山西電力現貨市場首次季度結算試運行情況分析

燕爭上，趙興泉，鄒 鵬

（國網山西省電力公司，山西 太原 030006）

0 引言

山西自2018年12月27日在國網區域率先啟動電力現貨模擬試運行以來，電力現貨市場已完成7次213 d結算試運行，對山西電網運行場景實現了全覆蓋，是國內結算試運行時間最長的雙邊現貨市場。2021年4—6月，山西克服煤價持續上漲、極端天氣頻發、電網檢修密集等因素，順利完成首次季度結算試運行，7月起又率先啟動雙邊電力現貨市場不間斷結算運行，獲得國家發改委、國家能源局的高度肯定。

1 試運行情況分析

1.1 規則滾動完善

本次季度結算試運行，經全省電力現貨市場研討班集中討論，形成市場規則體系V8.0版本，更新內容10項，主要包括新增實時電力現貨市場熔斷機制，保障市場環境下的電網安全穩定運行；加強市場信息披露與公開，5大類107項信息實現應批盡批；優化中長期與現貨、輔助服務與現貨協調機制，新增中長期滾動撮合交易方式，率先開展分5個時段的調頻交易，品種更加豐富、銜接更加靈活；明確售電公司與用戶可選擇固定價格、價差分成等5類結算方案，推動批發市場價格信號向終端用戶傳導等。

1.2 電網運行安全

用電需求得到保障。2021年4—6月，經濟持續向好，省內統配用電最大負荷平均2 840萬kW，同比增長11.3%；外送電最大820.9萬kW，同比增長7.3%。新能源實現充分消納，風電發電量120.5億kW·h，同比增長74.7%，光伏發電量53.2億kW·h，同比增長16.8%，新能源利用率達98.8%。檢修工作順利開展，機組檢修完成72臺次、容量1 765萬kW，占常規機組比例的33%；電網檢修完成179項，網絡結構處于時刻變化當中。電網運行安全穩定，檢驗了山西“中長期+現貨+輔助服務”電力市場體系長周期運行的可行性，驗證了電網檢修高峰期現貨市場運行的適應性。

1.3 市場運營平穩

市場主體踴躍參與。發電側，省調火電廠70座，以“報量報價”方式參與電力現貨市場；風電場256家、光伏電站161座，以申報發電功率預測曲線方式參與電力現貨市場。用電側，主體數量由120家增加至204家，增長70%，其中，批發用戶31家（含地電用戶4家）、售電公司173家，以申報用電曲線方式參與電力現貨市場。售電公司所占市場份額達到96%；零售用戶由1 328家增加至6 826家，增長414%。

交易組織持續完善。率先開展周頻次的中長期交易和D-2日曲線滾動調整；首家實現調峰輔助服務與電力現貨市場融合運行；電力現貨市場連續運行，節假日無休，日前信息發布、市場申報均前移1 h，與省間電力現貨市場有序銜接，支撐“統一市場、兩級運作”體系高效運轉。

交易規模穩步增長。2020年，山西用戶側放開比例已達到65%。2021年安排市場化交易電量1 486億kW·h，同比增長20%，發電側市場化電量占發電量的比例已接近90%（含外送交易）。

1.4 電費結算準確

營銷計量精益精細。構建適應電力現貨交易15 min計算、按日清算的營銷業務運行模式，日清分、月結算數據100%線上流轉；建立以營銷服務中心“內循環”——內部分工協作，中心與地市公司“外循環”——閉環管控的“雙循環”工作機制，保障14 099個電力現貨交易計量點96個時段的采集數據準確可靠。

電量費用及時準確。嚴格按照規則要求，及時反饋交易結果與結算情況，在D+4日，公布市場主體15 min分時電量數據；D+8日，發布日清分賬單供市場主體核對。4—6月份，發電側結算上網電量583.4億kW·h（含外送），電能量結算均價0.270元/（kW·h），用電側結算電量325.8億kW·h，電能量結算均價0.244元/（kW·h），電費用降低0.19元/（kW·h）。

運營費用分類清晰。因地制宜設計3大類12項運營費用，4月、5月費用總規模5.45億元，較2020年11月、12月降低27%，資金規模持續下降。其中，成本補償類費用填補價格盲區，兼顧保安全和降成本，堅持合理補償原則，實現了“保障有度”，費用規模2.21億元，占比41%；市場平衡類費用通過優化市場布局，強調公平和效率，堅持市場均衡原則，實現了“運行有效”，費用規模0.82億元，占比15%；市場調節類費用引導交易行為，突出權責利對等，堅持合理引導原則，實現了“調節有力”，費用規模2.42億元，占比44%。

