山西电力现货市场中长期与现货衔接问题及对策

4 对策与建议

4.1 建立容量补偿机制

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。

建立容量补偿机制，也是山西在风电和光伏装机已超1/3且将继续高速增长的态势下，基于夏、冬季负荷高峰期电力平衡较为紧张的现实，保障近期火电等可靠电源生存、中远期系统容量充裕的必然选择。

文献[26]提出了一种适应我国国情的容量补偿机制设计，可定量计算系统发电容量充裕度和每台机组充裕容量，通过算例仿真验证了该机制的有效性和适应性。该设计确定机组充裕容量时考虑了一次能源特性的差异和不同电源发电特性的差异，以及计划检修时长、厂用负荷、等效强迫停运率等因素的影响，并根据系统峰值负荷和网络阻塞情况对机组充裕容量进行适当调整后得到机组可获补偿容量，容量电价由系统峰荷期间运行的边际机组的投资成本确定，用户按照峰荷期间的用电负荷来支付相应的容量费用。该容量补偿机制建设的步骤较清晰，可操作性较强，有利于实现容量充裕性保障机制由计划到市场的过渡，但该机制未对与现行体系衔接、过渡过程平稳性等方面进行充分考虑。

在探索建立容量补偿机制的过程中必须平衡好计划与市场的关系，为了平稳实现过渡、切实发挥容量补偿机制保障长期容量充裕的效用，提出以下建议：1）在建立容量补偿机制时，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(初期可与用户电能电费一并按度电固定价格收取，中期可根据用户用电量、系统峰荷期间的实际负荷按一定比例加权收取，最终调整为只按用户在系统峰荷期间的实际负荷收取；此外，还需考虑容量补偿用户费用收取、电厂补偿支出的核算平衡周期及结算支付周期问题)。3）保持容量补偿机制相关政策、规则的稳定性和持续性，让市场主体形成较长期的稳定预期。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）在目前电源规划、投资及建设决策的计划性依然较强的状况下，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。

4.2建立适应现货市场的中长期分时段交易机制

北欧现货日前市场中采用的小时交易、灵活小时交易和块交易，提升了交易的便捷性[29-31]。借鉴其将电量合约按小时切分的做法，设计了一种新的适应现货市场的中长期分时段交易机制。不同于北欧分散式现货市场D–1日交易的应用(不存在合同分解过程)，该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。

4.2.1中长期分时段交易机制设计

1）中长期分时段交易的定义。

本文所指中长期分时段交易，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。

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。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。

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。

发用两侧均可以买入或卖出电量，通过各时段分别开展交易即可调整每日各时段的合同电量，不需要单独开展合同转让交易，也不需要设置合同电量和曲线调整环节。

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，最低限价可与现货市场一致设为0，最高限价不应高于现货市场出清最高限价，也不应低于峰谷电价模式下的峰段电价(不含输配电价)。中长期分时段交易试运行初期，为避免电价波动过大，还可以根据现货结算试运行历史价格情况，并考虑交易周期、交易流动性等因素，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。

越邻近现货运行日，中长期分时段交易的价格必然越趋同于现货价格，波动将加大。分时段交易开展初期，为做好交易风险防控、充分发挥中长期规避风险的作用，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。

集中式现货市场中的中长期合同非物理执行，实质为金融合约，但现阶段中长期合同金融化应受到一定的限制，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的具体设置和约束参数值可根据市场运行情况、市场成熟程度、市场流动性、计量系统精度等因素综合确定，初期建议设立动态调整机制，后期应逐步放宽限制。

4.2.2中长期分时段交易解决的问题及其优势

中长期分时段交易机制具有标准化的合约时段划分及合约分解方式、集中式的场内交易组织、较好的交易流动性等特点，其有以下优势：

1）畅通批发市场与零售市场的价格传导。中长期分时段交易能够突破当前的中长期交易限价，解决低谷用户用电成本上升问题，便于较为直观地比较批发市场与零售市场的价格差异，畅通价格传导。

2）化解中长期合同电量与曲线分解矛盾。各市场主体根据自身需求自主交易形成各时段合同电量，不存在与合同对手方协商进行电量、曲线分解调整的问题。

3）为各市场主体提供更为灵活的风险管理手段。相比双边交易，中长期分时段交易中发用两侧市场主体的合同解耦，各市场主体可根据自身发电或用电特性开展各时段交易，有更为灵活的手段来进行风险管理。

4）分时段价格信号有助于引导需求响应。在中长期分时段交易的基础上，可便捷地在零售侧开展分时段定价的电能交易，鼓励售电公司将明确的分时价格信号传递给用户，激发用户侧的需求响应潜能。

5）通过成交量约束和金融化限制相关参数值的改变，可以平滑地调节中长期交易的物理属性程度或是金融化程度，有较好的适应性。

4.2.3中长期分时段交易可行性分析

相比现行双边协商的主要交易方式，中长期分时段交易虽然大大降低了市场营销、协调谈判等方面的交易成本，但是其机制更为复杂，以下从交易技术支持系统、市场主体交易行为、市场力监管等方面对其可行性进行分析：

1）分时段交易所采用的集中竞价、滚动撮合交易方式是目前较为成熟的交易方式，算法设计不存在困难，且因批发市场的市场主体仅有数百家，交易并发量相对股票市场低很多，技术支持系统建设难度不高。

2）分时段交易的电量交易逻辑较简单，市场主体易理解和操作，但时段划分越多，交易的工作量越大。对此，一方面可通过优化操作界面和技术支持系统(如一键导入所有时段预设量价信息、一键置为边际出清价格或当前价格等)成倍减轻交易工作量；另一方面，初期可以采用较少的时段划分(如12个)，运转流畅后再考虑细分。

3）分时段交易在限价、成交量约束、金融化限制中考虑了当市场力监管尚不完善时对市场力的防控，可通过相关参数值的调节对行使市场力的行为进行限制。

综上分析，中长期分时段交易机制总体可行。该机制应结合实际进一步研究细化，在技术支持系统建设和市场主体培训完成后，经过模拟运行再开展试运行，并在过程中不断完善。

4.2.4中长期分时段交易未来的发展

基于山西现货与中长期衔接所出现的各方面问题，建议在现阶段暂停双边交易，全面开展中长期分时段交易。待分时段交易相对成熟、市场主体对于曲线价值的认识更加客观、市场监管体系相对完善后，可在分时段交易基础上，重启双边交易，并研究引入小时组合的能量块交易，形成以分时段交易发现分时电能价值、以双边交易和能量块交易降低市场主体交易复杂度的中长期交易体系，满足多种多样的交易需求。

5结论

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，在各类典型电网运行方式下，发用双侧参与的集中式现货市场经过多次结算试运行，市场运行总体稳定，现货市场展现了对机组顶峰保供与降低运行下限以拓展新能源消纳空间的激励作用，但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。本文深入剖析了市场化中长期交易与现货市场在电价、电量、分解曲线等方面协调的矛盾，指出尽快建立符合山西实际的容量补偿机制及建立适应现货市场的中长期分时段交易机制是解决问题的关键；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，对其可行性进行了分析，该机制在畅通批发与零售市场价格传导、化解中长期曲线分解矛盾、提供灵活的风险管理手段、激励用电侧需求响应、调节中长期金融化程度等方面有显著优势。由于电力市场受到诸多不确定性因素影响，本文提出的中长期分时段交易机制还需在电力市场运行中经受实践检验，并根据实施效果研究改进和完善措施。