摘要

基于我國南方區域現有的跨省區中長期電力交易特點,提出了一種跨省區連續交易機制實現方案,重點闡述了跨省區交易機制與省內中長期及現貨的交易時序要求,并針對網省兩級電力市場協調方式、組織流程、價格機制、交易組織形式等市場配套機制問題提出了具體設計思路。所提出的跨省區中長期交易機制可通過市場化手段提高發電主體參與跨省區交易的積極性,從而達到落實“西電東送”戰略、促進清潔能源水電消納的目標。

0 引言

2015年3月15日,國家發改委發布了《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見(中發〔2015〕9號)》,開啟了我國新一輪電力體制改革之路。隨后,國家先后成立了北京、廣州兩家國家級電力交易機構以及33家省級電力交易機構。廣州電力交易中心負責南方電網區域內廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區間的電力交易,負責落實國家西電東送戰略,落實國家指令性計劃、地方政府間框架協議,為跨區跨省市場化交易提供服務,促進省間余缺調劑和清潔能源消納,逐步推進全國范圍的市場融合,在更大范圍內優化配置資源。

南方區域跨區跨省已有年度協議、年度增量外送、月度增量外送等共9個交易品種。2016至2018年,西電東送電量6.2×105GW•h,其中市場化電量7.0×104GW•h,占比11.34%。南方區域跨省區電力交易中落實國家西電東送戰略、國家指令性計劃的協議電量比例較高,市場化電量比例相對偏低。市場化電量中,以云南送廣東年度、月度或月內臨時增量交易為主。現有跨區跨省電力中長期交易頻次約為每月1到2次,無法及時對負荷側及發電側的短時變化做出快速的交易響應,實施方式難以滿足電廠和負荷側市場主體的交易需求。另外,隨著國家電力現貨市場建設的加速推進,南方(以廣東起步)電力現貨市場啟動試運行,現行的跨省區電力中長期交易機制將難以與之銜接。

1 南方區域跨省區中長期電力市場現狀

1.1 南方區域電源及負荷特點

我國南方區域的電力供需呈現典型的分散式分布特點。負荷中心與電源分別分布于東部與西部。其中東部廣東省負荷約占南方電網覆蓋區域的四分之一,而西部云南、貴州省內負荷較低,電源裝機遠超負荷需求,為典型的電力外送省份。南方區域跨省區電能主要潮流為云南、貴州西部省份的電能通過跨省區的超、特高壓交、直流輸電系統,送往負荷較高的廣東和廣西。按季節特點來看,因西部省分冬季氣溫較低,采暖負荷比例大幅增高,西部省內負荷高峰集中在冬季;東部夏季氣溫升高,空調制冷負荷增多,導致東部省區夏季負荷較高。東西部負荷特性、電源結構及分布呈現較好的互補優勢。其中云南以水資源為主的可再生能源較豐富,近年來,云南省水電廠逐步投運,截至2018年底,云南裝機約為88 GW,其中水電占比71%。2018年云南省統調發電2.7×105GW•h,通過西電東送外送比例達52%,且主要集中在5—10月夏季,豐水期電量達全年總送電的72%。而廣東省內電源結構則以火電、核電機組為主。火電、核電發電成本較高,而水電邊際成本低廉,與廣東火電機組相比,西部水電在價格方面具有明顯優勢,因此跨省區電力市場化交易對東部負荷省份、西部發電企業均有較高的吸引力。

1.2 南方區域電力市場化開展情況

1.2.1 省內市場

我國省內市場化的電力交易主要以發電企業與大用戶或售電公司代理的用戶企業之間開展的直接交易為主。本文以云南、廣東兩省作為南方區域典型送、受電省份進行詳細分析。云南省的電力直接交易為發電企業與用戶或售電公司通過雙邊協商以及掛牌等場內交易方式進行市場化交易。云南省內的市場化交易價格趨勢為枯期高,汛期低,該趨勢與云南主要流域全年的來水情況一致,呈現明顯的季節性特點。廣東省內進入市場的發電企業以火電為主,受季節影響不大,交易價格全年基本持平,無明顯波動。

