截至2021年底，山西电力现货市场已开展7次共397天结算试运行，第7次连续不间断结算试运行已持续9个完整月。以现货市场为核心的山西电力市场体系充分发挥了市场优化配置资源的作用，有效提升了电力供应保障能力并促进新能源消纳，受到国家发改委、国家能源局的高度评价。

山西自2021年7月开始实施月度直接交易的中长期分时段交易机制，为业内首创，其在半年多的持续运行中与现货市场结算试运行完美融合，经受住了市场大幅波动的考验，对理顺中长期交易与现货市场的衔接、凸显电能的分时价值、畅通批发与零售两级市场的价格传导发挥了重要作用，具有多个方面的优势，为我国现货市场试点建设地区开展中长期分时交易提供了范本。

中长期分时段交易机制设计

为落实国家发改委于2020年第四季度提出的电力中长期分时签约要求，结合山西中长期交易与现货结算试运行衔接中出现的各类问题，山西电力市场的建设者们经过数轮次小组讨论、集中攻关、模拟推演、征求意见和专班研讨，历时半年，创新设计出一整套中长期分时段交易机制，经过模拟运行、试运行后推广实施，使山西电力中长期交易的面貌焕然一新。经过近半年的迭代完善，山西电力中长期分时段交易机制已全面替代了原有的中长期交易模式，明确成为2022年适应山西现货市场全年结算试运行的中长期交易方式。

中长期分时段交易的涵义

山西电力现货市场开展的中长期分时段交易，是一种与电力现货市场不间断结算试运行一体协调的中长期交易机制，其关键是将每日的中长期合同按小时分为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，在24个子市场分别组织发电侧与用户侧开展电量交易，各市场主体可根据自身需求自由确定各时段的交易电量，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。

分时段交易方式和交易周期

中长期分时段交易的交易周期包括年度、季度、月度、旬和日。年度、季度交易方式包括双边协商、挂牌、集中竞价和滚动撮合，双边协商与挂牌交易的合同曲线为全天一条水平直线，集中竞价和滚动撮合均按24个时段分别组织。月度、旬交易方式仅包括集中竞价和滚动撮合，均按24个时段分别组织。日交易方式为滚动撮合，在工作日每日滚动组织（D日为现货运行日，日交易在D-2日开展），交易标的为D日至D+2日72个时段的电量。除双边协商交易外，各方式交易过程中均采用匿名交易的方式；挂牌交易结束后成交的双方可以看到对手方信息；集中竞价、滚动撮合采用中央对手方交易，结束后也无法看到与己方成交的主体名称。

年度、季度的双边协商和挂牌交易均为传统一口价交易方式，在集中竞价和滚动撮合交易前开展，其合同曲线不能自由确定，为标准化的水平直线；在月度交易之前，年度、季度的双边协商和挂牌交易合同均需进行分时段标准化处理，即均匀拆分为24个时段的合同。集中竞价交易为各市场主体自主申报购、售电量和电价，在申报截止后进行统一边际出清，形成该时段的统一出清价格，申报价格等于统一出清价格时按申报量等比例成交。滚动撮合交易在集中竞价交易之后开展，以集中竞价统一出清价格为参考，市场主体自主申报购、售电量和电价，采用类似股票交易的滚动撮合方式即时成交，成交顺序按照价格优先、时间优先。在集中竞价与滚动撮合交易中，发电侧、用电侧均可以买入或卖出电量，根据自身需求通过进行交易自由调节各时段合同电量，因此不需再开展合同转让交易或回购交易，也不需对合同进行电量或曲线的调整。

分时段交易合同分解办法

年度、季度交易的双边协商和挂牌交易结果分别按年度、季度日历天数平均分解至合同期限内的每日每个时段（因合同曲线为全天一条水平直线，每个时段分解的电量相等）。年度、季度、月度、旬交易的集中竞价和滚动撮合交易24个时段的交易结果分别按年度、季度、月度、旬日历天数平均分解至合同期限内每日相应的时段。日交易结果已明确为某日某时段，不需进行合同分解。

