摘要
基于我国南方区域现有的跨省区中长期电力交易特点,提出了一种跨省区连续交易机制实现方案,重点阐述了跨省区交易机制与省内中长期及现货的交易时序要求,并针对网省两级电力市场协调方式、组织流程、价格机制、交易组织形式等市场配套机制问题提出了具体设计思路。所提出的跨省区中长期交易机制可通过市场化手段提高发电主体参与跨省区交易的积极性,从而达到落实“西电东送”战略、促进清洁能源水电消纳的目标。
关键词 :跨省区电力市场;中长期交易;交易模式;连续交易机制;
（来源：电网技术 作者：许喆, 丁军策, 梁志飞, 陈玮）
广州电力交易中心有限责任公司,广东省 广州市 510700
许喆(1989),女,硕士,工程师,通信作者,研究方向为电力调度与控制、电力市场等,E-mail：13600326960@126.com;
丁军策(1977),男,博士,高级工程师,研究方向为电力调度与控制、电力市场等;
梁志飞(1982),男,博士,高级工程师,研究方向为电力调度与控制、电力市场等;
陈玮(1976),男,硕士,高级工程师,研究方向为电力市场营销等。
基金项目：中国南方电网有限责任公司科技项目“现货条件下南方区域跨区跨省电力中长期交易关键技术研究”(ZBKJXM20180981); Project Supported by Science and Technology Foundation of China Southern Power Grid (ZBKJXM20180981);
0 引言
2015年3月15日,国家发改委发布了《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)》[1],开启了我国新一轮电力体制改革之路。随后,国家先后成立了北京、广州两家国家级电力交易机构以及33家省级电力交易机构。广州电力交易中心负责南方电网区域内广东、广西、云南、贵州、海南五省区间的电力交易,负责落实国家西电东送战略,落实国家指令性计划、地方政府间框架协议,为跨区跨省市场化交易提供服务,促进省间余缺调剂和清洁能源消纳,逐步推进全国范围的市场融合,在更大范围内优化配置资源。
南方区域跨区跨省已有年度协议、年度增量外送、月度增量外送等共9个交易品种[2]。2016至2018年,西电东送电量6.2×105GW•h,其中市场化电量7.0×104GW•h,占比11.34%。南方区域跨省区电力交易中落实国家西电东送战略、国家指令性计划的协议电量比例较高,市场化电量比例相对偏低。市场化电量中,以云南送广东年度、月度或月内临时增量交易为主。现有跨区跨省电力中长期交易频次约为每月1到2次,无法及时对负荷侧及发电侧的短时变化做出快速的交易响应,实施方式难以满足电厂和负荷侧市场主体的交易需求。另外,随着国家电力现货市场建设的加速推进,南方(以广东起步)电力现货市场启动试运行[3],现行的跨省区电力中长期交易机制将难以与之衔接。
目前,关于我国跨省区电力交易价格形成、交易机制等方面的研究已经逐步开展。价格机制方面,文献[4]提出了一种中长期合约交易的分组竞价机制,文献[5-6]提出了一种基于水电厂来水预测偏差、以及考虑区域优化配置的峰谷电价机制,但对价格的市场化形成未做详细分析,文献[7]较详细地提出了水电参与市场交易的交易机制,提出了通过设定价格协调系数和竞争电量比例等手段来解决省间壁垒的交易机制。与现货衔接的交易规则设计方面,文献[8-10]分别提出了南方区域的现货市场设计以及现货环境下中长期交易的整体思路,但未对中长期交易的设计方面做详细说明。上述研究对现货条件下跨区跨省中长期交易有一定的借鉴意义,但是只考虑了跨区域中长期交易的某一方面,未能提出一个完整的与省内现货交易相匹配的跨省区中长期交易的实施路径。
1 南方区域跨省区中长期电力市场现状
1.1 南方区域电源及负荷特点
我国南方区域的电力供需呈现典型的分散式分布特点。负荷中心与电源分别分布于东部与西部。其中东部广东省负荷约占南方电网覆盖区域的四分之一,而西部云南、贵州省内负荷较低,电源装机远超负荷需求,为典型的电力外送省份。南方区域跨省区电能主要潮流为云南、贵州西部省份的电能通过跨省区的超、特高压交、直流输电系统,送往负荷较高的广东和广西。按季节特点来看,因西部省分冬季气温较低,采暖负荷比例大幅增高,西部省内负荷高峰集中在冬季;东部夏季气温升高,空调制冷负荷增多,导致东部省区夏季负荷较高。东西部负荷特性、电源结构及分布呈现较好的互补优势。其中云南以水资源为主的可再生能源较丰富,近年来,云南省水电厂逐步投运,截至2018年底,云南装机约为88 GW,其中水电占比71%。2018年云南省统调发电2.7×105GW•h,通过西电东送外送比例达52%,且主要集中在5—10月夏季,丰水期电量达全年总送电的72%。而广东省内电源结构则以火电、核电机组为主。火电、核电发电成本较高,而水电边际成本低廉,与广东火电机组相比,西部水电在价格方面具有明显优势,因此跨省区电力市场化交易对东部负荷省份、西部发电企业均有较高的吸引力。
