长期发电总空间代理分解。

在原来的规则下，新能源企业只需专注短期功率预测。新规定则意味着，企业要在签约时就预判未来相当长一段时间的发电出力情况，中长期交易曲线确定后即成为结算依据。甘肃电力现货市场实行偏差结算，中长期市场与日前市场的偏差、日前市场与实时市场的偏差，都将按照现货价格结算。

据eo了解，通常5月是甘肃省风电出力较多的时节，但是2021年5月的风比往年5月的风小很多。风电企业因此产生了大量按照现货价格结算的偏差电量。难以预料的天气让新能源企业一进场就面临亏损。

因此，新能源企业与用户之间的电量合同的分解成为影响市场主体收益的关键因素。

对于有调节能力的火电来说，事先确定合同曲线，按照约定的曲线发电并非难事。但面对新规，新能源企业普遍感到风险太大。

有甘肃新能源领域从业者告诉eo，在传统电源为主的电力系统中，现货价格通常与负荷曲线一致，但在新能源高占比的情况下，甘肃现货市场价格与供应端的情况密切相关，并不是传统意义上的峰平谷模式。

以风电为例，往往没有风时现货价格高，有风时现货价格低。然而风电出力缺乏规律性，与气象条件高度相关。在风小的时候，风电出力如果无法达到事先约定的曲线水平，就只能在现货市场高价买电来完成交割。而大风的情况下，风电出力反而可能远远超过中长期曲线，大量电量在现货市场以低价甚至地板价卖出。这都将拉低新能源企业的最终结算电价。

此外，《甘肃省2022 年省内电力中长期交易实施细则》规定：“各时段申报电价的价差比例不得低于现行目录分时电价的价差比例，即高峰时段申报价格不低于平段申报价格的150%、低谷时段申报价格不高于平段申报价格的50%。”有企业认为，这一要求已不符合甘肃电力市场的价格特点。

此时的甘肃新能源企业，在中长期交易和现货交易同时面临低价困境。在中长期市场中，新能源一直让利颇多。以2020年为例，根据甘肃电力交易中心披露的《2020年年度市场总体情况》，新能源参与的与电解铝、大数据、先进装备制造业用户的直接交易中，新能源电力价格较标杆上网电价平均降幅均超过200元/兆瓦时。

前述从业者认为，在新规定下，中长期交易带曲线会给新能源企业带来不可控的风险，让新能源发电大量暴露在现货市场中。中长期市场本应该规避风险，现在反而放大了风险，新能源企业的处境不乐观。

有参与甘肃省电力市场设计的专家告诉eo，中长期曲线分解的问题长期困扰着甘肃省。过去，考虑到新能源出力难以预测，没有采用带曲线的做法，而是由调度机构代为分解。但由于曲线不是自己分解的，发电企业总有不满意的地方。

为了保证新能源的消纳，调度机构分解曲线时通常将预计新能源能够大发的时段更多分配给新能源，其他时段更多分配给火电。相当于在中长期交易合约的交割上，主要按照火电为新能源调峰的原则来安排。

火电的意见在于，新能源出力较低的时段往往现货价格高，但这样的曲线分解让火电在高电价时段交割了过多中长期电量，而中长期约定的电价相对现货高价要低，因此没有实现火电机组的利益最大化。

新能源也有自己的看法。例如，中午时段新能源普遍出力较多而现货价格较低。由于调度需要考虑整个市场的中长期发电总空间，因此可能无法完全按照新能源场站提交的短期发电预测曲线来分解，而是对中午时段的出力有所调减。这将使得新能源被迫在中午时段以较低的现货价格卖出。