市场主体D日某个时段的中长期合同电量为相应时段年度、季度、月度、旬交易分解电量与日交易电量之和，如公式所示。



其中QD,i为某市场主体D日i时段的总合同电量；QY,i、QS,i、QM,i、QX,i分别为年度、季度、月度、旬交易i时段的总合同电量；QD–4,i、QD–3,i、QD–2,i分别为D–4日、D–3日、D–2日交易中D日i时段的合同电量；Y、S、M、X分别为D日所属年度、季度、月度、旬交易的标的时期日历天数。

中长期分时段交易风险防控

中长期分时段交易风险防控的主要措施包括价格限制、成交（申报）量限制和金融化限制。

价格限制包括最高、最低限价与逐时段限价。最高、最低限价是在燃煤发电基准价基础上考虑峰谷系数及上下浮动范围确定，分别为764.89元/兆瓦时、96.04元/兆瓦时，任一批次交易任一时段的申报及成交价格不超出此范围。逐时段限价根据现货结算试运行过去12个月价格曲线的均值，考虑满足国家关于中长期交易价格浮动范围的规定（发改价格〔2021〕1439号）、交易的流动性要求等因素，逐个时段设定限价范围。逐时段限价应用于月度、旬交易，对于更长周期的年度、季度及更短周期的日交易，仅应用于最高、最低限价。

周期越短的交易，其价格趋势将越趋同于现货价格，为充分发挥中长期交易规避风险的“压舱石”作用，设置约束：批发用户年度和季度交易在某一旬某时段的分解电量与该用户在月度、旬交易集中竞价阶段中申报的该旬买入电量之和，不得低于该旬该时段实际用电量的90%；同步对发电企业在旬及以上交易集中竞价阶段中申报的卖出电量设置最低约束。由此保障用户90%以上的电量在旬及以上交易采购，对发电企业卖出申报量进行要求是为避免发电企业惜售的情形，申报要求在集中竞价阶段是为了存在限价的情况下保证同类市场主体之间成交的均匀性（集中竞价为同价格时按容量等比例成交）。为解决容量机制缺位下发电企业固定成本回收的公平性问题、避免个别批发用户囤积电量进行价差套利的情况，设置约束：发电企业最大成交电量不得超出按供需比计算的可卖出电量上限；批发用户月度（旬）集中竞价阶段某时段的申报买入电量，不得超过当月（旬）该时段实际用电量的150%与当月（旬）以上交易的分解电量之差。为防止日滚动交易中批发用户脱离实际开展交易，对D日每个时段批发用户的中长期合同电量与实际用电量的比例设置不超70%～120%的约束。上述各成交（申报）量约束除发电企业可卖出电量上限为事前计算外，其余均为事后计算，若超出则进行超额获利回收。

金融化限制条款主要包括：一是每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；二是同一交易批次内同一时段的电量，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；三是年度、季度交易发电侧仅可卖出电量，用电侧仅可买入电量；四是发电侧月累计卖出总电量不得超过累计买入总电量的50%，用电侧月累计卖出总电量不得超过累计买入总电量的30%。金融化限制条款均通过技术系统在事前事中进行约束。

中长期分时段交易机制应用分析

分时段交易与原中长期交易对比

中长期分时段交易与山西电力市场原开展的中长期交易在交易角色、品种、方式、标的、价格、周期和偏差处理、合同分解、合同管理等方面均存在明显差异,如表所示。虽然中长期分时段年度、季度双边和挂牌交易与原方式相同，但其明确合同曲线为水平直线，且在月度交易前需对合同进行分时段标准化处理，主要是针对全天有一定基础负荷的批发用户，使其可以较为便捷地开展基础负荷部分的交易。


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，以集中式的场内匿名交易为主，具有多方面的优势。

一是在中长期交易中凸显电能的分时价值。分时段交易能够解决原有中长期“一口价+曲线”交易方式中电能分时价值难以量化的问题，实现中长期交易价格与现货市场价格在时间尺度上逐次逼近、一体衔接，构建出能够体现全电量分时价值的电力市场。月度、旬交易分时价格逼近市场预测的月度、旬现货日前分时均价，日交易分时价格逼近市场预测的现货日前分时价格。实际运行数据证实，日交易对日前分时价格的预测有相当的准确度，其次为旬交易对旬日前分时均价的预测。

