山西电力现货市场中长期与现货衔接问题及对策

2山西电力现货市场概况

2.1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”，辅助服务目前仅开展调频市场(前5次试运行中开展了深度调峰市场，第6次试运行暂停了深度调峰市场[27])。采用节点电价机制，申报与出清价格范围目前均为0~1500元/(MW·h)，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。

D–1日(D为现货运行日)，在发电侧，火电机组从最低技术出力起始，自由选择3~10段量价递增曲线申报，“报量报价”参与市场；新能源申报96点功率预测曲线以“报量不报价”方式参与市场，优先进行市场出清。在用户侧，批发用户(含售电公司)申报D日96点计划用电曲线以“报量不报价”方式参与。

发电侧和用户侧均采用“双结算”机制：运行日发电侧日前计划曲线与中长期合约分解曲线(包括政府定价电量分解曲线)的偏差按日前价格结算，实际发电曲线与日前计划曲线的偏差按实时价格结算；用电侧计划用电曲线与中长期合约分解曲线的偏差按日前价格结算，实际用电曲线与计划用电曲线的偏差按实时价格结算。

2.2中长期交易及其与现货市场的衔接

2020年山西省内中长期交易(即直接交易)以年度、月度双边交易为主，以双边交易和挂牌交易方式开展月内直接交易及月度、月内合同转让交易，现货结算试运行期间月内直接交易及合同转让交易频次提高至每周开展。省内中长期交易执行由基准价(332元/(MW·h))下浮不超15%的限价，并对火电最大可出售电量与用户侧总需求的供需比进行约束(2020年实际约为1.3)。

目前山西省内市场化中长期合约与现货的衔接机制[27-28]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(第6次试运行新增[27])，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。

2.3市场运行情况

2020年省内市场化中长期交易电量规模达118TW·h，占全省全社会用电量的50.4%，交易均价289元/(MW·h)。燃煤机组发用电计划已做到应放尽放，市场化电量占比超过85%。

山西现货市场已完成6次结算试运行，时间分别为2019年9月1日、9月18—24日、12月7—13日、2020年5月10—24日、8月1—31日、11月1日—12月31日。2021年1月，火电机组日均下调能力相比第6次试运行期间下降近1GW，而日均上调受阻容量则上涨约1.3GW，充分展现了现货市场对机组顶峰与深调的激励作用，在全国电力供应紧张时期发挥了重要的保供作用，并且拓展了新能源消纳空间。

3山西现货市场与中长期衔接问题分析

3.1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，第3、4次均价甚至低于最经济机组的发电变动成本，并且在电力供应非常紧张、有多日价格达上限的第6次，现货均价亦显著低于中长期价格水平。由于6次试运行覆盖了各类典型电网运行方式，有负荷水平较低的春秋季，也有平衡紧张的度夏、度冬时期，试运行的时段选取等偶然因素无法解释现货均价水平持续较低的原因。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。

综上，历次结算试运行现货均价水平均显著低于中长期价格水平，除了供求状况与电量考核要求等因素，更重要的原因是中长期交易基于全成本定价而现货市场基于边际成本定价，中长期与现货这一价格衔接机制方面的问题在新能源高占比的山西电力市场中更为凸显。

3.2中长期交易电量和价格限制问题

近年来山西火电企业整体亏损较为严重，同时由于南部机组发电变动成本显著高于北部，在新能源不断挤压火电发电空间的状况下，南部火电面临严峻的生存问题。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，是为了保障以中长期为主防控市场风险，也是为了使中长期价格不至于因恶性竞争而过低，同时使各火电企业中长期交易电量相对均衡，以此保障火电企业基本的生存。

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。由于供需比对交易电量的限制，北部变动成本较低的火电企业无法在中长期交易中获得更多合约电量(只能通过合同转让)，中长期交易实质上带有较强的计划分配性质。

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(暂不考虑峰谷电价时段与现货价格高低时段差异的影响)，现货试运行时购电价格上升。由于中长期价格下限、中长期分解与实际负荷曲线偏差限制，低谷批发用户中长期交易价格无法降低，在现货试运行期不执行峰谷电价时用电成本上升。虽然售电公司可通过将低谷零售用户与高峰零售用户打包进行交易，在现货试运行中获得可观的收益，但由于中长期合同、用电负荷在曲线方面的价值未显性化和定量化，造成批发和零售市场价格传导不畅，部分售电公司拒绝向低谷用户分享收益，并且以不执行峰谷电价为由提高了低谷用户现货期间的零售电价。

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。

3.3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。非现货结算试运期间，中长期合同结算仅与电量、电价有关，与合同分解曲线无关，市场主体在开展中长期交易及合同转让时不在意曲线形状，仅考虑电量、电价，全市场的中长期合同价格趋近。现货结算试运行期，由于大部分中长期合同是在非现货试运期间签订的，电量均价趋近，市场主体对其分解出形状各不相同的曲线，必然引起合同价值发生变化，虽然分解经购售双方确认，但对不同的市场主体意味着造成了各不相同的损益，即产生了一定程度的不公平。

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。若分解曲线贴合用电侧实际用电曲线，则用电侧大部分电量能够避免以波动性强的现货价格结算，但同样的曲线是否能满足发电侧规避现货价格波动风险的需求就成为未知，反之亦然。双边合同的分解曲线难以同时满足购售双方的风险管理需求，因此使中长期管理市场风险的作用被打了折扣。

3）分解电量和曲线调整的本质是利益归属的调整，D–2日调整中发电侧普遍对用电侧进行了让利，由于曲线价值未能定量化，这种让利一定程度上放大了市场风险。山西电量供大于求的整体形势，造成双边交易为主的模式下，为维持长期合作关系，发电侧在曲线分解中话语权较弱，分解普遍由用电侧主导。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，第5、6次试运行省内市场化用电日均实际负荷全天变化不大，但第5次合同分解曲线高峰时段电力约为负荷的160%，低谷时段电力则约为负荷的60%；即使第6次试运行增加了对分解曲线与实际负荷的偏差限制[27]，两者偏离幅度也只是稍有缓解。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。