山西新能源参与市场交易机制研究

山西新能源参与市场交易机制研究

杨生叶 

山西电力交易中心有限公司   山西省太原市  030021

研究的背景和意义：

山西电网位于华北电网中部。近年来新能源建设力度不断加大，新能源装机容量快速增长。截至2021年年底，山西新能源企业装机容量已占到全网装机容量接近30%，达到3300万千瓦。随着新能源装机容量迅速增长，风电大发时段风电消纳难度加大。特别是山西进入冬季以后，全网供热机组基本上全容量运行，非供热火电机组大量停机，系统调峰能力严重下降，部分时段出现了新能源弃限。

为了促进新能源消纳，山西通过新能源企业参加市场化交易，特别是省间外送电交易，提高低谷时段新能源消纳水平。本文重点介绍了目前山西新能源企业参与省间外送交易的几种方式，运行实践情况，存在的问题，对新能源外送交易模式提出了建议。

一、山西省新能源企业参与外送电交易政策及文件依据

山西新能源企业参与外送主要依据国家发改委于2020年印发的《电力中长期交易基本规则》，以及北京电力交易中心和山西省政府下发的各类支持性文件。新能源企业参与省间外送交易的准入条件，即具有发电业务许可证，符合国家产业政策和基本建设审批程序即可。交易方式包括双边协商、集中交易等方式。此外，各类支持性文件包括山西省政府每年下发的年度调控目标，年度交易工作方案等政策性文件。

二、新能源企业与火电协调外送国内外研究现状

山西是以火电为主，冬季需要供暖的外送型省份，基于这些特点，主要研究了具有相同特性的我国西北、东北区域新能源消纳的相关文献。文献[1]研究了风火打捆外送时，应参考当地负荷高峰与低谷时的差值，腰荷风电与火电的调峰速率，确定风火打捆比例。文献[2]通过将期权思想引入风火调峰权交易，提出了通过期权交易。文献[3]研究了大规模风电跨省消纳时的交易机制，提出了购入省和售出省效益最大化的  风电参与外送时，为了提高外送出力的稳定性，可以由风火按照一定的容量比例，打捆共同完成外送。此时需要通过计算确定风火打捆的比例，以及适合本地区交易方式。文献[4]分析了新能源小娜困难产生的原因主要是调峰资源不足、通道输送容量不足和市场机制不健全三个原因，提出了开展更短交易周期的省间交易的建议。

三、山西新能源企业参与外送电交易模式与现状

1.低谷新能源外送方式

低谷风电外送交易属于省间外送交易。省间外送交易指发电企业与电网之间，或者送受端电网之间开展的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。低谷风电外送交易采取将山西低谷时段风电出力，以市场化方式送出至外部省份，提高本省低谷时段风电消纳能力。促进能源资源大范围优化配置和可再生能源大范围消纳。此种方式以高电压远距离输电通道为媒介，将山西低谷时段风电出力，由具备低谷消纳能力的相关省份消纳。主要采取挂牌认购方式，挂牌交易是市场主体通过电力交易平台，提出购电、售电或合同的电量和价格等申请信息，北京电力交易中心根据市场交易情况面向所有符合资格的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，经电网企业调度部门安全校核后，形成挂牌交易结果。目前主要通过长治-南阳-荆门特高压输电通道，将低谷风电输送至华中电网，再转送至湖北、江西等华中省份消纳。交易方式主要采取挂牌认购方式。首先由购入省根据低谷消纳能力，本省水电落地电价水平，售出省上网电价水平等多种因素，确定购入电量与电价，根据网损与输电价将电量折算至售出方水平。交易由北京电力交易中心组织开展，山西风电企业按照挂牌交易规则，自愿申报电量。申报完成后按照挂牌交易规则完成出清。

此类交易最早从2016年11月开始开展，交易时间为每年冬季供暖期11月至次年3月，交易时段为晚22点至次日早8点，由于该时段为山西负荷低谷时段，缓解了冬季负荷低谷时段新能源消纳困难的问题。

2.省间直接交易方式

省间电力直接交易指发电企业与电力用户、售电公司按照自愿参与的原则直接进行的购售电交易，相应电网企业按规定提供输配电服务。交易方式主要采用双边协商，双边协商交易是指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、价格，形成双边协商交易初步意向，通过电力交易平台进行申报确认，经电网企业调度部门安全校核后，形成双边协商交易结果。山西风电企业可以通过与省外电力用户或售电公司，直接协商形成电量与电价，经安全校核后形成交易结果并执行。山西仅在2016至2017年开展过山西发电企业与山东的相关直接交易，后由于通道统筹协调、外送通道配套电源相继投产等原因不再组织。

