在供给侧结构调整、能源转型的大背景下，如何建设适应高比例可再生能源的电力市场是当今世界和我国电力市场演进中面临的新趋势和新挑战。

甘肃是一个典型的新能源高占比送端电网，具有两大显著特征：一是新能源高占比特征明显；二是优先发电量大于省内用电空间。这两个特征使得甘肃电力市场在国内外少有可以借鉴的市场模式。但从另外一个方面来说，这正是甘肃电力现货市场建设试点工作所具有的独特意义。2020年4月，甘肃在全国率先启动省内现货市场第三次结算试运行，也是首个完成为期一个月长周期结算试运行的省份。2020年8月1日开始，甘肃电力现货市场再次开始长周期结算试运行，截至目前已连续运行五个月。

电力市场是一个理论与实践结合非常紧密的市场。市场设计要经得起市场实践的检验。众所周知，甘肃省内发电基本全为一二类优先发电，造成省内电力市场严重缺乏流动性。由于现货市场采用全电量集中竞价模式，所以从某种意义上讲，是外送电量的高占比激活了省内现货市场。

甘肃电力现货市场的实战经验表明：中长期曲线分解和现货市场出清结算机制是影响发电企业利益的两大焦点因素，也是电力现货市场建设的关键环节。甘肃的现货实践让新能源企业非常清楚地意识到两个问题：一是中长期曲线分解至关重要；二是新能源功率预测准确性非常重要。如果有问题，那一定是新能源功率预测不准的问题；如果还有问题，那一定是中长期电量曲线分解的问题。

由于日前预测不准，日内出现风更小或基本无风的情况，造成新能源日发电出现负收入现象。这种情况在甘肃现货市场实践中已不鲜见。所以，甘肃现货市场运行中，风电企业特别关注现货负电量，而且往往风小或无风时现货价格高，所以新能源企业都在尽力避免或减少现货价格高于中长期价格时出现现货负电量。小风日，风电日前预测偏高比预测偏低情况更加严重。实例见下：

某小风日，某风电站日前预测D日发电量1147万千瓦时，实际发电388万千瓦时；正现货电量25万千瓦时，对应现货均价414元/MWh；负现货电量1084万千瓦时，对应现货均价357元/MWh；最终，现货结算后当日发电收入为-13万元。

一般情况下，新能源功率预测越准越能够保障中长期收益落袋；同时，国内外电力市场都会对新能源功率预测的准确性进行偏差考核。

国内现货市场过程中，新能源参与市场的重大风险还来自另一个方面：新能源中长期结算曲线的分解。如果缺乏科学合理的方法，新能源中长期结算曲线的分解会颠覆人们对“中长期合约规避现货市场价格风险并锁定收益”的认知。

甘肃现货市场率先试点新能源报量报价参与现货市场，精神和勇气值得肯定和赞赏，但这也不可避免地带来了这样两个问题：一是新能源中长期合约曲线分解问题。新能源发电受天气变化影响，其波动性、随机性等特点决定了新能源在年度、月度交易中无法签订带曲线的中长期合约，据笔者了解，国内外没有哪个市场的新能源中长期合约是带曲线的。二是现货市场的有序有效运行又要求对新能源中长期合约进行结算曲线分解，以便与现货市场衔接。

综上，亟需进一步研究完善新能源中长期结算曲线的分解方式。对此，笔者提出如下看法和建议，仅供业内人士参考：

一是建立新能源中长期合约电量调节机制，以保持新能源中长期合约电量的高弹性，新能源年度电量确定后，要分解到月，月要分解到日，日再分解到时。

二是建立新能源中长期合约电量转让机制，以保持新能源中长期电量合约的流动性。就甘肃而言，对非市场化方式取得的中长期电量即省内“保量保价”电量通过调节机制保持高弹性；对市场化方式取得的中长期电量即省内“保量竞价”电量以及外送电等市场化电量通过转让机制保持流动性；对不同品种的中长期电量，即计划与市场电量，分别采取不同的方式以保持其弹性或流动性，体现其面临不同风险和承担的不同责任。

三是在市场化条件下，新能源中长期电量合约的价格相对较低，基于量和价不能兼得的原则，其中长期结算曲线的分解应尽可能接近新能源的实际出力。

四是建议以日前短期功率预测预分解新能源中长期曲线，并将“日前出清”改为“日前预出清”，以日内超短期功率预测曲线作为新能源中长期结算曲线。

五是建立电网以及第三方新能源功率预测系统，对新能源市场主体为利用短期功率预测曲线套利行为予以防范和严惩。

甘肃电力现货市场实战告诉大家：现货市场有如收割机，收割的是中长期合约分解曲线。如果缺乏一个与现货市场配套的灵活有效的中长期合约市场，就难怪收割场景一片狼藉。