中国储能网讯：在2022年第二批电力现货试点陆续启动现货市场模拟试运行后，非试点地区也很快采取行动，陕西、重庆等先后启动现货市场模拟试运行。2023年一开年，青海省也加入模拟试运行行列，又一个新能源大省开启了现货建设的征途。
《青海日报》消息，2023年1月11日，青海省电力现货市场首次模拟试运行工作正式启动，标志着青海省电力体制改革迈入深水区。试运行为期三天，按照“集中式市场、全电量竞价”模式，开展日前、实时现货电能量市场全流程模拟，重点对交易组织、市场规则、技术支持系统进行全面检验和评估。全省10台火电机组、294家新能源、2家储能企业参与其中。《国家电网报》披露，此次模拟试运行期间日前市场出清电量7.49亿千瓦时，实时市场出清电量7.41亿千瓦时。
青海现货市场建设起步较早，2020年青海就曾发布公开征求对《青海电力现货市场建设方案》意见的公告。2021年，青海“十四五”规划建议研究建立电力现货市场体系。
目前青海清洁能源装机占比高超过90%以上，为全国最高。“青海新能源装机过大，不做现货，电力和电量会平衡不了”，在一位青海电力行业从业者看来，青海积极推动现货市场，既有国家宏观方面的指导意见，也是出于电网和发用电双方的需求。
单结算模式，储能入现货
根据青海电力交易中心发布的电力现货配套细则，市场主体方面，青海现阶段参与现货电能量市场的发电侧市场主体包含燃煤火电机组、水电机组（龙羊峡电厂及小水电除外）、新能源场站（扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、领跑者新能源项目、光热电站、平价无补贴项目、竞争性配置项目除外）、储能电站、用户侧市场主体包括售电公司、批发用户和电网企业代理购电工商业用户。几乎所有类型发电资源进入现货市场。
在青海电力现货市场第一次模拟试运行中，火电机组、新能源场站“报量报价”参与省内现货电能量市场，水电不申报量价曲线，优先出清，接受现货市场价格，电力用户不申报量价曲线，接受现货价格。模拟试运行报价区间为40—500元/兆瓦时。
与蒙西市场类似，青海现货市场发用双方均采用单结算模式，即日前出清结果不进行财务结算，发用双方按实时现货价格对实际发用电曲线与中长期分解曲线的偏差电量进行结算。
青海对于储能态度积极。与其他现货试点在现货市场运行一段时间后才将储能纳入相比，青海一开始就将独立储能电站参与市场的方式写入规则，并允许储能参与到首次模拟试运行中。
据媒体报道，截至2022年10月底，青海电网并网电化学储能容量为57.95万千瓦时，据该省“十四五”能源发展规划，2025年，青海力争建成电化学等新型储能600万千瓦，是我国储能规划装机量最高的省份之一。
按照目前的细则，满足充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上的储能电站可自愿参与现货电能量市场。但据eo了解，青海目前符合条件的储能电站不多。
此外，青海也设计了容量补偿机制，根据《青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）》，现阶段，容量补偿对象为直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风电、光伏）场站和储能电站。现阶段，对参与电力市场的批发市场用户和电网企业代理购电用户的实际用电量收取容量补偿电费，由机组按照各自补偿容量的比例进行分享。不过1月模拟试运行暂未开展容量补偿。
调峰压力大
据《青海日报》披露，截至2022年10月底，青海省电力装机达到4357万千瓦，清洁能源装机占比达91%，新能源装机2703万千瓦，占电力总装机的62%。另据该省“十四五”能源发展规划，到2025年年底青海光伏发电装机容量预期将达到4580万千瓦,风电达到1650万千瓦,相较于2020年分别新增3000万千瓦、807万千瓦。
据了解，高比例新能源装机占比下，青海电力系统缺乏稳定电源支撑，又存在网源时空错配，电网调度压力极大。电源和负荷时空分布的不匹配还可能随着新能源的发展进一步加剧，未来可能会发生跨区域电力输送阻塞等问题。
不少业内人士期盼，青海省内现货市场建成后，可以通过竞争的方式实现资源的优化配置，形成反映电力商品空间价值的价格信号，有效引导发输用电资源投资规划，实现电能供给在地理上的合理分布，通过价格反应电力供需关系引导系统电力平衡。
青海电力行业从业者刘德君告诉eo，有人认为“开现货之后调度的压力会转向市场”，这种想法很美好，但真实情况恐怕更加复杂。
市场结构方面，青海电力市场集中度较高。公开资料显示，黄河上游水电开发有限公司在青海电力总装机占青海省电力总装机的半数以上，是青海最大的发电企业，2021年在青发电量、供电量分别超过全省的70%和80%。
相关专家表示，如果一家发电企业独大，容易形成很强的市场力，因此需要设计更加完善的市场机制。
水电参与现货市场也是青海现货要面对的情况。水电在青海省电源装机中占接近三成，青海“以水定电”，水电出力在不同年份、不同季节之间来水量不同，来水还要受黄河水利委员会的管理，与火电相比存在极大的不确定性。因此刘德君认为，青海电力系统需要更加充裕的可调度电源作为备用手段，需要建设容量补偿机制或容量市场，激励发电方容量投资。
对于电力辅助服务，上述专家表示，青海作为新能源大省，势必要面临新能源比例高所带来的转动惯量不足、电压稳定不高等问题，这对辅助服务市场提出了很高的要求，对辅助服务市场品种的丰富性、价格信号的及时性、成本收益分摊的公平性提出了很高的要求，目前的市场机制还需要更加完善。
据了解，青海省目前只运行了省内调峰市场，且只有共享储能项目参与，火电深度调峰和启停调峰市场还未正式运营，其他辅助服务品种由调度执行并进行固定补偿。由于缺乏市场激励，可能会发生系统总辅助服务质量不足的情况。
现货市场运行期间，青海将取消调峰辅助服务市场，调峰的功能将通过现货市场实现。上述专家指出，青海新能源发展迅猛，调峰服务目前是大水电在做，然而青海的水电也靠天吃饭，调节能力有限，现在还应该鼓励用户侧调峰，削峰填谷，否则电网运行压力过大。
2022年底公布的电力现货配套细则中包含了调频辅助服务市场运营细则。刘德君介绍，由于青海新能源占比极大，受新能源有功调节能力限制，电网频率调节能力持续下降，而调频市场可以通过并网主体的自动功率控制，满足电力系统频率、联络线功率控制要求。
除青海外，甘肃、山西、蒙西、山东等新能源大省已经有了新能源参与现货的探索和实践，新能源的非灵活属性导致其需要灵活发电资源承担调频和备用等服务，是新能源大省新能源入现货所共同面临的挑战。
相关人士介绍，虽然现在青海出台了现货相关文件，但因为诸多客观条件的限制，短时间开启现货市场的可能性较低。“但是，改革已经到了深水区，总得趟过去。”
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