山西电力现货市场首次季度结算试运行情况分析

燕争上，赵兴泉，邹 鹏

（国网山西省电力公司，山西 太原 030006）

0 引言

山西自2018年12月27日在国网区域率先启动电力现货模拟试运行以来，电力现货市场已完成7次213 d结算试运行，对山西电网运行场景实现了全覆盖，是国内结算试运行时间最长的双边现货市场。2021年4—6月，山西克服煤价持续上涨、极端天气频发、电网检修密集等因素，顺利完成首次季度结算试运行，7月起又率先启动双边电力现货市场不间断结算运行，获得国家发改委、国家能源局的高度肯定。

1 试运行情况分析

1.1 规则滚动完善

本次季度结算试运行，经全省电力现货市场研讨班集中讨论，形成市场规则体系V8.0版本，更新内容10项，主要包括新增实时电力现货市场熔断机制，保障市场环境下的电网安全稳定运行；加强市场信息披露与公开，5大类107项信息实现应批尽批；优化中长期与现货、辅助服务与现货协调机制，新增中长期滚动撮合交易方式，率先开展分5个时段的调频交易，品种更加丰富、衔接更加灵活；明确售电公司与用户可选择固定价格、价差分成等5类结算方案，推动批发市场价格信号向终端用户传导等。

1.2 电网运行安全

用电需求得到保障。2021年4—6月，经济持续向好，省内统配用电最大负荷平均2 840万kW，同比增长11.3%；外送电最大820.9万kW，同比增长7.3%。新能源实现充分消纳，风电发电量120.5亿kW·h，同比增长74.7%，光伏发电量53.2亿kW·h，同比增长16.8%，新能源利用率达98.8%。检修工作顺利开展，机组检修完成72台次、容量1 765万kW，占常规机组比例的33%；电网检修完成179项，网络结构处于时刻变化当中。电网运行安全稳定，检验了山西“中长期+现货+辅助服务”电力市场体系长周期运行的可行性，验证了电网检修高峰期现货市场运行的适应性。

1.3 市场运营平稳

市场主体踊跃参与。发电侧，省调火电厂70座，以“报量报价”方式参与电力现货市场；风电场256家、光伏电站161座，以申报发电功率预测曲线方式参与电力现货市场。用电侧，主体数量由120家增加至204家，增长70%，其中，批发用户31家（含地电用户4家）、售电公司173家，以申报用电曲线方式参与电力现货市场。售电公司所占市场份额达到96%；零售用户由1 328家增加至6 826家，增长414%。

交易组织持续完善。率先开展周频次的中长期交易和D-2日曲线滚动调整；首家实现调峰辅助服务与电力现货市场融合运行；电力现货市场连续运行，节假日无休，日前信息发布、市场申报均前移1 h，与省间电力现货市场有序衔接，支撑“统一市场、两级运作”体系高效运转。

交易规模稳步增长。2020年，山西用户侧放开比例已达到65%。2021年安排市场化交易电量1 486亿kW·h，同比增长20%，发电侧市场化电量占发电量的比例已接近90%（含外送交易）。

1.4 电费结算准确

营销计量精益精细。构建适应电力现货交易15 min计算、按日清算的营销业务运行模式，日清分、月结算数据100%线上流转；建立以营销服务中心“内循环”——内部分工协作，中心与地市公司“外循环”——闭环管控的“双循环”工作机制，保障14 099个电力现货交易计量点96个时段的采集数据准确可靠。

电量费用及时准确。严格按照规则要求，及时反馈交易结果与结算情况，在D+4日，公布市场主体15 min分时电量数据；D+8日，发布日清分账单供市场主体核对。4—6月份，发电侧结算上网电量583.4亿kW·h（含外送），电能量结算均价0.270元/（kW·h），用电侧结算电量325.8亿kW·h，电能量结算均价0.244元/（kW·h），电费用降低0.19元/（kW·h）。

运营费用分类清晰。因地制宜设计3大类12项运营费用，4月、5月费用总规模5.45亿元，较2020年11月、12月降低27%，资金规模持续下降。其中，成本补偿类费用填补价格盲区，兼顾保安全和降成本，坚持合理补偿原则，实现了“保障有度”，费用规模2.21亿元，占比41%；市场平衡类费用通过优化市场布局，强调公平和效率，坚持市场均衡原则，实现了“运行有效”，费用规模0.82亿元，占比15%；市场调节类费用引导交易行为，突出权责利对等，坚持合理引导原则，实现了“调节有力”，费用规模2.42亿元，占比44%。

