自2021年12月1日起，山东省开展了整月现货结算试运行，随后在鲁发改能源1038号文中正式通知2022年山东电力现货市场进入长周期连续结算试运行。相比前几次试运行以及同样开展现货双边试运行的广东和山西省，山东本次市场主体更加丰富，在满足计量条件下，地方电厂、自备电厂、核电、独立储能和新能源电站均能以各种形式自愿参与中长期和现货交易。山东本次以给予新能源电站多种参与形式的选择，来稳步地推进新能源市场化进程。并且稳中求进，施行新能源电站以报量报价方式参与现货出清。我们在与山东新能源多家电站深入交流后，了解到新能源市场主体在12月现货运行中的困惑，如申报方式、出清方式以及结算方式等。希望通过本文总结，为大家答疑解惑。

作为新能源装机大省，山东风电和光伏装机总量占全省发电装机并网总容量的32.6%。如下图所示，风电装机为18,080MW，光伏装机为25,340MW，其中集中式8,800MW、分布式16,540MW。从发电量数据观察，截止2021年5月底，风电发电量198亿KWh、同比增长53.63%，光伏发电量74.38亿KWh、同比增长50.2%。

因此，无论从当前新能源装机高占比，还是快速增长的新能源发电量看，山东省在实现“双碳”战略目标的道路上，完善新能源电站参与电力市场机制以及培育市场主体参与意识与能力都是亟不可待的。

根据本次现货规则，山东分布式新能源仍按照政府批复价格结算，而集中式新能源电站可以选择参与中长期交易，按照风电、光伏典型发电曲线或自定义曲线，申报中长期合约电量和价格，选择该模式的新能源电站全电量参与现货市场进行结算。然而，12月采取此结算方式的电站屈指可数，更多的场站还是选择不参与中长期交易，这些电站的90%的上网电量按照政府批复价格（394.9元/MWh）结算，剩余部分根据现货规则参与日前现货市场和实时市场出清及定价。因此，我们接下来重点分析该模式的申报、出清和结算方式。

集中式新能源电站以电站为单位在竞价日（D-1）申报运行日的报价曲线，最多可以申报出力上下限之间5个出力点以及对应价格。其中，出力曲线的下限和上限分别为0和额定容量，且在这条单调递增曲线上的连续两个出力点的差值不能低于2MW。申报价格随着出力增加，也呈单调非递减（相邻两点价格可以相同），如下图所示。

上述报价曲线结合10%的短期预测出力参与日前市场出清，形成新能源日前市场总出清曲线。因此，我们可以观察到每个时段日前出清电量理应在短期预测出力的90%至100%区间内，但是在12:00-13:00时段经常因新能源大发导致供大于求，从而发生弃风弃光现象，日前出清电量仅为短期预测出力的60-80%左右。另外，山东省采用线性阶梯化自动优化算法，将传统阶梯式报价的5-10个梯段细分为多个报价阶梯段，以求现货市场出清价格变化均衡，所以我们的出清电量即使在合理区间内，仍不会完全与我们申报的电量匹配。在实时市场阶段，新能源电场的实时出清电量是根据超短期功率预测的90%，以及日前封存的申报量价曲线进行出清。该出清结果也会与实发电量比较，计算新能源偏差收益回收，我们在下文会具体展示计算方式。

本次现货试运行期间，市场化交易部分（90%实际上网电量以外部分）不计入全生命周期保障收购小时数。接下来我们忽略繁琐的公式，通过交易中心发布的日结算格式以及简单的算例直观地为大家展示新能源电费计算方式，如下表所示（单位电量：MWh; 电价：元/MWh; 电费：元）：

某新能源电厂在时段X的总电费为14,799元（非真实数据），他由五部分构成，分别为优先结算电费（C）、日前偏差电费（G）、实时偏差电费（K）、新能源预测偏差考核（L）、新能源偏差收益回收（M）。我们来看下这些元素的关系，为方便起见分别用字母代表：

总结算电费：  N = C + G + K + L +M

优先结算电费：C = A * B；A = 0.9 * H；B = 394.9元/MWh；

日前偏差电费：G = E * F；E = D – A；在上文有描述日前出清电量（D）的计算原理；

实时偏差电费：K = I * J；I = H – D

新能源预测偏差考核：新能源电站在出力未受限时按考核电量和优先结算电价（B）计算，考核电量为预测曲线和实际出力曲线扣除允许偏差后电量的1%，日前功率预测允许偏差为实际发电出力的20%（最小允许偏差为2MW），实时功率预测允许偏差为实际发电出力的15%（最小允许偏差为1MW）。

在此案例中，我们可以计算出日前和实时功率预测允许偏差（预测大于实发情况）分别为48MW（40 * 1.2）和46MW（40 * 1.15），假设日前和实时功率预测为55MW（超出允许偏差阈值）和45MW（低于允许偏差阈值），那么新能源预测偏差考核为(55-48)*1%*394.9，即表中的L。

新能源偏差收益回收：新能源电站在出力未受限时，新能源电站超出实时市场出清曲线运行部分，按实时市场出清电价的50%回收偏差收益。我们例子中的实时功率预测为45MW，即使按最低的实时出清电量（90%*45 = 40.5MW），也未发生超发现象，因此新能源偏差收益回收为0，即表中的M。

整体看山东省新能源电站在中长期市场参与度低，这与山东当前的交易规则密切相关，比如月度竞价仅有典型曲线交易，以及月度和月内双边交易有待进一步实现标准化。不过，在2021年11月交易中心对12月现货试运行培训的文件中提到“集中竞价交易将包括24支标的，每支标的代表的是全月同一时刻的电量，成交后按照等比例分解至小时”，这与山西自2021年7月以来开展的月度分时段交易完全相同。下图展示了当前山西省新能源参与电力现货市场的形式——降低政府基数电量比例，并且通过年度、多月、月度、旬和日滚动等多批次实现市场风险和功率预测风险管控。

本文为参与山东现货的新能源市场主体或对山东电力交易感兴趣的读者总结了当前电力现货交易模式下新能源电场的参与方式、现货申报、量价出清和结算，并通过案例直观地展示了电力交易中心日清单中电费的计算方法。最后我们也展望了未来山东电力现货市场为新能源电场带来的机会和挑战，我们相信新能源电场可通过提升功率预测准确度、加深对市场理解以及科学的交易策略实现收益最大化。但是在复杂的交易规则和环境以及高频的决策需求背景下，我们仍需要对交易水平不断提升，以及采用科学的辅助工具来收集和分析海量数据，从而做出科学的决策。各位市场主体如果希望进一步了解交易策略和辅助工具，我们随时欢迎进一步沟通。