“毕竟不是市场主体自己的行为。”前述专家表示。

为了改变这一局面，从2021年起，甘肃市场改为发电企业与现货市场用户自主约定中长期曲线。但他也承认，新的规定对新能源企业提出了更高的要求。

保守应对

“2021年年度交易真的特别难，想签得保守，但又不知道多保守算合适。”一家甘肃新能源发电企业从业者诉苦。

有电力行业人士分析，甘肃新能源企业应该尽量在中长期市场中锁定能够稳定出力的部分，后期再逐渐增加，让预测逐渐逼近实际。如果一次性把全年的中长期电量都签出去，相当于把风险留到了最后一刻。

实际操作中，新能源企业也力求稳妥。前述从业者透露，对于2022年的年度交易，其所在的公司年度交易计划只签全年市场化电量的不到一半，其余部分计划在月度交易和合同转让等交易中完成。而在过去的年份，该公司年度交易可能占到全年的百分之七八十。

尽管如此，仍有新能源企业感到很强的不确定性。有从业者认为，尽管越接近实时，新能源出力预测越准确，但交易价格也就越接近现货价格，因此，通过中长期合约锁定收益、规避风险的作用有限。

前述参与甘肃省电力市场设计的专家则表示，当前最重要的是对自己的经营做分析评估，企业安排中长期交易时要尽量合理。

“比如风电可以把中长期电量尽量安排在平段或者谷段，尽量不要签在晚高峰。但如果有风电场装机规模很大，比如200万千瓦，预测能在晚高峰提供10万、20万千瓦电力，也可以考虑签一小部分在晚高峰。”

发电功率预测也越来越受到重视。在现货市场中，功率预测越准，越有助于企业的交易决策。一家新能源企业从业者告诉eo，其所在的公司已经在内部成立了功率预测精度提升专班，这也是集团层面对甘肃公司的要求。

他表示，如果能提前足够长时间作出比较准确的功率预测，能够对中长期交易有很大帮助，但实际上难度非常大，目前通常只能预测未来9-10天的大致情况。

在对新一年市场形势的不安中，一种新的商业模式——PPA（Power Purchase Agreement）模式开始进入新能源企业视野。

PPA模式在欧洲应用广泛。在这一模式下，新能源企业可以和售电公司签署PPA协议，把一部分交易风险转移给对方。

PPA存在多种不同的模式，对于一些规模较小的场站，售电公司可能会与其签订固定价格的PPA，价格风险完全由售电公司承担。但对于较大的项目，售电公司不会锁定价格，而是为发电场站管理风险，协助其在电力市场上获得更高的收入。

除了售电公司，其他类型的中间承销商，例如虚拟电厂公司，也通过PPA的形式与新能源企业达成协议，通过数字化技术把散落的场站聚合在一起，作为一个虚拟的发电主体和大的发电机组同台竞技。

虚拟电厂公司Limejump官网就宣称，该公司已经在英国电力市场中代理了1GW以上的可再生能源发电装机，其中包括275家风电场和189家光伏电站，以及若干其他类型的水电、垃圾发电、生物质能发电等。

在一次关于电力市场交易的闭门会议上，一位有德国电力交易经验的专家向他的甘肃同行们力推了PPA模式。

这位专家认为，单独的新能源场站预测难度比较高，但如果有多个电源形成一个发电组合，情况很可能会不同。市场交易风险大，技术要求多，并且涉及数据收集、市场分析等多项工作，如果能通过合约把风险转移出去，把专业的事交由专业的人做，对电厂公司的长远发展会比较有利。

但他也指出，这对市场设计提出了要求。市场需要提供一些更灵活的交易安排，让新能源企业能够滚动调整合同电量，帮助新能源企业尽可能降低风险。还需要充分披露市场信息，帮助企业对价格作出判断。

