山西电力现货市场中长期与现货衔接问题及对策

原文作者：王小昂，邹鹏，任远，赵兴泉，李鸣镝，王其兵，李宏杰，常伟

原文标题：山西电力现货市场中长期与现货衔接问题及对策

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原文来源：知网、《电网技术》、2022，46(01)

（1）文章对山西在市场化中长期交易与现货市场衔接方面存在的问题进行了深入分析；

（2）结合现货结算试运行设计了一种新的中长期分时段交易机制。

山西现货市场规则体系经过了多轮次滚动修订和结算试运行检验，市场运行总体平稳，但其在省内市场化中长期合约与现货衔接方面的问题逐渐凸显，一定程度上阻碍了市场作用的发挥和市场建设的深化。对山西中长期与现货衔接问题进行细致深入的分析，研究其机理并探索其对策，可为全国其他地区现货市场建设提供有价值的参考和启发。

3.  How

3.1.1现货市场总体设计

山西集中式现货市场由日前市场和实时市场组成，市场架构为“中长期+现货+辅助服务”。以发电侧分时节点电价加权平均值作为用电侧统一出清价格，中长期交易及现货市场均采用顺价模式。

3.1.2中长期交易及其与现货市场的衔接

山西省内市场化中长期合约与现货的衔接机制为：

（1）中长期交易时购售双方必须约定曲线和分月电量；

（2）分月电量均分至月内每天后按约定的曲线形状形成中长期合同分解曲线，月内交易分解方式相同；

（3）保持月度合同总电量不变的条件下，经合同双方协商一致，可在D–2日调整D日合约电量及曲线；

（4）用户侧中长期日总电量低于实际用电量95%的部分为中长期缺额电量，按中长期合同最高价与实时市场用户侧均价的差价进行获利回收，回收费用按中长期合同电量比例在发电侧返还；

（5）用户侧D日每小时中长期合同比实际用电量超过200%或低于50%的电量，按日前市场用户侧最高价与最低价价差进行获利回收，回收费用在发电侧和用户侧按1:1返还，发电侧按上网电量比例、用户侧按实际用电量比例返还。

3.2山西现货市场与中长期衔接问题分析

3.2.1中长期与现货的价格衔接问题

山西现货市场6次结算试运行用户侧统一出清价格算术平均值都显著低于中长期市场价格水平。如图1所示。

现货均价水平低有一定必然性的原因：

（1）中长期交易中火电企业会考虑固定成本的回收问题，而从中长期市场锁定大部分电量后，在现货市场中，火电企业会根据边际成本报价开展竞争；

（2）山西中长期交易对价格下限和供需比有限制，未能充分反映供求状况；

（3）风、光新能源高出力时会大大压缩火电机组的竞价空间，而且为避免因调峰被停机，火电在报价方面竞争更为激烈；

（4）山西火电装机容量大，叠加新能源装机的迅猛增长，机组利用小时数整体偏低，市场在电量方面供过于求较为严重；

（5）受制于电量考核要求，部分火电企业过于追求增加发电量引发更为激烈的竞争。

3.2.2中长期交易电量和价格限制问题

近年来火电厂企业受新能源影响整体亏损较为严重，为了保障火电企业基本生存，也为了保障以中长期为主防控市场风险，设置中长期交易价格下限、火电供需比限制、现货时用户侧每日中长期电量比例最低限制等约束。这些限制措施在与现货衔接上出现以下问题：

（1）中长期交易对资源的优化配置作用失效；

（2）非现货结算试运行期间执行峰谷电价的低谷市场化用户，现货试运行时购电价格上升；

（3）在现货均价水平比中长期更低的情况下，以防控市场风险为由对现货市场中用户侧中长期电量最低比例进行限制的做法从逻辑上难以自洽，易受到用户侧的质疑。

3.2.3中长期合同曲线分解问题

目前的中长期与现货衔接在合同曲线分解方面存在以下问题：

（1）当前分解方式对不同的市场主体不公平；

（2）双边交易合同的分解曲线无法为市场主体提供灵活的风险管理手段；

（3）山西电量供大于求的整体形势，使得D–2日调整中发电侧普遍对用电侧进行了让利。

历次结算试运行中分解曲线均主要为低谷时段电量较少、高峰时段电量较多，如图2。如此分解情形下，现货市场一旦高峰时段价格大幅升高，发电侧将承受严重损失。

3.3对策与建议

建立容量补偿机制，将机组的容量成本回收与发电运行相对解耦，实现中长期交易与现货市场均基于边际成本报价竞争，能够理顺两者的价格衔接机制，是放开中长期交易价格和供需比限制、充分发挥市场配置资源作用的基础。作者在文章中提出以下建议：