1.2.2 跨省區市場

基于云南水電外送需求與廣東的電力供應特點,南方區域目前開展的跨省區市場化電力交易主要為云南水電企業與廣東電網公司之間的富余水電外送的“點對網”電力交易,廣東電網公司作為單一購買方。目前的交易機制下,跨省區市場的交易價格為送受兩方所在省的月度市場化交易價格的算術平均值。剔除省間輸電費用后,枯期廣東省內的市場化交易價格略低于云南,汛期云南省內交易價格則遠低于廣東。圖1為2018年云南、廣東省內市場化價格及跨省區市場化測算價格。

圖1 2018年云南、廣東省內市場化及跨省區市場化價格Fig. 1 Marketized transaction price of Yunnan Province, Guangdong Provinces and between provinces in 2018

2 南方區域現有跨省區中長期交易模式存在的問題

目前,我國跨省區交易正處于起步階段,在現有條件下,南方區域跨省區交易定價模式為參與跨省區交易的市場主體根據送受雙方所在省內電力市場一段時間的平均成交價格,約定相對穩定的交易價格形成機制,價格形成后在一段時間內(如1個月)不再調整。參與跨省區交易的市場主體作為該價格的接受者,不再另行報價的模式。但該種定價模式存在以下幾個問題：

1）無法體現電力商品時間維度的稀缺性。

該交易機制僅適用于以全月度總電量為交易標的的電能量交易,即交易執行月的每一時段的單位電量價值一致,無法考慮1個月內不同日期、不同時段的電量在時間維度的稀缺性。例如節假日與工作日,單日內的峰、平、谷不同時段內供需形勢不同條件下對電價可能造成的影響等均無法體現。

2）市場化的活躍度偏低。

當前跨區跨省電力市場未完全放開,西電東送仍以協議電量為主,市場化電量比例很小。在以區域調度為跨區跨省交易執行主體的背景下,調度機構以節能、環保、經濟的為主要原則,使得能耗和污染物排放最少成為主要優化目標,進而導致購電省份在一定程度上承擔無條件全額消納西部富余清潔能源的義務。而保底消納電量的價格機制與通過跨省區場內集中交易的電量價格機制相同,造成發電主體參與跨省區市場化交易的競爭性不足,場內集中交易優勢有限,無法起到鼓勵市場主體參與區域市場化交易、推動市場進一步放開、推進區域市場建設的導向作用。

3）跨省區市場化交易與省內市場化交易的偏差處理銜接機制不完備。

目前跨省區結算原則為“點對網”市場化交易電量優先進行結算、“網對網”協議電量為交易執行偏差兜底,并在可年內逐月滾動調整;部分省內市場化結算原則為月度清算。兩級市場化的偏差處理機制不統一也給市場主體在參與兩級交易的策略選擇上造成一定困難。現階段跨區跨省交易的執行偏差尚無明確的結算價格機制,只能采用偏差責任各方主體另行協商清算的事后解決方式,屬于先執行、后交易,有違電力交易的公平和嚴肅性,不利于電力市場的健康有序發展。

4）交易組織頻次無法滿足現貨及市場主體的需要。

以月為周期的市場化交易組織頻次,無法與徑流式水電、光伏、風電廠等清潔能源的發電能力預測準確度相匹配,導致市場化交易組織滯后于清潔能源實際消納需求的情況發生,更加無法反映實時的供需形勢及電量交易分時價格信號,未能滿足電力市場的發展需要。

3 連續交易機制的設計

3.1 連續交易機制應滿足的基本條件

針對南方區域現有交易機制存在的問題,基于我國新一輪電力體制改革的總體要求,需提出一種能夠符合清潔能源區域內消納需要、滿足市場主體交易需求、同時能夠充分競爭、相對公平的跨省區中長期連續交易機制。根據現有跨區跨省交易存在的問題以及相關的研究結論,交易機制應滿足以下基本條件：