3.省间外送交易

根据北京电力交易中心发布的省间交易实施细则，山西新能源企业可以参与省间外送交易，作为售电主体与购电方达成交易。与省间直接交易的区别在于，购电方为代理用户的电网企业，而不是购电省的电力用户或售电公司。采用这种方式的原因是，省间交易通道都是有输电容量限制的，为各类用户统筹使用外送通道，防止个别用户独占通道产生公平性，安全性等问题。交易

方式通常采用购电方挂牌，少部分采取了集中撮合交易方式。该类交易的特点是风电企业与常规火电可共同参与交易，按照固定的外送曲线完成外送电量。由于交易时固定了外送曲线，因此该类交易对于低谷时段新能源消纳的促进作用低于单纯的低谷外送交易。但通过新能源参与外送交易，扩大了消纳风电的市场总体规模，提升了新能源的整体消纳能力。

采用风电与火电固定比例打捆外送方式时，需经过计算确定外送新能源与火电各自可成交上限的比例。此种外送方式主要用于解决送端电网大容量外送工程中，风火配置比例的问题。山西目前按照光伏可参与时段新能源企业上限为20%，其余时段均为10%的限额进行限制。

4.辅助服务交易方式

以上介绍的前三种外送方式均为中长期交易，也就是交易周期为多日及以上的交易品种，包括多年、年度、月度和月内多日交易。中长期交易电量规模大，满足了购售双方的长远预期。但是新能源企业发电间歇性、波动性大，长周期的负荷预测准确性较低。新能源企业签订长周期的合同，极有可能出现在执行时不能履约的情况。为了解决以上问题，除了引入中长期合同转让、连续开市等交易机制，省间辅助服务也是一种重要的交易方式。

山西参加的跨省辅助服务交易在华北区域内开展，主要目的是通过华北区域之间余缺互济，解决局部地区的新能源消纳困难。

5.省间现货交易方式

2021年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》，原则同意由国家电力调度中心会同北京电力交易中心，按照《省间电力现货交易规则》组织实施。省间现货正式启动。2022年2月开展为期一周的试结算，3月开始进行长周期试结算。省间现货基于全国统一电力市场建设模式，是一种适应新能源快速发展、可满足日前和日内省间交易需求的一种省间交易模式。可以满足新能源以及其他发电类型的市场主体在更短周期中的省间外送交易。

省间现货采用售电省发电企业和购电省电网企业直接申报上网侧报价，按照双方申报的量价曲线交点价格边际出清的交易方式。当购售双方有多个通道时，按照通道输电价格最低的原则确定输电路径。理论上只要通过电网连接的市场主体都可以达成省间现货交易。与省间中长期交易中的购电方相对单一、输电通道相对简单相比，省间现货交易比省间中长期交易更加灵活，更有利于满足短时间周期内的需求。在电力供应紧张时期，省间现货市场异常活跃，已经成为中长期交易的重要补充。

四、山西新能源企业外送模式目前存在问题

新能源迎来快速发展，但适合新能源的外送市场机制仍在不断完善。山西新能源企业参与外送交易存在的问题主要有三个。

一是低谷时段外送交易价格低，新能源企业参与低谷外送交易积极性不高。为了减少新能源弃限，山西采取了多种措施提高新能源消纳能力，但弃限情况仍然均在。低谷风电外送作为缓解低谷时段风电消纳的有效手段，可以有效缓解弃风，提高低谷时段电网运行经济性。但由于低谷时段交易电价购方按照可能弃限的新能源来确定，电价较低，有时仅有1毛钱每度电。新能源企业并不不积极。