（1）充分研究并考虑存量电源搁浅成本的差异和回收问题的解决；

（2）做好用户容量补偿费用收取与现行电费收取的过渡衔接；

（3）保持容量补偿机制相关政策、规则的稳定性和持续性；

（4）考虑容量补偿机制对未来增量电源结构调整的引导作用；

（5）需研究如何适应电力市场化改革，逐步转变机制，在相关决策过程中体现容量补偿价格及电能量市场价格信号的引导作用。

3.3.2建立适应现货市场的中长期分时段交易机制

作者提出的分时段交易机制是与双侧参与的集中式现货市场相适应的中长期交易，应用于多月、月度、旬及D–2日交易，该机制设计包含交易方式、交易周期、合同分解、风险控制等内容。

（1）中长期分时段交易机制设计

是一种适应现货市场的中长期交易机制，将每天均分为若干个时段(建议12或24个时段)，以每个时段的电量为交易标的，组织发电侧与用户侧按各时段分别开展中长期交易，各市场主体根据自身需求自由确定各时段交易电量，由各时段的交易结果组合形成各市场主体的中长期合同曲线。

（2）交易周期与合同分解

a.交易周期

结合现货市场结算试运行的时长，中长期分时段交易可按多月、月度、月内和日滚动交易分别组织。多月、月度和月内交易均按各时段(如12或24个)分别组织，每个时段的成交合同电量按照标的时期的日历天数平均分解至每日相应时段。月内交易可按旬开展；日滚动交易逐日(D–2日)滚动组织，交易标的为D日至D+2日各时段(如36或72个)的电量。

b.合同分解

市场主体某一日某个时段的中长期合同电量为相应时段多月交易分解电量、月度交易分解电量、旬交易分解电量及日滚动交易结果之和，如式(1)所示。

具体含义请见原文。

（3）交易方式

中长期分时段交易的交易方式采用集中竞价交易与和滚动撮合交易。多月交易、月度交易、旬交易各时段第一阶段通过集中竞价方式成交大部分电量并形成统一出清价，为市场主体提供价格参照，各时段第二阶段开展滚动撮合交易，发用两侧市场主体根据自身电量需求进行电量买入或卖出申报，采用类似股票交易的滚动撮合方式成交。日滚动交易不再分两阶段，仅采用滚动撮合交易方式。

（4）限价范围

在容量补偿机制建立的基础上，为控制市场交易风险，可设定中长期分时段交易最低和最高限价。初期逐时段设定限价范围，当分时段交易运转成熟后应放开逐时段限价，仅保留最高和最低限价。

（5）成交量约束和金融化限制

a.成交量约束

初期可对用户侧多月、月度和旬交易的成交量占实际用电量的比例设置约束，超出约束的部分进行获利回收。

b.金融化限制

集中式现货市场实质为金融合约，应收到一定的限制。在分时段交易开展初期应适度管控，可设置如下约束：

1）每一个时段发电侧净卖出电量不得为负，不得超出装机容量，用电侧净买入电量不得为负；

2）在同一交易日内对同一时段的电量，发用两侧市场主体只能选择卖出与买入中的一种，不能买入后卖出或卖出后买入；

3）对用户侧在D日每个时段中长期净合约电量与实际用电量的偏差超过一定范围的电量，进行获利回收；

4）用电侧累计卖出总电量不得超过累计买入总电量的某一比例。

成交量约束和金融化限制初期建议设立动态调整机制，后期应逐步放宽限制。

4. Conclusion

山西面临统调电源调节灵活性严重不足、电量供过于求与高峰时段电力平衡紧张同时存在的形势，中长期与现货衔接存在的问题正成为现货市场进一步推进的重要障碍。文章深入剖析了市场化中长期交易与现货市场的矛盾，提出建立容量补偿机制，并对建立容量补偿机制时如何与现行体系实现平稳过渡提出建议及进一步研究的方向；针对双侧参与的集中式现货市场，设计了一种新的中长期分时段交易机制。

5. Review

个人思考与感悟如下：

（1）目前我国已有多省市开展现货试点建设，通过文章可以了解到，山西省在现货市场建设时，充分展现了现货市场对机组顶峰与深调的激励作用，并且拓展了新能源消纳作用，由此可见现货市场的建设必不可少。

（2）但在考虑现货市场机制不断完善的同时，中长期交易与现货市场的衔接也是现货市场建设需考虑的关键要素之一。山西在现货市场建设过程，暴漏出与中长期市场衔接发生矛盾突出的问题。现货均价显著低于中长期市场价格水平、价格限制使得部分售电公司拒绝向低谷用户分享收益以及发电侧在中长期合同分解曲线时话语权弱等多种中长期与现货衔接问题，均不利于现货市场的长期发展。

（3）针对山西出现的中长期与现货衔接问题，作者提出了两个对策，一是建立容量补偿机制，将机组的容量成本回收与发电运行相对解耦；二是设计中长期分时段机制，通过交易方式、合同分解等，在初期来替代双边交易，来解决目前山西现货与中长期衔接所出现的问题。但该机制还需要在实际的电力市场运行中经受实践考验。