高比例新能源省份多时段耦合报价分时段交易机制探索

甘肃省是新能源装机大省，新能源装机容量占总装机容量比重达40%。新能源装机容量大，但总装机置信容量偏低，且出力呈现反调峰特性，导致甘肃全省电量总体富裕，而晚高峰时段电力存在缺口，2021年最大电力缺口达350万千瓦，占全年最大负荷的20%，严重威胁电网安全保供。在贯彻落实“双碳”目标、加快建设新型电力系统的背景下，新能源装机将快速增长，电力时段性的供需矛盾更加突出。根据“十四五”规划，预计到2025年夏季大负荷时段电力缺额约204万千瓦，冬季大负荷时段缺额约120万千瓦；夏季中午新能源大发时段电力盈余3276.4万千瓦，冬季中午新能源大发时段电力盈平衡计算盈余约3574.4万千瓦，甘肃省时段性电力短缺和盈余情况将会特别突出，严重影响电网安全保供和新能源消纳，亟需通过市场化手段引导用电负荷特性与新能源发电负荷特性相匹配。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：戚翰德 等）

分时段交易开展情况

2015年3月，“电改9号文”发布，标志着中国新电改的启动，也为解决电力时段性的供需矛盾提供了市场化思路。2020年11月25日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号），明确提出开展分时段签约及拉开峰谷价差的要求。开展分时段签约，形成分时段电价差异，是引导用户“削峰填谷”的有效手段。2021年7月26日，国家发改委印发了《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），指出要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素划分时段，要求峰谷价差不低于3∶1，为分时段交易机制设计提供了参考。

分时段交易机制要引导负荷与电源特性匹配，在价格机制上须高峰时段价格大于平段价格、大于低谷段价格，才能有效引导用电负荷转移；在时段划分上必须有清晰的峰谷区分度，且能满足现货日前曲线形成需要，否则会因与现货市场脱节而使效果不明显。从各省实践来看，山西为现货省份，电力中长期交易年度、季度交易合同曲线采用一条直线，月度、旬交易均按24个时段分别组织，即将每日分为24个时段，以每个时段的电量为交易标的，开设24个子市场，各子市场互不影响，各市场主体24个时段的交易电量依次组合形成的阶梯式曲线即为中长期交易曲线。该时段划分方法简单，24段可以充分衔接现货市场，但一方面由于甘肃年度交易电量超过全年的70%，只在月度及月内进行分段的方式不适用于甘肃；另一方面过多的时段划分使得电力用户很难在年度、多月等长周期交易中做出决策，且不适应现有的计量结算系统。江西为非现货省份，其各周期交易均采用传统方法划分尖峰、峰、谷、平等四段组织交易，各时段段根据峰谷分时电价要求设置电价限额，可方便衔接传统计量结算系统。江西的分时段交易方式能很好地衔接甘肃现有计量结算系统，但无法满足于现货市场衔接要求，以及高比例新能源电力市场灵活交易的需求。

多时段标准电量合约耦合报价出清机制设计

分时段交易机制通过市场化交易手段，形成了清晰的峰谷分时电价信号，引导新能源通过投资改善出力特性、用户通过调节生产避峰用电，从而实现引导用户用电特性和新能源发电企业发电特性相匹配的目的，其关键点在于时段的划分及价格机制的设计。划分时段、设计价格机制应考虑新能源出力特性、用电负荷特性调节潜力、现有用户侧计量和结算系统改造成本、与现货市场衔接需要以及市场主体可接受程度，除此之外还应能适应政策照顾电采暖用电负荷需求。

该种机制可充分衔接现货市场，但无法控制各时段交易满足调节预期。另外，时段过多不利于电力用户平稳过度需要。

为适应甘肃省情，参考峰谷分时电价机制对上述机制进行修改，将时段申报电价作耦合处理。即结合新能源发电特性与用电负荷特性设计了最小化的标准电量时段，以满足衔接现货市场需要；对各个电量时段按照峰谷平进行耦合报价限制，峰段主要考虑抑制用电需求、鼓励发电，谷段主要考虑鼓励用电、促进新能源消纳，峰谷平电价时段的划分可避免计量与结算系统改造。

考虑负荷和电源供需划分时段

从新能源出力特性来看，新能源出力由风电和光伏出力组成，结合历史数据总结出新能源发电侧出力聚合曲线的动态时段（峰段、平段、谷段）划分，主要表现为峰平谷特性。

考虑第二产业占全省用电量比重约为80%，是主要的用电行业。其中，电解铝、铁合金、碳化硅、化工、建材行业是主要支柱产业，大数据、新材料等属于战略新兴产业。从电解铝、水泥、化工日负荷曲线及连续调节能力来看，可以通过市场手段在一定范围内对负荷特性进行调节，电力用户参与交易时将发电侧峰段设置为谷段，将发电侧谷段设置为峰段。

