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国能日新|扎实提升新能源参与电力市场交易技术应用

时间:2022-08-11 来源:国能日新

国政所趋,

到2030年新能源全面参与市场交易

我国新一轮电力体制改革进入攻坚阶段,在碳达峰、碳中和战略目标任务下,新能源电力的发展需要用市场手段和价格机制促进其高效消纳。《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司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号文)中提到,支持具备条件的新能源现货试点不间断运行,尽快形成长期稳定运行的现货市场。

 

2022年1月28日,国家发改委国家能源局又发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,指出到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,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易。

 

当前,全国已有20多个省的新能源已经参与到市场化交易中,包括青海、宁夏、陕西、内蒙古等省(区)陆续出台政策,明确新能源参与电力市场化交易,特别是“保障收购小时”之外的电量基本上都通过市场交易消纳。其中青海、四川、云南等地的新能源已经全部市场化,新疆、甘肃、宁夏等地市场化的比例也超过了50%。目前来看,第一批试点均已启动长周期试结算,山东、山西、甘肃等省份新能源发电主体参与现货。从运行情况来看:山东新能源进入市场后,度电均价均低于394.9元/MWh的标杆电价;山西新能源尤其是光伏电站多月份度电价不足150元/MWh,远低于332元/MWh的标杆电价;甘肃省对中长期签约比例也提出了要求。

 

现货结算,

新能源参与电力交易有难点

新能源发电主体参与中长期及现货交易,从目前试运行的三个省长周期试结算来看,新能源面临中长期偏差电量考核及签约比例限制、现货市场的超额获利回收惩罚、超发电量低价结算、不平衡资金池的分摊等市场惩罚机制,导致新能源在市场机制下度电均价整体下降。从新能源电站主体层面,电站预测管理水平和交易能力成为影响发电收益的关键因素,特别是现货市场条件下,新能源的“量、价”风险明显加大。

 

找准突破口,

推动新能源发电企业提升交易能力

一、高精准的发电能力预测是新能源发电企业参与交易的根本因素

精准的预测是新能源发电企业生产和经营的基础,新能源由于出力的间歇性及随机性,发电计划无法在市场交易下精准执行,不可避免会产生偏差电量、偏差考核及相关的回收费用。国能日新通过高精准的发电能力预测来制定发电计划、提升参与市场交易的能力,以精准的功率预测科学制定交易策略,辅助新能源电站科学合理性参与电力市场化交易。

 

二、交易申报需要科学的决策方式

对于发电企业,想快速有效解决交易痛点问题,国能日新通过信息化手段建立交易辅助决策信息化平台,实现电力交易计划制定、过程跟踪、结果分析一体化,基于大数据、人工智能等技术,科学的将交易大数据、电网运行披露信息等进行电力交易辅助决策研究与分析,从而达到科学统计分析与决策。

 

三、市场价格是制定交易策略的重要影响因素

价格预测的准确性将最终影响用户的收益,是制定交易策略的基础,用来支撑中长期合约签约及现货策略申报,包括对中长期市场价格趋势滚动预测、现货市场价格预测。对此,国能日新结合季节性气候、气象等影响新能源发电及负荷用电特性因素、煤价波动因素、工作日与节假日因素等对市场供需及价格进行综合分析,客观决策。

 

四、多市场协同的交易策略是保障收益最大化的核心因素

为加强中长期市场和现货市场的衔接,现阶段多地电力市场已从中长期电量交易逐步过渡到中长期带曲线交易,且增加了交易灵活性。国能日新助力新能源发电企业,结合自身的生产能力以及风险承受能力确定年度、月度等各个交易周期的交易电量比例,将保底电量以较高的价格锁定,并结合月内旬、滚动交易等结合临近市场价格预测及时调整合约曲线,目标是接近实际发电曲线,调整持仓量,且通过现货市场调整,达到最优结算电费。

 

总之,具备科学的交易手段,精准的技术应用,才能从根本上提升新能源电站的交易收益。对于一些没有专业交易营销团队的集团公司或新能源电站来说,可以通过第三方交易服务公司来整体打包交易运营托管服务。国能日新通过科学的交易策略,融合信息化平台的使用,为甘肃、山西、山东等新能源电站服务成效显著,各省应用策略调整后,收益均有明确提升。

 

未来,全国将建立起统一的电力市场,新能源企业需要提前做好进入交易市场的准备。例如,交易与储能的结合,交易信息化、数字化、智能化的管理方式,科学参与市场化交易等。同时,随着电力市场趋于完善,绿电交易、碳交易市场的成熟,新能源参与交易除具电力价值,还具有环境价值,新能源市场化交易更需要结合绿电交易机制与绿色证书制度等配套政策整体来考虑新能源企业的经济收益。