甘肃省新能源企业是否可以采取这样的形式来降低交易风险呢？据eo了解，已有看好这一模式的新能源企业与发电企业旗下售电公司探讨，但售电公司也感到风险很大，态度谨慎。

有发电企业资深研究者指出，有不同发电资源的发电企业可以承担这一角色。但前述参与甘肃省电力市场设计的专家回忆，很早以前，甘肃也探讨过各个发电集团内部对其发电能力的整合，因为一个发电集团内部通常拥有各种不同类型的电源。不过，由于新能源规模过大，而火电装机有限，调节资源实际还是不够用的。另外，2020年西北五省区按照“一省一企”重组中央企业煤电资产，甘肃省的火电机组主要集中在华能甘肃公司。因此，依靠发电企业自己整合资源，目前难度还较大。

新能源在电力交易中收益欠佳，市场设计者实际已有预料。甘肃电力交易中心公布的最新版交易规则《甘肃电力现货市场建设方案（结算试运行暂行 V2.3）》中分析：（新能源）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。

有甘肃新能源从业者表示：“新能源可以带曲线，但配套条件要完善。”

环环相扣

为了避免新能源企业在现货市场中亏损过大，甘肃省主管部门对于拉大现货市场价差始终态度谨慎。

在2020年4月的整月结算试运行时，现货市场限价为50-1000元/兆瓦时。运行后发现，由于新能源预测偏差过大，经常需要在现货市场中被迫支付高价来买电，收益很不理想。因此，主管部门根据市场主体的意见修改了规则。在2020年8月开始的连续试结算中，限价收窄到60-500元/兆瓦时。

此时甘肃现货市场尚未引入电力用户，实行单边市场模式。2020年底，受冬季风电出力减小影响，甘肃电力供应紧张，现货市场价格频频触及上限。但单边市场无法将涨价传导给用户，电力市场产生大量不平衡资金。

连续结算试运行5个月后，现货市场交易宣告暂停。甘肃省开始引入电力用户，从单边市场向双边市场过渡。

2021年5月，新一轮长周期结算试运行开始，首批用户进场，限价范围也有所放开。5-10月为40-550元/兆瓦时，11月、12月为非汛期，限价40-600元/兆瓦时。

对于引入用户的必要性，前述参与甘肃市场设计的专家表示，甘肃用电量较大的用户中，硅铁、电石等企业调节性能好，能够快速响应价格。一些高耗能企业用电成本可以占到其生产成本的50%，这些企业也有动力根据价格变化调整自己的用电行为，节约用电成本。

从消纳角度看，现货市场产生的实时电价传导到至用户侧，能够改变用户的用电行为，引导用户在新能源大发的时候多用电，也能够促进新能源消纳。

他认为，由于目前市场价格上限较低，这种激励作用不明显，价格上限有必要进一步提高。这既是激励用户调整用电行为，也是激励新能源企业提高自身的功率预测准确性，或者是利用储能等灵活性手段参与现货市场交易。

2022年现货市场价格区间最终定为40-800元/兆瓦时。eo获悉，调度机构原本希望直接将价格上限提升到1000元/兆瓦时，但新能源企业不希望承受过大价格风险，主管部门的立场是市场尽量平稳运行，因此决定将上限暂设置为800元/兆瓦时，到11月、12月电力供应紧张的时候再作调整。

对于如何减少甘肃新能源企业在现货市场上的风险，多位电力行业人士表示，这实际暴露的不是现货的问题，而是中长期交易机制的问题。由于中国是先有中长期市场，再有现货市场，因此在现货市场运行时就会发现中长期市场设计中不适应实际情况的部分。

根据甘肃省发改委发布的《甘肃省2022年省内电力中长期交易实施细则》，甘肃省目前以年度交易为主，月度交易作为年度交易的补充。2022年甘肃将探索以月内剩余天数尚未执行的全部或部分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，形成对年度、月度交易的补充。

开市也会更加频繁和规律。这份细则提出，以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易实行连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易定期开市。

消纳为王

从2014年起，甘肃弃风弃光问题逐步恶化。2016年，甘肃省弃风率达到43.11%，弃光率达到30.45%。也是在这一年，甘肃省被国家能源局列为“风电红色预警区域”。