二是畅通批发市场与零售市场的价格传导。基于分时段交易在批发市场形成的电能分时价格信号，售电公司一方面可以与零售用户约定分时用电价格，实现分时价格信号向零售用户的传导；另一方面售电公司能够根据用户的用电曲线量化评估用户的用电成本，以更为直观的收益测算向用户说明进行用电曲线管理的价值。零售市场开展分时交易，将大大激发用户侧需求响应的潜能，助力用电负荷削峰填谷。

三是向市场主体释放更大的交易灵活性。一方面，中长期分时段集中竞价与滚动撮合交易中发用两侧市场主体的合同实现了解耦，各市场主体可根据自身发电或用电特性自由开展各时段交易，并可通过开展交易便捷地进行合同偏差调整，不存在双方协商调整合同的矛盾，使市场主体风险管理的手段更为灵活；另一方面，场内集中组织的方式，以及年、月、旬、日多周期、高频次的交易开展，保障了分时段交易具有高流动性。

四是营造价格信号公开透明的市场环境。原中长期以电量、曲线自定的双边协商和挂牌交易为主的方式，可能存在双方通过各种形式返利的行为，即使是匿名开展的挂牌交易也存在双方事先约定挂牌电量、电价、曲线或挂牌时间的情况，由此导致批发市场中长期交易价格信号可能失真，同时对市场交易的公平性和公正性造成负面影响。分时段交易主要采用集中式、匿名、场内交易的方式，所形成的各时段价格信号公开透明，能够反映市场主体交易的真实价格。此外，原交易模式需在场外频繁进行协商谈判，分时段交易的集中竞价与滚动撮合则完全不需要，能够有效降低市场主体的交易成本。

五是为市场的宏观调控提供了有效手段。基于集中式、匿名、场内的交易组织形式，通过对价格限制、成交（申报）量限制和金融化限制条款相关参数值的改变，可以快速、有力地落实政府有关部门对电力交易成交量、价格等的宏观调控政策，并可具体到各个时段，还可根据市场的成熟度平滑地调节中长期交易的物理属性程度或是金融化程度，有效防控市场风险。

中长期分时段交易实施的难点

及未来展望

山西实践表明，现货试点建设地区在现货结算试运行时期采用中长期分时段交易作为中长期主要交易模式有诸多优势。对于非全年长周期结算试运行地区，只需将分时段年度、季度交易改为结算试运行期内的多月交易，并对已按原有交易模式开展的执行期在结算试运行期内的中长期合同进行分时段标准化处理，即可完成原模式与新机制的衔接。

当然，中长期分时段交易机制有其复杂性，其实施可能面临两方面的困难：一是交易技术支持系统的建设。中长期分时段交易需要电力交易中心对技术支持系统进行大量新功能新模块的开发，并做好与原技术支持系统的衔接过渡。从山西的实践结果来看，虽有一定难度，但可以做到在半年内开发完成。二是市场主体对新交易机制的接受度。必须重视对市场主体的培训，使其充分理解交易逻辑、流程、时间节点、获利回收等注意事项，熟悉技术支持系统的使用，并开展模拟交易、试交易后再实施。此外，虽然子市场数量较多，可能增加参与交易人员的工作量，但各时段交易逻辑较简单，可通过优化操作界面和系统功能（如一键导入所有时段预设量价信息、一键置为统一出清价格或当前价格等）成倍减轻工作量。

中长期分时段交易机制因其多方面的优势，在以现货市场为核心的山西电力市场运营中展现出旺盛的生命力，在其他现货试点建设地区有较大的推广应用价值。而且，中长期分时段交易的标准化合同分解、场内集中式匿名交易方式及其价格与现货日前市场价格在时间尺度上的逐次逼近，已经为未来电力期货和期权市场的建设打下了坚实的基础。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年01期，作者王小昂、王其兵供职于国网山西省电力公司，李宏杰、安邦、梁晨供职于山西电力交易中心有限公司，杨仁泽、常伟供职于山西省能源局

原标题：山西电力中长期分时段交易机制的实践与分析