1）交易機制應與我國基本國情、目前國內電力市場的技術水平、發展程度相適應。

文獻[1]明確分析了我國電力市場的現狀,并指出我國電力市場的建設尚處于起步階段,交易基礎數據采集、技術支持系統建設尚不完備,交易機制設計應兼顧交易本身的實效與交易成本。即應基于現有的交易系統、計量系統技術水平并適度超前,且符合我國電力體制改革的基本方向要求。

由于現階段電力市場發展以省為實體,而南方區域各省經濟發展情況不同步,因此在跨省區連續交易機制設計仍需確保各省內電力市場價格和供需基本穩定,可通過跨省區交易的優先出清且物理執行的原則加以保證。通過優先出清,避免各省內市場受到跨區跨省交易規模及價格的影響;物理執行即可實現跨省區市場與省內市場的解耦,使省間交易結果作為省內市場的邊界條件,從而確保送端省和受端省之間的中長期交易價格相互獨

2）交易品種和組織方式的設計應考慮跨省區市場化交易的市場力防范。

文獻[12-13]分析了我國現行兩級電力市場的總體架構,著重分析了市場化交易的賣方市場里的形成及其弊端。跨省區交易必然存在購電省的電網公司代表尚未進入市場的用戶參與交易,再將降價空間疏導至省內非市場用戶的客觀情況,省級電網公司作為購買方具有強大購買力。而作為賣方的發電企業數量有限,五大發電集團市場份額較高,售電側市場競爭也不充分,易形成賣方的市場力。跨省區交易的購售電雙方分屬不同省區,經濟發展水平存在差異、省內市場的價格水平也不同。因此,應在兼顧省內電力直接交易市場并存的情況,設計滿足省內供應、并可充分競爭的省間市場交易機制,避免因電網企業、大型發電集團的參與形成較大市場力。

3）交易品種及交易頻次能夠滿足市場主體的交易訴求,并引導市場主體自主參與跨區跨省市場化交易。

中長期交易市場實質為一種遠期合同市場,合理的交易機制應滿足市場主體通過交易規避風險,且具有適當流動性的需求[14]。交易機制應為市場主體提供足夠高的開市頻次及足夠長的開市時間段,以滿足市場主體在電力供需形勢發生變化而需要場內交易時,交易機構能夠盡快對其交易需求進行響應。此外,跨省區的市場化交易應避免對送、受端省內的市場價格及形勢造成較大波動。

4）交易機制能體現電力商品的時間屬性。

電力商品具有瞬時供需平衡的特性。交易標的的時間跨度越小,越能夠接近各時段的實際供需曲線[15-16]。將目前全月同一價格的電能量標的拆分成以小時為單位的電能量標的,電能量標的價格應與標的時段內送端省、受端省的負荷曲線相關聯,即體現峰谷不同時段的供需關系,從而更符合經濟學原理。當現貨條件成熟時,應與省內現貨市場的分時價格趨勢,尤其受端省份的現貨價格趨勢相匹配。在市場建設起步無現貨階段,可簡化為分峰、平、谷時段的交易標的。

5）交易機制應與發電量預測、調度運行方式等相銜接。

跨省區市場主要以水電及風電、光伏等新能源企業為主,各發電主體對發電能力的預測能力不同,交易行為也不同。為盡量避免不同市場主體預測準確性的差異而導致的公平性受損,需為市場主體提供足夠密集的交易頻次、足夠接近電能量執行時間的交易提前量,及高自由度的交易品種。同時為調度機構在日計劃安排及現貨市場留出足夠的數據準備時間[17]。

3.2 連續交易機制的具體設計思路

3.2.1 交易周期

交易周期為月度、周、日。以月度交易為基礎,周交易在月度交易基礎上進行增量調整,日交易在周交易基礎上進行增量調整。月度交易開市時間為每月底前2日。在月度交易中,可針對次月全月分時電量進行交易。周交易開市時間為每周五。周交易可在月度交易基礎上,綜合考慮未來一周的電網結構、供需形勢等變化,針對次周的分時電量進行交易。日增量交易則每日連續開市,可申報的標的為交易日后2個自然日的分時電量。當不同交易周期的交易在同一天開展時,按照月、周、日的順序依次開市及出清,交易機構提前于交易公告中明確當日每一周期交易的申報時段。圖2為連續交易的電能量交易時序圖,其中D為交易標的首個交割日。

