2015 年3 月15 日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，电力体制改革正式拉开帷幕，2017 年8 月国家发改委、国家能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》特急文件，选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8 个地区，开展加快组织推动电力现货市场建设工作。目前，这8 个电力现货交易试点区域均建立了电力交易机构，开展了现货交易试结算工作。 2019 年1 月国家发革委、国家能源局再次联合发下《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，推进风电、光伏将无补贴平价上网政策，促进风电、光伏进入电力市场无补贴交易的发展[1]。 目前，受装机规模、电源结构、消纳机制、送出通道等因素影响，局部电网接纳可再生能源的能力已超极限，弃风、弃水、弃光“三弃” 矛盾日益突出。风电企业如不能积极拓展相对便宜的增量市场，若总体用电需求没有持续大幅度增长，在新能源内部电量持续增长、相互挤压的作用下，企业经营发展将愈发困难。 1 山东电力市场分析 山东电力交易市场主要分为中长期市场、现货市场、零售市场。中长期市场分为场内交易和场外交易两种模式，其中场外交易是指双边协商交易，交易双方自主协商交易电量、交易价格、分解曲线以及交割节点等合同要素，签约场外协商交易合约，并上报交易中心登记生效；场内交易包括年度、月度和周集中竞争以及挂牌等交易品种，由交易中心通过交易平台统一组织开展。目前山东省双边交易最小周期为周，需在运行日D-3 提交；集中竞价每月交易一次，中长期市场交易无需分解曲线。根据山东电力交易中心发布的信息，2020 年3 月山东省组织开展2020 年年度电力直接交易（双边协商），48 家统调发电企业（128 台发电机组）与5 家电力用户及90 家售电公司达成交易电量1051．46 亿千瓦时。1-10 月电力直接交易（双边协商）成交电量1044．43 亿千瓦时；5-10 月电力直接交易（集中竞价）成交电量1．95 亿千瓦时；目前，新能源未参与中长期市场交易。 现货市场交易主要分为日前市场、实时市场、调频市场，日前市场采用 “发电侧报量报价、用户侧报量不保价” 的模式，参与市场的发电机组在日前电量市场中申报运行日量价信息，参与批发市场的用户、售电公司在日前电量市场中申报运行日的用电需求曲线，不申报价格。交易中心将根据用户侧申报负荷以及调度预测的非市场用户负荷计算出清发电侧96 点负荷、价格，用电侧24 点负荷价格发布出清结果，作为日前市场结算依据。实时电量市场中，发电侧采用日前电量市场封存的申报信息进行出清，用户则无需进行申报。根据发电侧在日前电量市场中申报信息，基于最新的电网运行状态与超短期符合预测信息，以市场福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，每15 分钟滚动计算一次未来2 小时出清结果，每小时内4 个15 分钟的节点电价算术平均值为该节点小时结算节点电价，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。调频辅助服务市场与日前市场协调运行，调频机组预留调频容量后剩余可用出力参与日前市场出清，出清曲线作为调频出力基值。根据机组调频服务报价和事前调频机会成本，计算调频服务综合成本价格，按照从低到高顺序依次进行出清，出清价格按边际机组价格确定。其中，调频机会成本是根据机组提供的调频服务出清曲线与不提供调频服务的日前市场出清曲线计算（二者差异部分）[2]。 2020 年5 月16-19 日山东省开展4 天现货市场连续结算试运行工作，整个试运行期间电网运行平稳，市场出清价格合理，试运行期间产生了9508．19 万元不平衡资金，主要由于未参加电力现货市场的外来电、风电、光伏及核电结算时，按照优先发电‘保价结算’原则，结算价格高于用户用电市场化价格。这部分不平衡资金最终由 “外电入鲁”、风电、光伏及核电承担。根据《山东省电力现货市场交易规则》风电将以日内实际发电量的10% 参与现货市场实时价格结算，优先发电部分需要分摊现货市场双规制不平衡资金（取消调峰辅助服务市场分摊），以及其他应由非市场用户承担的费用（在发电侧分摊）。但是由于国家相关补贴政策未明确，风电暂不参与现货市场试运行。从长远来看，风电参与现货市场势在必行。 2 风电参与现货市场需要解决的问题 风电的电网规划、运行和安全稳定分析均需要对风电功率的波动范围有较为精确的估计。近年来国内外大量的研究工作聚焦于风电功率确定性预测的研究，由于风资源的随机性与波动性，在预测中往往难以保证输入数据的准确性和完整性，因此确定性预测结果中不可避免地包含有由于数据与模型缺陷造成的不确定性[3]。目前风电场风功率预测与实际发电能力存在较大偏差，大部分风电场风功率预测系统仅能保证日前短期预测平均准确率高于80%，日内超短期预测平均准确率高于85%。根据《山东省电力现货市场交易规则》，风电场需在竞价日申报运行日的短期预测出力曲线和价格，在运行日申报超短期预测出力曲线，当风功率预测数据偏低时，风电场由于日前发电计划较低，多余电量将按照日内实时电价出清；当风功率预测数据偏高时，风电场将产生大量偏差考核费用。由此可见风功率预测水平将直接影响风电场的整体收益，仅靠功率预测的精度无法做到效益最大化的交易申报的，需要根据功率预测技术做出科学的交易策略才能使风电场获得最大营收。 [1]《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》发布[J].电力与能源,2019,40(5):509. [2]伍梦尧.二十年固定电价推进风电光伏平价上网[N].中国电力报,2019-01-11(1). [3].《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》节录[J].大众用电,2016,31(2):6-7. 