山西电力现货市场中长期与现货衔接问题及对策

摘要：中长期交易与现货市场的衔接是现货市场建设需要考虑的关键要素之一。山西发用两侧均参与的集中式现货市场已在各类典型电网运行方式下经过多次结算试运行。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，指出尽快建立容量补偿机制、开展适应现货市场的中长期分时段交易是解决问题的关键。最后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，包括交易方式、交易周期、合同分解、风险控制等内容。

（来源：电网技术 作者：王小昂，邹鹏，任远，赵兴泉，李鸣镝，王其兵，李宏杰，常伟）

0引言

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)的颁布，标志着我国新一轮电力体制改革正式启动。该文件及其配套文件对推动符合国情的电力市场建设进行了纲领性的设计，明确要逐步建立以中长期交易规避风险、以现货市场发现价格的功能完善的电力市场。目前，我国电力中长期市场已基本建立，全国8个现货市场试点建设地区均已开展结算试运行。现货市场建设是系统性的复杂工程，各地区现货市场的机制设计与其电力行业现状紧密相关，中长期交易与现货市场的衔接是现货市场建设需考虑的关键要素之一[1-3]。关于我国电力市场中长期合约与现货交易衔接的研究主要涉及中长期合约在现货市场的交割[2-7]、中长期交易曲线的确定[1-4,7-10]、中长期交易机制设计[1,5,11-12]、双轨制模式下优先发电等政府定价或政府主导合约的分解[3,5,13-15]等问题。

中长期合约在现货市场的交割方式主要分为物理交割和金融交割两种方式[1-3]，山西电力现货市场为发用双侧均参与的集中式现货市场，中长期以差价合同的形式作为结算依据，采用金融交割方式。在此方式下，中长期与现货衔接的首要问题是中长期交易曲线如何确定。目前运行日的中长期交易曲线生成的方式主要有两种，一种是将中长期合同电量按一定规则分解至运行日各时段，另一种是开展约定电力曲线或时段的中长期交易。对尚未启动现货的电力市场环境下中长期电量分解的研究较多[16-18]，但其并不适用于现货市场。文献[7]提出一种基于标准化金融交割曲线的中长期交易电量执行、分解与结算方法，有助于实现现货与中长期的兼容与协调运行；文献[8]针对集中式现货市场中差价合同分解算法对市场力抑制效果的影响进行了分析研究；文献[9]提出一种兼顾不同类型机组出力特性与现货市场市场力抑制的中长期合约电量分解算法；文献[10]设计了兼顾各流域梯级水电站间公平性的中长期合约分解方式，能够为现货市场提供均衡化的竞价空间。这些研究对现货市场环境下中长期合同电量的分解进行了积极的探索，但对于双侧参与的集中式现货市场，由于中长期曲线分解直接关系发电侧与用电侧双方的利益，若分解规则未在中长期交易前发布，或分解规则不够简明导致交易时对分解结果没有清晰的预计，均易引起市场主体对分解公平性的质疑，广东在现货结算试运行中即遇到此问题。文献[11]指出与现货市场衔接的中长期市场需具有月内高频率连续开市、合约灵活调整、分时曲线交易的特点，设计了3种提升交易开市频次和市场流动性的中长期月内交易新模式并进行了适应性对比；文献[12]指出为适应现货市场，我国应建立带电力曲线的中长期场内集中交易，并借鉴国外电力期货设计，对中长期市场建设提出建议。这种建立适应现货市场的中长期交易机制的方式，在市场主体签订中长期合约时即确定了曲线分解，能够较好地避免市场主体对中长期曲线分解的质疑。

中长期与现货衔接的另一重要问题是有无发电容量充裕性保障机制，其主要涉及中长期与现货价格体系的衔接。对如何确保电力市场环境下的发电容量充裕性，国内外学者开展了大量的研究工作。文献[19]通过对完全竞争的单一能量市场的建模研究及现实条件下各种影响因素的分析讨论，认为单一能量市场模式所具有的价格波动特性很难为投资者提供清晰和稳定的投资信号，难以确保发电容量的充裕性。文献[20-23]对澳大利亚稀缺定价机制、英国容量市场、美国PJM容量市场、美国德州稀缺定价机制(或称为价格增量机制)、智利容量补偿机制等保障发电容量充裕性的多种方法在理论和应用方面的优缺点、适用范围、配套措施等进行了研究、比较和总结，并在此基础上对我国发电容量充裕性保障机制的建设提出建议。目前虽然对电力市场环境下单一能量市场能否保障发电容量充裕性依然存在争议，但对于风电和光伏等波动性强的新能源装机高占比的市场，建立发电容量充裕性保障机制被认为是必要的[22-26]。

目前对国内发用双侧均参与的集中式现货市场中市场化中长期与现货衔接的研究尚不充分，缺少结合结算试行实际状况和运营数据的分析。山西现货市场至今已完成6次共122天结算试运行，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。

1山西电网概况

1.1电源结构

截至2020年底，山西统调电源总装机容量82.2GW，其中，燃煤机组占59.1%(供热机组占66.1%)，燃气、煤层气机组占2.9%，水电机组占2.5%(含代调抽蓄1.2GW)，风电装机占23.9%，光伏装机占11.6%，统调风、光最大出力分别达12.1、6.9GW，电源调节灵活性严重不足，调峰形势严峻。统调火电、新能源装机均为北部较多，中南部相对较少。

1.2电网结构和负荷特性

山西为外送型电网，500kV线路网架形成“三纵四横”结构，通过9回500kV线路与华北主网连接，北部连接±800kV雁淮直流送端，南部通过1000kV长南I线与华中电网相连。截至2020年底，统调最大用电负荷34.5GW，最大外送电力10.5GW。负荷与电源呈现逆向分布，中南部负荷较重，北部较轻。北部电网存在送出断面约束，中南部设备重载问题突出，存在多处受电断面约束。

近年来随分布式光伏大量接入，统调用电负荷早高峰下降较为明显，中午负荷低谷甚至比后夜负荷更低，负荷高峰主要在17:00—21:00，夏季最大负荷一般在20:00左右，冬季最大负荷一般在18:00左右，全年最大负荷一般发生在冬季。