圖2 電能量交易時序圖Fig. 2 Transaction timing diagram of electric energy

以日為交易周期連續開市,能夠兼顧計量系統數據采集與交易組織市場主體的申報需求。常規交易可申報2個自然日的分時電量,具有以下3點優勢。一是考慮中長期與現貨在時間維度的銜接,即2日交易電量通過日前以及實時現貨市場實現交易,2日后的電量可通過上述連續交易機制實現交易。二是交易結果能夠提前2日提交調度機構,為調度機構預留充足時間進行運行方式安排。三是最大限度縮短交易開市與實際執行的時間,提高市場主體發電預測的準確性,尤其是無調節能力的徑流式水電廠以及風電、光伏等市場主體,保證了各類型市場主體在參與交易時的公平性。

3.2.2 交易標的

交易標的為交易時段分解至小時的電能量。按照每小時電能量曲線的形成方式,可分為標準化曲線及自定義曲線量。通過不同時段曲線的設定滿足電力商品的時間屬性要求。

二者的差別主要在于：

1）標準化曲線。由交易機構設置若干典型曲線,曲線包含一個自然日24 h各時段的電量比例,且該比例為固定值。曲線的設定應參考跨省區綜合典型送電曲線,另外可考慮設置僅有高峰時段、或低谷時段的特殊典型曲線。市場主體僅可針對交易機構設置的典型曲線進行申報。

2）自定義曲線。市場主體可自由申報交易周期內24 h的分時電能量,各時段電量比例不限制。

3.2.3 交易約束條件

1）交易規模上限。為保證送、受端省內電力市場價格相對穩定,需對跨省區市場進行交易電量上限約束。當前階段,可由送、受端省調度及交易機構根據省內負荷預測動態統一測算參與省內及跨省區市場的電能量交易規模。

跨省區市場的交易規模應綜合考慮跨省區輸電通道能力、購電省份購電需求、送電省主體的總可發電能力。交易規模Qt的取值范圍如下：

3.2.4 交易方式

按照跨省區中長期交易參與主體,可分為“點對點”“點對網”“網對網”3種。考慮后兩種模式中電網公司作為單一購買方時對市場力影響較大,故而電網公司的交易優先程度應低于點對點模式。3種交易模式交易可在同一場交易中分3階段進行。尤其應充分考慮當電網企業因承擔消納清潔能源義務而參與交易時,其交易優先次序及應排在最后。跨省區電力交易優先順序為：

第一階段為“點對點”交易：宜采用購、售方市場主體集中申報曲線內電量及價格,自動撮合的方式。

第二階段為“點對網”交易：當發電側市場企業競爭較充分時,宜采用單邊集中申報,邊際出清模式。當發電側市場主體集中度高時,可采用電網企業單邊掛牌的形式,由購方電網公司作為單一購買方提出交易價格,送端清潔能源電廠參與摘牌。

第三階段為“網對網”交易：網對網交易應在發電企業參與申報之后,即全部發電企業及用戶申報并出清之后。

3.2.5 交易價格

“點對點”跨省區交易的價格形成方式應優先通過市場主體自主申報形成,兼顧送受端兩省內中長期電力交易情況,設定交易價格的上、下限。當市場采用“點對網”掛牌交易模式時,購方電網企業掛牌價格可以參考跨省區“點對點”交易的分時平均價格確定。當購方電網企業因承擔消納清潔能源義務而參與交易時,價格應參考市場最低限價,或在該時段跨省區中長期交易平均成交價格基礎上的下浮一定百分比,并做出預先約定。