2016年，国家发改委和国家能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，为各地设定最低保障收购小时数，甘肃2016年风电最低保障收购年利用小时数为1800小时，光伏一、二类资源区分别为1500小时和1400小时。

不过，在这一文件出台后，消纳形势严峻的甘肃、宁夏、内蒙古等省区就自行核定了远低于国家规定的风光保障小时数，超出部分通过市场交易定价，这在当时引起巨大争议。

甘肃省根据实际消纳能力核定后，风电光伏当年最低保障年平均利用小时分别只剩500小时和400小时。

从那时起，促进新能源消纳就开始成为甘肃电力市场建设的核心目标之一。

在省内电力市场中，甘肃极尽一切可能为新能源发电创造空间。

2015年，甘肃开始开展自备电厂与新能源发电权交易，由新能源企业支付一定成本，自备电厂让出发电空间，促进新能源的就地消纳。

2018年，甘肃启动电力调峰辅助服务市场，用价格信号激励火电压减出力，增加新能源消纳空间。据eo了解，目前甘肃火电出力全网平均可以降到33%，一些30万千瓦的机组可以将出力压到8万千瓦。未来火电灵活性改造还将继续推进，为了消纳更多新能源，火电调节深度还将进一步下压。

2020年，甘肃又启动需求侧资源辅助服务市场，引导电力用户参与系统调峰，使用更多新能源电力。

在现货市场中，甘肃新能源企业以“报量报价”形式参与市场，利用较低的边际成本，在市场上通过报低价获得出清机会。为了提高新能源申报的准确性，在实时市场中，允许新能源企业依据超短期预测，二次申报发电能力，修正日前预测偏差，最大限度保证新能源消纳。

近十年，甘肃新能源装机从百万千瓦量级猛增到两千多万千瓦。而从2010年到2020年，甘肃电网最大负荷仅从1100万千瓦增长至1731万千瓦。因此，省外电力市场也一直是新能源消纳的重要渠道。

为了解决消纳问题，甘肃省除了提高跨省输电能力，与其他省份签订政府间送受电框架协议外，一直积极通过跨省市场交易促进消纳。

由于新能源发电的随机性和波动性，新能源企业无法与外省直接签订中长期外送曲线，从2017年开始，甘肃采用新能源与常规能源打捆外送模式，由火电、水电新能源提供调峰。通过北京电力交易中心，甘肃组织新能源与水电、火电打捆，向北京、湖南、天津、广东等20个省（市）送电。新能源利用率也因此显著提升。

2017年，国网区域内跨区域省间富裕可再生能源电力现货交易启动。跨区域现货交易定位为送端电网弃水、弃风、弃光电能的日前和日内现货交易。在送端电网调节资源已经全部用尽，各类可再生能源外送交易全部落实的情况下，如果水电、风电、光伏仍有富余发电能力，预计产生的弃水、弃风、弃光电量可以参与跨区域现货交易。相关资料显示，2017年以来，甘肃新能源通过这一市场累计增发电量97.42亿千瓦时。

在多重努力之下，甘肃新能源利用率由2016年的60.2%提升至2019年的93.65%，2019年上半年国家解除甘肃风光红色监测预警，2020年新能源利用率达95.28%，首次超过95%。据eo了解，2021年新能源利用率预计也将保持在95%以上。

据《兰州日报》报道，国网甘肃省电力公司相关负责人介绍，2020年甘肃新能源市场化消纳电量达251亿千瓦时，占新能源全部发电量的66.12%。

新能源利用率逐年攀升的同时，甘肃电力市场建设也始终处在争议之中。从火电的严重亏损到单边市场被质疑“不是真正的市场”，再到双边市场中新能源企业的交易风险，各方利益层层交织，市场建设始终难以让所有人满意。

