世界快消息！山西电力现货市场｜光伏电价高于风电价之谜

现货背景下新能源的困境系列文章（一）

【资料图】

光伏电价高于风电价之谜

全文共2539字，阅读全文约8分钟

2022年四季度，山西省参与现货机组中，风电机组结算均价267.07元/MWh，光伏机组结算均价287.03元/MWh，较风电高出接近20元/MWh；蒙西区域参与现货机组中，风电机组结算均价215.37元/MWh，光伏机组结算均价244.05元/MWh，较风电高出近30元/MWh。以上不免有些反直觉，一般来讲，光伏主要出力时段为谷段，而谷段的中长期价格和现货价格都较低；风电的典型出力曲线与峰段重合程度更高，峰段中长期电价也更高，理应结算价格更高才对。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：姜宏强）

究其原因，该反直觉现象的背后隐藏着现货市场的运行特点，反映了华北或西北地区大风季现货价格波动的特性、中长期市场与现货市场衔接的阶段性特点，具有指导交易工作开展，投资测算等现实意义。更深层次上，还揭示了新能源企业参与现货市场所遇到的博弈困境。由于蒙西市场中长期持仓比例高，且有特殊的风险防范机制，而山西市场中长期与现货规则相对较为简单，不妨以山西现货与中长期市场两方面来看该现象是如何形成的：

一

现货市场：

据市场公开披露信息计算，山西电力市场22年四季度平均日前价格为382.00元/MWh，光伏主要出力时段9：00-16：00平均282.00元/MWh，全天24h均价刚好高出100元/MWh，从长尺度平均来看无法解释光伏与风电电价的差异性。

表1 山西电力市场2022年四季度平均日前价格

进一步，利用风电与光伏分日平均出力曲线做加权计算，风电现货加权均价为385.26元/MWh，光伏现货加权均价为295.12元/MWh，同样无法解释二者之间的差异。

图1四季度风电与光伏平均出力曲线

实际上，以上分析只关注了价格的分时特性，在大风季时期，还需要从分日的波动性上看，才能深入本质。

图2 四季度风电与光伏电站分日出力情况

四季度，山西从小风季进入大风季，风电出力逐日波动性更大，光伏虽受冬季阴天、雾霾等非晴空条件影响，出力波动较春秋季增加，但相比于风电来讲波动更低。以山西某风电场与光伏电站的逐日出力拟合全省出力可发现，光伏逐日波动相对标准差为35.49%，风电逐日波动相对标准差则达58.56%！而这仅仅是逐日的波动情况，若考虑分时情况，风电出力的波动程度将进一步加剧。

风电和光伏在大风季的出力特点，仅仅从量上揭示了其分日差异，而不巧的是，这样的出力波动，还将进一步反映在价格的分日趋势上。风电大发期间，火电机组低负载率运行，现货机组为保开机、调频机组为申报负调频，多报长段零价，现货价格往往较低；相应的，在迎峰度冬期间，采暖负荷增加，省内需求较高，若风电出力较小，则需要火电机组承担更多出力任务，价格走高。从图3中可以看出，采用局部加权回归方法，发现风电出力与现货价格走势并不是简单的线性关系。在风电出力较高时，火电中标在低负载率段，风电出力与现货价格呈较好的线性关系；而风电出力较低时，一方面火电整体中标在高负载率段，相比于低负载率段，报价有一定的跃升，另一方面，视新能源出力的大小，火电分日报价行为也会有一定变化，两方面的变化最终导致在风电出力较低时与现货价格的非线性关系。

图3 四季度风电与日前价格关系图

综合来看，风电出力大时，发电量大、现货价格低；风电出力小时，发电量小，现货价格高。最终的结果就是，大风季风电机组参与现货，大部分电量低价结算，少部分电量高价结算。虽然长尺度看起来市场均价较高，但风电的均价却始终相对较低。而光伏整体出力较为均匀，无论是在低价时期还是高价时期，都可以做到“稳定发挥“，高价日结算比例较风电更高。对比山西某风电电站与光伏电站的实时加权价格可发现，光伏实时均价为236.54元/MWh，风电实时均价为252.02元/MWh，已经可以部分解释光伏均价高于风电的现象。但这还不够，还有一部分原因还要归根于电力市场化交易的主要部分-中长期市场交易。

二

中长期市场：

中长期市场的基础作用在于平衡长期供需，稳定市场预期，是新能源企业规避市场风险、稳定市场价格的重要手段。在大风季，光伏均价高于风电的另一个重要原因即在于二者参与中长期市场的难度差异。新能源参与中长期市场交易难点一是结合交易品种的价格预测，二是发电量预测。

风电与光伏参与中长期交易主要交易周期在月度与旬交易，月度交易为双边交易，交易曲线一般为直线，旬交易为集中分时段交易。山西现货市场四季度均价382.00元/MWh，而新能源双边价格在365元/MWh左右。分月来看，10、11、12月现货均价分别为400.0元/MWh、367.6元/MWh，378.1元/MWh，而分月市场双边价格均在370-380元/MWh之间。说明新能源企业想要通过月度的一次交易对冲现货价格下行风险几乎没有可行性，这也是现货市场开展后市场主体遇到的典型问题之一：亟需从固定量价低频交易思路向连续分时段高频交易思路转变，原因无他，分时段高频交易更符合新能源出力的波动性。此外，山西政府保障性电量的分解方式为按照日前申报功率以一定比例分解，新能源企业可以按照自身的实际发电特点进行灵活持仓调配，而非固定量价曲线交易，也比较符合在大风季的价格波动特性。山西四季度光伏企业选择基数分解的比例更大，风电企业参与比例更低，进一步造成了光伏与风电结算均价的差异。

图4 山西电力市场新能源中长期交易规则

既然月度交易空间不大，那么旬交易是否有空间呢？首先，冬季往往出现寒潮大风等气候特征，从图2中可以看出，11月下旬、12月中旬均出现了持续大风的情况，现货价格走低，有一定的交易空间。但这要求新能源企业一方面要通过精准的气象数据源对中期价格有预测能力（风电预测24h，光伏预测8h），另一方面又要求其对历史数据的精细化管理，提升自身的中长期电量预测能力。以山西某45MW装机的风电机组为例，其12月上中下旬（下旬取21-30日）的实际发电量分别为3385MWh、6760MWh、4362MWh，可见分旬发电量的波动之剧烈，而目前市场主体主要按照去年同期月发电量三等分来做旬发电量预测，精度远远无法达到交易要求；光伏以某80MW装机的光伏机组为例，12月上中下旬（下旬取21-30日）的实际发电量分别为3232MWh、3515MWh、3595MWh，整体出力较为平稳，可满足参与旬交易的预测要求。风电与光伏在分时段价格预测、预测发电量难度上的差异可见一斑。

本文主要从现货、中长期两方面来分析风电与光伏在四季度结算均价的差异，讨论了在大风季现货价格逐日波动性的特点，以及对应中长期交易如何与之衔接。“沧海横流，方显出，英雄本色“，随着第二批现货试点省份开展在即，新能源企业如何结合现货价格特点进行营销工作开展，投资决策如何从固定价计算到综合考虑中长期与现货价格测算，都是现货市场留下的课题。本系列文章将继续结合第一批现货试点省份的实践经验，剖析新能源企业参与现货市场的困境与特点。

标签：