3.2.6 交易出清原則

中長期校核采用交易校核,調度不再安排安全校核。交易校核的邊界條件根據調度機構在交易組織前提供的最新網絡約束形成,并按照具體出清規則進行結果調整。當同一交易日,開展了月、周、日不同交易周期的交易時,則每一場交易校核出清一次,并根據交易結果調整下一場交易的邊界條件。

交易校核出清結果視作正式交易結果,與省內市場分時中標合同、省間的協議合同匯總,形成交易主體的完整成交合同,一并等待執行。

3.2.7 交易結算要求

連續交易機制下,交易執行偏差應按照交易合約的分時電量比例分割至相應的交易合約。偏差部分由所有責任主體按實際執行的偏差電量分攤。在非現貨模型下,偏差結算價格應與送、受端省內中長期價格聯動;現貨模式下,偏差結算價格應與售電側、購電側省內現貨市場價格聯動。跨省區電力市場的結算周期與省內結算周期保持一致,并根據結算關口進行偏差電量分割。

4 連續交易機制的配套條件

為實現連續交易機制,需對交易形成的合約調整、信息披露、交易技術支持系統提出相配合的特殊要求。

4.1 連續交易機制的合約調整

為盡量減少交易合約和執行之間的偏差,應設置與電能量市場交易周期頻次相同的合約轉讓交易,即以日為周期組織跨省區合約轉讓交易。市場主體基于已持有的未執行交易合約,可在交割前通過場內合同交易調整。但為了規避市場主體惡意套利,對同一交易場次內的同一標的,應禁止同時有買入和賣出操作,且應保證合約轉讓后剩余合約發電量大于等于0。合約轉讓實現路徑有兩個,路徑一為組織發、用電主體之間進行發、用電權轉讓交易,該路徑不影響跨省區市場已成交的電力及電量總額。路徑二為組織發電主體與購電主體之間進行合同回購交易,該路徑對跨省區市場已成交的電力及電量總額有影響。路徑一與二的選擇應視省內、省間市場的供需情況及售電側省份市場主體的實際發電能力情況綜合考慮。

4.2 連續交易機制的信息披露要求

為保障連續交易對不同市場主體的公平性,盡量維持市場主體對電力交易有關信息獲取程度的一致性,交易相關信息披露的及時性及準確性至關重要。信息披露的內容及時限要求應包含以下幾點：

1）調度機構需以日為單位,滾動提供下一交易標的執行時段范圍內的分時通道能力。

2）調度機構應以日為單位向市場主體披露供需形勢、有關設備檢修時段、網絡受限時段等分時信息。

3）交易機構應按日獲取并向指定市場主體披露自身分時的可交易能力。

4）交易機構應按日出清當日全部交易結果,并匯總生成各主體的月、周、日交易計劃,滾動提供調度機構,由調度機構執行。

5）交易機構應按日向市場主體披露跨省區范圍內各省區內及跨省區的日、周、月度中長期交易平均價格。

6）交易機構應及時向市場主體披露跨省區中長期的執行的偏差情況及偏差價格。

4.3 交易技術支持系統應具備的條件

連續交易以日為交易周期,交易標的曲線分解至小時,故交易支持系統最低應支持按小時更新數據。為實現交易有序、高效開展,結合當前國內電力交易技術支持系統發展水平以及計量和營銷系統的采集水平,連續交易機制應滿足以下基本要求。

1）跨省區交易機構及省內交易機構的兩級交易技術支持系統應動態共享市場主體的交易信息,實時交互參與跨省區交易的市場主體的已成交電量、剩余可交易能力信息,并于每場交易前鎖定交易數據。

2）交易系統應與調度運行管理系統(operation management system,OMS)進行實時交互,定期獲取通道能力、檢修計劃等調度信息。數據的交互頻率最低應達1 h。

3）交易系統建設應具備自動刷新交易準備信息并按日自動啟動交易的條件,交易組織方式應支持以掛牌、集中競價等方式。并根據交易組織方式,對市場主體的申報情況進行自動撮合計算。