2015 年3 月15 日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，电力体制改革正式拉开帷幕，2017 年8 月国家发改委、国家能源局联合下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》特急文件，选取南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8 个地区，开展加快组织推动电力现货市场建设工作。目前，这8 个电力现货交易试点区域均建立了电力交易机构，开展了现货交易试结算工作。2019 年1 月国家发革委、国家能源局再次联合发下《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，推进风电、光伏将无补贴平价上网政策，促进风电、光伏进入电力市场无补贴交易的发展[1]。目前，受装机规模、电源结构、消纳机制、送出通道等因素影响，局部电网接纳可再生能源的能力已超极限，弃风、弃水、弃光“三弃” 矛盾日益突出。风电企业如不能积极拓展相对便宜的增量市场，若总体用电需求没有持续大幅度增长，在新能源内部电量持续增长、相互挤压的作用下，企业经营发展将愈发困难。1 山东电力市场分析山东电力交易市场主要分为中长期市场、现货市场、零售市场。中长期市场分为场内交易和场外交易两种模式，其中场外交易是指双边协商交易，交易双方自主协商交易电量、交易价格、分解曲线以及交割节点等合同要素，签约场外协商交易合约，并上报交易中心登记生效；场内交易包括年度、月度和周集中竞争以及挂牌等交易品种，由交易中心通过交易平台统一组织开展。目前山东省双边交易最小周期为周，需在运行日D-3 提交；集中竞价每月交易一次，中长期市场交易无需分解曲线。根据山东电力交易中心发布的信息，2020 年3 月山东省组织开展2020 年年度电力直接交易（双边协商），48 家统调发电企业（128 台发电机组）与5 家电力用户及90 家售电公司达成交易电量1051．46 亿千瓦时。1-10 月电力直接交易（双边协商）成交电量1044．43 亿千瓦时；5-10 月电力直接交易（集中竞价）成交电量1．95 亿千瓦时；目前，新能源未参与中长期市场交易。现货市场交易主要分为日前市场、实时市场、调频市场，日前市场采用 “发电侧报量报价、用户侧报量不保价” 的模式，参与市场的发电机组在日前电量市场中申报运行日量价信息，参与批发市场的用户、售电公司在日前电量市场中申报运行日的用电需求曲线，不申报价格。交易中心将根据用户侧申报负荷以及调度预测的非市场用户负荷计算出清发电侧96 点负荷、价格，用电侧24 点负荷价格发布出清结果，作为日前市场结算依据。实时电量市场中，发电侧采用日前电量市场封存的申报信息进行出清，用户则无需进行申报。根据发电侧在日前电量市场中申报信息，基于最新的电网运行状态与超短期符合预测信息，以市场福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，每15 分钟滚动计算一次未来2 小时出清结果，每小时内4 个15 分钟的节点电价算术平均值为该节点小时结算节点电价，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。调频辅助服务市场与日前市场协调运行，调频机组预留调频容量后剩余可用出力参与日前市场出清，出清曲线作为调频出力基值。根据机组调频服务报价和事前调频机会成本，计算调频服务综合成本价格，按照从低到高顺序依次进行出清，出清价格按边际机组价格确定。其中，调频机会成本是根据机组提供的调频服务出清曲线与不提供调频服务的日前市场出清曲线计算（二者差异部分）[2]。2020 年5 月16-19 日山东省开展4 天现货市场连续结算试运行工作，整个试运行期间电网运行平稳，市场出清价格合理，试运行期间产生了9508．19 万元不平衡资金，主要由于未参加电力现货市场的外来电、风电、光伏及核电结算时，按照优先发电‘保价结算’原则，结算价格高于用户用电市场化价格。这部分不平衡资金最终由 “外电入鲁”、风电、光伏及核电承担。根据《山东省电力现货市场交易规则》风电将以日内实际发电量的10% 参与现货市场实时价格结算，优先发电部分需要分摊现货市场双规制不平衡资金（取消调峰辅助服务市场分摊），以及其他应由非市场用户承担的费用（在发电侧分摊）。但是由于国家相关补贴政策未明确，风电暂不参与现货市场试运行。从长远来看，风电参与现货市场势在必行。2 风电参与现货市场需要解决的问题风电的电网规划、运行和安全稳定分析均需要对风电功率的波动范围有较为精确的估计。近年来国内外大量的研究工作聚焦于风电功率确定性预测的研究，由于风资源的随机性与波动性，在预测中往往难以保证输入数据的准确性和完整性，因此确定性预测结果中不可避免地包含有由于数据与模型缺陷造成的不确定性[3]。目前风电场风功率预测与实际发电能力存在较大偏差，大部分风电场风功率预测系统仅能保证日前短期预测平均准确率高于80%，日内超短期预测平均准确率高于85%。根据《山东省电力现货市场交易规则》，风电场需在竞价日申报运行日的短期预测出力曲线和价格，在运行日申报超短期预测出力曲线，当风功率预测数据偏低时，风电场由于日前发电计划较低，多余电量将按照日内实时电价出清；当风功率预测数据偏高时，风电场将产生大量偏差考核费用。由此可见风功率预测水平将直接影响风电场的整体收益，仅靠功率预测的精度无法做到效益最大化的交易申报的，需要根据功率预测技术做出科学的交易策略才能使风电场获得最大营收。参考文献：[1]《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》发布[J].电力与能源,2019,40(5):509.[2]伍梦尧.二十年固定电价推进风电光伏平价上网[N].中国电力报,2019-01-11(1).[3].《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》节录[J].大众用电,2016,31(2):6-7.

文章来源：电力科学与技术学报 网址: http://dlkxyjsxb.400nongye.com/lunwen/itemid-15391.shtml

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