二是风电与火电缺乏协调外送机制，新能源与火电企业分别参与交易，没有形成合力协调扩大市场规模，共同促进新能源消纳的良好交易机制。

三是新能源企业投产后发电成本低，对获利预期远低于火电，缺乏对市场的预判能力，参加交易时缺乏选择性，没有结合自身实际情况有选择性的开展交易，降低了交易执行效果。

四是现阶段交易周期以周以上的中长期交易为主，不适应新能源发电随机性大，对交易灵活性要求较高的特点。

五是可再生能源消纳责任权重限制了送出省送出新能源电力的积极性。可再生能源消纳责任权重按省考核。该机制出台后，将可再生能源消纳比重纳入政府考核，在提高购电省买入新能源积极性、提高新能源交易价格的同时，限制了送电省送出新能源的积极性。在开展外送交易过程中，出现惜售新能源，或者出台政策限制出售新能源的情况。

五、山西新能源企业与火电企业协调外送交易机制建议

针对目前新能源企业参与外送交易时出现的问题，应进一步提高省间交易市场化水平，搭建更加高效的交易平台。同时应改变目前新能源与火电竞争参与外送交易的局面，建立新能源与火电协调外送机制，共同拓展外送市场，形成风火互利的良好外送格局。对于山西发电企业，省外市场中的增供部分属于市场增量，增量属于额外增加的电量，新能源与火电协调外送，可以提高参与交易市场主体的发电量，提高交易双方的收益。新能源企业与火电企业协调外送的交易机制包括：

1.理顺新能源消纳责任权重机制。新能源参与送出的交易电量，除非在开展交易的同时进行了绿证转让，否则应计入送电省的可再生能源消纳责任权重，以鼓励送电省发展新能源，并组织本省新能源企业积极开展外送。目前普遍认为购电省消纳的新能源电量，应计入购电省计算可再生能源消纳责任权重。但依据《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》，从保障电网安全及省间联络线送电功率的稳定性来讲，新能源企业的省间交易曲线并不会随着新能源出力的波动而变化，新能源出力偏差完全由送电省调整，形成稳定的外送电功率。购电省并没有承担新能源出力剧烈波动的调节责任，也不应该享相关新能源消纳权利。

2.加快市场机制建设，特别是现货市场和容量市场，是提高新能源消纳能力的重要手段。通过现货市场机制形成更加合理的市场价格，引导新能源企业参与外送。仅开展中长期交易的市场中，尽管可以按照峰平谷，尖峰、深谷各时段为标的开展市场交易，但主要通过月清月结方式完成结算，缺乏日前和日内的交易与结算机制，不能适应新能源发电快速变化的特点。在新能源大规模接入的情况下，采用现货市场反映快速变化的市场供需形势，充分体现电能量的时间价值。通过价格信号引导新能源企业参与不同类型的交易。为了弥补新能源大量接入后，电力稳定运行所需要的可用容量需求，容量市场建设迫在眉睫。通过容量市场获得稳定的系统容量，满足新能源发电波动性的需求。

3.通过组织分时段外送交易，适应新能源发电特性，满足新能源参与市场交易需求。山西北部风电和光伏富集地区，中午时段新能源发电出力大，是全天新能源出力的最高点。通过组织分时段交易，将全天可交易标的按照96段或者24段区分，新能源企业根据自身发电特性和选择不同时段进行交易，市场灵活性大幅提高。 但是中午时段发电明显大于需求，市场价格低于用电高峰，进而引导电力用户将部分用电负荷转移到电价更加便宜的中午时段，通过市场达到了削峰填谷的作用，提高了新能源大发时段的消纳能力。同时，由于用电高峰和新能源大发时段用电价格的巨大的价格差异，必然推动用电侧采取措施进行削峰填谷，对平抑新能源发电波动起到重要作用。

4.通过开展更短周期的外送交易，适应新能源发电波动性大的特点。新能源出力受自然条件影响明显，长周期的功率预测准确性并不高。通过组织更短周期的省间中长期和省间现货交易，将显著提高新能源消纳能力。同时，大电网互联已经具备大范围余缺互济的能力，更短周期交易有利于打破省间壁垒，实现更大范围内的电力平衡。截至2022年3月底，山西省内已经实现了分时段日滚动中长期交易连续运行9个月。山西的日滚动交易采取了T日开展T+2至T+5日交易标的，按照工作日开市，既实现与省内现货交易的衔接，也适应了新能源出力波动性大的特点，极大提高了新能源参与中长期交易的积极性。2022年上半年山西省内新能源交易电量，已超过2021年全年的新能源省内交易电量的40%。

参考文献

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[4]李国栋，李庚银，严宇等．新能源跨省区消纳交易方式研究与应用分析[J]．中国电力，2017，4：39－43．