2 试运行成效

通过7次结算试运行，山西电力现货市场在“保供应、保安全、促消纳、促转型”方面取得一定成效。

2.1 电力现货市场提升了电力供应保障能力

正向激励。电力现货市场通过“集中优化、全量竞争”形成分时电价，晚高峰电力供应紧张时段，现货价格达到上限1.5元/（kW·h），灵敏地反映出实时电力供需情况，有力地激励了火电机组多发满发，降低发电受阻容量约50%。

反向加压。创新采用“优先发电、优先购电分时段匹配”模式，按照“以用定发”向发电企业分配政府定价电量。晚高峰时段，政府定价电量较多，机组发电超过中长期电量的部分，将按现货高电价结算，否则将购入高价现货电履行中长期合约。

2.2 电力现货市场提升了电网安全保障能力

价格引导。电力现货市场出清考虑全网络约束，断面满载时会形成节点电价，阻塞区域内价格升高，给予关键机组高电价补偿，引导机组多发电以缓解阻塞。

熔断机制。突发情况影响电网安全时，改为人工调整模式，确保安全第一。4月15日，国内首次启动2 h实时市场熔断措施，成功应对突发沙尘暴天气造成新能源出力骤降对电网的冲击。

严守边界。市场运行期间，刚性执行电网最小旋备要求和断面控制限额。重要保电时段，视要求进一步提高旋备裕度、降低断面控制限额。

收益保障。保留调度机构为保障安全调整机组出力的手段，相应节点电价调整为该机组出力所在容量段的报价，确保为电网安全做出贡献的机组获得应有补偿。

2.3 电力现货市场促进了新能源消纳

电力现货市场以“新能源优先”为原则，将新能源优先纳入市场出清、优先安排发电空间，全力保障消纳,率先实现调峰辅助服务与电力现货市场融合。新能源大发期间，现货市场价格降低甚至为零，火电机组运行发电不赚钱，主动报高价停机或降低运行下限，通过购入现货低价电量履行中长期合同，赚取市场差价，比自身发电更划算，客观上将发电空间让与新能源企业。4—6月份，火电机组启停446台次，同比（非现货期间）增长44%，同时在原有深调能力的基础上进一步申报降低下限90万kW，最大释放电网调峰能力达800万kW，增发新能源电量24.4亿kW·h。

2.4 电力现货市场促进了电力行业转型发展

电网企业新增市场运营机构职责。在国内首家印发《电力现货市场业务协同规范（试行）》（晋电调〔2020〕556号），贯通调度现货及辅助服务交易系统、新一代电力交易平台、新一代电费结算系统、营销业务应用和用电采集系统、电能量计量等5大系统，打通了信息发布、交易申报、交易组织、结果执行、计量和结算等业务环节，实现了电力流、信息流、资金流的有机融合。

市场主体的观念和行为实现积极转变。火电企业由“要电量”转变为“要利润”，部分发电集团的考核指标由负荷率调整为度电收益，实现了“量减价升”。新能源企业由“被动接受”转变为“主动参与”，从不了解、不关心市场规则，到参与规则制定，从仅知道申报功率预测到调整中长期交易曲线配合出力波动，保障自身收益。电力用户由“按需用电”转变为“按价用电”，根据市场价格优化用电行为，更多购入现货低价电量，降低购电费用。

山西资源优势不断转化为经济优势。通过发用两侧主体在电力现货市场中的充分竞争，高效率、低成本的机组实现了多发电，电能量结算价格逐次下降，由首次试运行的0.298元/（kW·h）降低为0.246元/（kW·h），下降17.4%，市场改革红利充分传导至用电侧。

3 结束语

山西电力现货市场已进入长周期试运行，需高度关注市场主体收益变化情况。4月、5月，因新能源大发且中长期交易电量较少，新能源企业度电收益下降，引起各方关注。6月下旬至今，因煤价持续高位、电力需求旺盛，市场价格不断走高，部分售电公司出现批零价格倒挂、高买低卖情况，经营压力增加。建议加快绿证交易和碳交易政策落地，体现新能源发电的绿色低碳价值，拓展新能源企业的收益渠道。加强售电公司入市管理，提升市场交易门槛，建立履约保证金和电力交易保险制度，防范售电公司欠费风险。