综上，将晚上用电高峰时段（17∶00~23∶00）新能源出力少电力紧缺可划分为峰段，为满足光伏企业曲线特性，进一步细分为峰1（17∶00~18∶00）、峰2（18∶00~19∶00）、峰3（19∶00~23∶00）；同样，负荷早高峰起始时段新能源出力较少划分为峰4（7∶00~9∶00）。白天（9∶00~17∶00）光伏出力稳定，属于电力盈余较大时段，宜划分为谷段以促进新能源消纳；剩余夜间时段（23∶00~24:00，0∶00~7∶00）负荷小且是风电出力概率较大时段，划分为平段。

考虑清洁取暖政策对时段划分修正

清洁取暖主要考虑居民集中式取暖和工商业取暖等市场化用户，该类型负荷政府已划定低谷时段（1∶00~5∶00，11∶00~17∶00），且低谷时段用电输配电价按照50%计算优惠政策。结合上文时段划分原则，可将剩余负荷较小新能源出力较大的时间段确定为清洁取暖负荷平段（0∶00~1∶00、5∶00~7∶00、9∶00~11∶00、17∶00~18∶00），剩余时段为清洁取暖负荷峰段（7∶00~9∶00、18∶00~19∶00、19∶00~23∶00、 23∶00~24∶00）。

综上，可用10个标准电量时间段合约和峰谷平3个电价时间段的不同耦合报价方式，满足普通负荷及清洁取暖负荷分时段交易需求。10个标准电量时间段与峰谷平3个电价时间段耦合关系表为：普通负荷（峰：7∶00~09∶00、17∶00~18∶00、18∶00~19∶00、19∶00~23∶00；平：23∶00~24∶

00、00∶00~1∶00、1∶00~5∶00、5∶00~7∶00；谷：9∶00~11∶00、11∶00~17∶00）；清洁取暖负荷（峰：7∶00~9∶00、18∶00~19∶00、19∶00~23∶00、23∶00~24∶00；平：00∶00~1∶00、5∶00~7∶00、9∶00~11∶00、17∶00~18∶00）。

交易机制设计

以10个时间段分别申报电量，以平段为报价基准，按峰段、平段、谷段3个时段对申报价格进行耦合处理。交易方式可采用双边协商、挂牌、集中竞价等方式。

成效分析

可采用日负荷率等负荷特性指标对比分析，实施多时段标准电量合约耦合报价机制全省负荷特性变化来分析实施效果，本文选用2022年1月（冬季）、6月（夏季）两个月的最大负荷日负荷曲线与去年同期对比（见图1、图2）。

统计得出，2022年典型日负荷曲线的双峰特性变为以早高峰为主，晚高峰不明显，并且，早高峰的起始时间明显延后，实现了引导负荷向光伏大发时段转移的目的。

以2021年典型日负荷增加率指标为参考，可计算出2022年早、晚高峰负荷计算值，对比计算值与实际值可分析出成效。经计算得出，晚高峰负荷最大减少了1239兆瓦，占当日最大负荷的7.8%；早高峰负荷最大增加了1240兆瓦，占当日最大负荷的7.1%。

综上分析，通过实施多时段标准电量合约耦合报价出清机制，一定程度上达到了削弱晚高峰、推迟且加强早高峰的效果。

甘肃传统负荷双峰特性以晚高峰为主，晚高峰期间处于新能源出力较小时段，负荷主要靠传统火电、水电等常规能源动态平衡。通过设计多时段标准电量合约耦合报价出清的分时段交易机制，刺激引导大用户转移早高峰、晚高峰用电需求时段，得到以下结论：

该机制可适应现有的峰谷分时电价价值，能够在不对计量结算系统进行大规模改造的情况下，通过分时段交易，引导新能源通过改变投资方式改善出力特性、引导用户通过调节生产避峰用电，实现引导用户用电特性和新能源发电企业发电特性相匹配的目的。

该机制能够很好地适应目前甘肃省情，后续将随着电力市场建设的不断推进，在时段划分上可以向更加细化的方向改进，以进一步衔接中长期市场和现货市场。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年9期，作者戚翰德、李娟供职于甘肃电力交易中心有限公司，刘瑞丰供职于国家电网有限公司西北分部