4）交易系統應自動生成并發布交易結果,并匯總每個市場主體全部已成交合約電量曲線,計算平均價格,生成各市場主體的合約曲線。

5 連續交易機制的應用分析

5.1 連續交易機制的應用基礎

隨著我國電力市場改革的深入,目前已經初步具備了實現連續交易機制的基礎條件,且南方電網區域正在逐步推進連續交易機制的實施。

1）技術可行性。

交易組織頻次大幅提高。連續交易預計每年度需進行320場交易,是現有交易量的10倍。目前國內各電力交易機構已經搭建了成熟的交易技術支持系統,并已初步建成跨省跨區及省級交易機構統一電力交易平臺,可實現交易數據的快速自動處理及發布,提高交易工作效率,滿足交易組織頻次大幅提高的要求。

交易與調度的數據交互的時效性要求提高。電網約束條件由現有每月交互提升至每日交互。目前跨省區電力交易機構已在開發調度系統與交易系統的數據接口,開發完成后可實現相關數據的實時交互。

計量裝置電量統計周期縮短。由現有按峰、谷兩時段統計轉變為每小時統計。現有大多數跨區跨省的計量裝置采集周期均可達到每15 min 1次,可滿足連續交易的數據采集要求。少量不滿足要求的裝置可通過改造升級實現按小時采集。

2）政策可行性。

國家政策的支持。國家關于推動電力市場改革的政策要求具備條件地區逐步建立以中長期交易為主,現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制。

市場主體的迫切需求。發電預測和用電需求均存在一定的不確定性,如果交易頻次較低,可能會導致較大的交易執行偏差,市場主體的交易風險較大,通過連續的電力交易,可以減小交易執行偏差,更好保障市場主體利益。

綜上所述,通過少量技術投入和設備改造,可滿足所提出的連續交易機制的要求,在技術上具有可行性;同時,所提出的連續交易機制符合國家關于推動電力市場改革的政策要求,能夠有效的引導市場主體參與交易,在政策制度上具有可行性。

5.2 連續交易機制的預期應用效果

連續交易機制從一定程度上解決了目前跨區跨省中長期電力交易存在的問題,具體如下：

1）將現有的全月度總電量為交易標的的電能量交易,細化為以帶分時曲線的日電量為交易標的的交易,交易標的可針對某一特定時段,解決了電力商品時間維度稀缺性的問題。

2）將現有月度交易周期優化為每個工作日開市,且優化了交易價格機制,更能快速響應市場的交易需要,增加市場流動性,可促進市場主體根據自身需要靈活參與交易,進一步提升市場活躍度。

3）連續交易的合約偏差電量按合約比例分攤,解決了省間及省內交易偏差銜接機制的問題。

4）以日為周期的市場化交易,提升了交易頻次,與徑流式水電、光伏、風電廠等清潔能源的發電能力預測準確度相匹配,充分反映了實時的供需形勢及電量交易分時價格信號。

6 結論

本文基于我國南方區域現有的跨省區中長期電力交易特點,重點闡述了現有技術條件下跨省區電力交易存在的瓶頸,并分析了南方現貨起步后,跨區跨省中長期電力交易亟待解決的問題。根據以上分析,提出了一種跨省區連續交易機制實現方案,重點闡述了交易機制與省內中長期及現貨的交易時序要求,并對網省兩級電力市場協調方式、組織流程、價格機制、交易組織形式等市場機制問題提出了具體設計思路。本文提出的連續交易機制,能夠反映出電力商品的時間維度的稀缺性,滿足各類市場主體在不同情況下的交易需求,并將實現與省內中長期市場及現貨市場進行有序銜接。在落實西電東送戰略的前提下,該連續交易機制預期可通過市場化手段引導發電主體參與跨省區交易,引導區域范圍內資源的優化配置,同時達到促進清潔能源消納目標。

本文僅從理論角度對跨省區電力中長期交易機制提出了其中的一種可能的設計思路,但尚未基于市場主體的特點進行詳細的仿真論證。后續將基于該交易機制,建立具體的模型,并通過算例驗證交易機制的應用可行性。

來源：電網技術