2 試運行成效

通過7次結算試運行，山西電力現貨市場在“保供應、保安全、促消納、促轉型”方面取得一定成效。

2.1 電力現貨市場提升了電力供應保障能力

正向激勵。電力現貨市場通過“集中優化、全量競爭”形成分時電價，晚高峰電力供應緊張時段，現貨價格達到上限1.5元/（kW·h），靈敏地反映出實時電力供需情況，有力地激勵了火電機組多發滿發，降低發電受阻容量約50%。

反向加壓。創新采用“優先發電、優先購電分時段匹配”模式，按照“以用定發”向發電企業分配政府定價電量。晚高峰時段，政府定價電量較多，機組發電超過中長期電量的部分，將按現貨高電價結算，否則將購入高價現貨電履行中長期合約。

2.2 電力現貨市場提升了電網安全保障能力

價格引導。電力現貨市場出清考慮全網絡約束，斷面滿載時會形成節點電價，阻塞區域內價格升高，給予關鍵機組高電價補償，引導機組多發電以緩解阻塞。

熔斷機制。突發情況影響電網安全時，改為人工調整模式，確保安全第一。4月15日，國內首次啟動2 h實時市場熔斷措施，成功應對突發沙塵暴天氣造成新能源出力驟降對電網的沖擊。

嚴守邊界。市場運行期間，剛性執行電網最小旋備要求和斷面控制限額。重要保電時段，視要求進一步提高旋備裕度、降低斷面控制限額。

收益保障。保留調度機構為保障安全調整機組出力的手段，相應節點電價調整為該機組出力所在容量段的報價，確保為電網安全做出貢獻的機組獲得應有補償。

2.3 電力現貨市場促進了新能源消納

電力現貨市場以“新能源優先”為原則，將新能源優先納入市場出清、優先安排發電空間，全力保障消納,率先實現調峰輔助服務與電力現貨市場融合。新能源大發期間，現貨市場價格降低甚至為零，火電機組運行發電不賺錢，主動報高價停機或降低運行下限，通過購入現貨低價電量履行中長期合同，賺取市場差價，比自身發電更劃算，客觀上將發電空間讓與新能源企業。4—6月份，火電機組啟停446臺次，同比（非現貨期間）增長44%，同時在原有深調能力的基礎上進一步申報降低下限90萬kW，最大釋放電網調峰能力達800萬kW，增發新能源電量24.4億kW·h。

2.4 電力現貨市場促進了電力行業轉型發展

電網企業新增市場運營機構職責。在國內首家印發《電力現貨市場業務協同規范（試行）》（晉電調〔2020〕556號），貫通調度現貨及輔助服務交易系統、新一代電力交易平臺、新一代電費結算系統、營銷業務應用和用電采集系統、電能量計量等5大系統，打通了信息發布、交易申報、交易組織、結果執行、計量和結算等業務環節，實現了電力流、信息流、資金流的有機融合。

市場主體的觀念和行為實現積極轉變。火電企業由“要電量”轉變為“要利潤”，部分發電集團的考核指標由負荷率調整為度電收益，實現了“量減價升”。新能源企業由“被動接受”轉變為“主動參與”，從不了解、不關心市場規則，到參與規則制定，從僅知道申報功率預測到調整中長期交易曲線配合出力波動，保障自身收益。電力用戶由“按需用電”轉變為“按價用電”，根據市場價格優化用電行為，更多購入現貨低價電量，降低購電費用。

山西資源優勢不斷轉化為經濟優勢。通過發用兩側主體在電力現貨市場中的充分競爭，高效率、低成本的機組實現了多發電，電能量結算價格逐次下降，由首次試運行的0.298元/（kW·h）降低為0.246元/（kW·h），下降17.4%，市場改革紅利充分傳導至用電側。

3 結束語

山西電力現貨市場已進入長周期試運行，需高度關注市場主體收益變化情況。4月、5月，因新能源大發且中長期交易電量較少，新能源企業度電收益下降，引起各方關注。6月下旬至今，因煤價持續高位、電力需求旺盛，市場價格不斷走高，部分售電公司出現批零價格倒掛、高買低賣情況，經營壓力增加。建議加快綠證交易和碳交易政策落地，體現新能源發電的綠色低碳價值，拓展新能源企業的收益渠道。加強售電公司入市管理，提升市場交易門檻，建立履約保證金和電力交易保險制度，防范售電公司欠費風險。