新的一页

“十四五”期间，甘肃将继续推动新能源的规模化发展。

《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》提出，甘肃要持续推进河西特大型新能源基地建设，进一步拓展酒泉千万千瓦级风电基地规模，打造金（昌）张（掖）武（威）千万千瓦级风光电基地，积极开展白银复合型能源基地建设前期工作。到2025年，全省风光电装机达到5000万千瓦以上。

更多跨省输电通道建设也在计划之中。前述规划提出，加快陇东至山东±800千伏特高压输电工程建设。推进河西第二条特高压直流输电工程前期工作，力争“十四五”开工建设。

目前甘肃省新能源装机接近2900万千瓦，按照规划，新能源装机规模将在未来四年增加2000万千瓦以上。

2021年5月，甘肃省发改委发布《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》，提出甘肃省2021-2022年安排新增风电、光伏发电项目建设规模1200万千瓦。

对于这样快速的增长，无论是调度机构还是发电企业，都预判2022年新能源利用率将有所下降。

省间市场始终被寄予厚望。从2017年到2020年，甘肃外送电量每年增长百亿千瓦时以上。2020年全年，甘肃外送电量达到520.16亿千瓦时，占到甘肃全年发电量约三成 。省间电力市场的建设进展也与甘肃新能源消纳密切相关。

2021年9月，北京电力交易中心发布了修订后的《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》（以下简称《实施细则》），其中规定跨省跨区交易的标的物为分时段的电能量。未来甘肃新能源将不再采用打捆形式参与外送交易。

两个月后，国家电网有限公司正式公布《省间电力现货交易规则》，这一规则将取代《跨区域省间富裕可再生能源电力现货交易试点规则（试行）》。省间电力现货交易将覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司覆盖范围内所有省间交易，市场灵活性将大大增强。

与富裕可再生能源现货市场相比，省间现货市场扩大了市场主体范围，除了可再生能源，也允许煤电、核电等各类电源参与。富裕可再生能源现货仅允许跨区交易，省间现货则没有这一限制。

此外，富裕可再生能源现货的交易是单向的，仅限于送端电网卖出弃风、弃光、弃水电量，省间现货市场也不再有此限制，更加强调互济。甘肃省调度机构人士介绍，对于甘肃省来说，以前甘肃只能作为卖方，将消纳不了的新能源卖出。现在，在晚高峰等电力供应紧张时段，甘肃也可能向其他省份买电，以保证电力供应。

对于新能源参与市场的长期形势，企业始终看好。

2021年12月召开的中央经济工作会议提出：新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。这将使得能耗指标紧张的地区更加积极开发和购买新能源。

“新能源成本也会越来越低。”一位新能源企业从业者表示。

但眼前电力市场中的亏损，则使新能源企业感到，现有规则体系还不能完全体现自身的绿色价值。

2021年9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开。在首批绿电交易中，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。首批绿电交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时。

根据《绿色电力交易试点工作方案》，初期绿色电力交易将优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与，电力用户主要选取具有绿色电力消费需求的用电企业。

2021年10月22日，甘肃电力交易中心协同北京电力交易中心组织开展了2021年10-12月甘肃绿色电力交易，两家用户与两家平价新能源发电企业达成甘肃首笔绿电交易，成交电量560兆瓦时。这也是西北区域内首笔省内绿电交易。

对于绿色价值是否与电量绑定，业界有截然不同的看法。一方认为只有与电量绑定，才能体现出绿色的“刚需”性质，并且也为用户提供了可追溯的绿色消费痕迹；另一方认为把绿色价值放入电力市场交易中考虑，与技术中性的原则相违背，阻碍了电源间的同台竞争，也限制了绿色价值的流动。

“像甘肃这样的省份，绿电的价值应在很大程度上由消费方，即受电省份用户承担。”一位资深电力研究者指出，“不可能‘憋’在省内。”

一位多年从事电力市场改革的专家表示，客观上，电力市场承载不了所有东西，随着补贴的退坡，新能源的利益需要电力市场，再加上碳市场、绿证市场等外部配套机制才能共同实现。