1.2 南方区域电力市场化开展情况
1.2.1 省内市场
我国省内市场化的电力交易主要以发电企业与大用户或售电公司代理的用户企业之间开展的直接交易为主。本文以云南、广东两省作为南方区域典型送、受电省份进行详细分析。云南省的电力直接交易为发电企业与用户或售电公司通过双边协商以及挂牌等场内交易方式进行市场化交易[11]。云南省内的市场化交易价格趋势为枯期高,汛期低,该趋势与云南主要流域全年的来水情况一致,呈现明显的季节性特点。广东省内进入市场的发电企业以火电为主,受季节影响不大,交易价格全年基本持平,无明显波动。
1.2.2 跨省区市场
基于云南水电外送需求与广东的电力供应特点,南方区域目前开展的跨省区市场化电力交易主要为云南水电企业与广东电网公司之间的富余水电外送的“点对网”电力交易,广东电网公司作为单一购买方。目前的交易机制下,跨省区市场的交易价格为送受两方所在省的月度市场化交易价格的算术平均值。剔除省间输电费用后,枯期广东省内的市场化交易价格略低于云南,汛期云南省内交易价格则远低于广东。图1为2018年云南、广东省内市场化价格及跨省区市场化测算价格。
2 南方区域现有跨省区中长期交易模式存在的问题
目前,我国跨省区交易正处于起步阶段,在现有条件下,南方区域跨省区交易定价模式为参与跨省区交易的市场主体根据送受双方所在省内电力市场一段时间的平均成交价格,约定相对稳定的交易价格形成机制,价格形成后在一段时间内(如1个月)不再调整。参与跨省区交易的市场主体作为该价格的接受者,不再另行报价的模式。但该种定价模式存在以下几个问题：
1）无法体现电力商品时间维度的稀缺性。
该交易机制仅适用于以全月度总电量为交易标的的电能量交易,即交易执行月的每一时段的单位电量价值一致,无法考虑1个月内不同日期、不同时段的电量在时间维度的稀缺性。例如节假日与工作日,单日内的峰、平、谷不同时段内供需形势不同条件下对电价可能造成的影响等均无法体现。
2）市场化的活跃度偏低。
当前跨区跨省电力市场未完全放开,西电东送仍以协议电量为主,市场化电量比例很小。在以区域调度为跨区跨省交易执行主体的背景下,调度机构以节能、环保、经济的为主要原则,使得能耗和污染物排放最少成为主要优化目标,进而导致购电省份在一定程度上承担无条件全额消纳西部富余清洁能源的义务。而保底消纳电量的价格机制与通过跨省区场内集中交易的电量价格机制相同,造成发电主体参与跨省区市场化交易的竞争性不足,场内集中交易优势有限,无法起到鼓励市场主体参与区域市场化交易、推动市场进一步放开、推进区域市场建设的导向作用。
3）跨省区市场化交易与省内市场化交易的偏差处理衔接机制不完备。
目前跨省区结算原则为“点对网”市场化交易电量优先进行结算、“网对网”协议电量为交易执行偏差兜底,并在可年内逐月滚动调整;部分省内市场化结算原则为月度清算。两级市场化的偏差处理机制不统一也给市场主体在参与两级交易的策略选择上造成一定困难。现阶段跨区跨省交易的执行偏差尚无明确的结算价格机制,只能采用偏差责任各方主体另行协商清算的事后解决方式,属于先执行、后交易,有违电力交易的公平和严肃性,不利于电力市场的健康有序发展。
4）交易组织频次无法满足现货及市场主体的需要。
以月为周期的市场化交易组织频次,无法与径流式水电、光伏、风电厂等清洁能源的发电能力预测准确度相匹配,导致市场化交易组织滞后于清洁能源实际消纳需求的情况发生,更加无法反映实时的供需形势及电量交易分时价格信号,未能满足电力市场的发展需要。
3 连续交易机制的设计
3.1 连续交易机制应满足的基本条件
针对南方区域现有交易机制存在的问题,基于我国新一轮电力体制改革的总体要求,需提出一种能够符合清洁能源区域内消纳需要、满足市场主体交易需求、同时能够充分竞争、相对公平的跨省区中长期连续交易机制。根据现有跨区跨省交易存在的问题以及相关的研究结论,交易机制应满足以下基本条件：
1）交易机制应与我国基本国情、目前国内电力市场的技术水平、发展程度相适应。
文献[1]明确分析了我国电力市场的现状,并指出我国电力市场的建设尚处于起步阶段,交易基础数据采集、技术支持系统建设尚不完备,交易机制设计应兼顾交易本身的实效与交易成本。即应基于现有的交易系统、计量系统技术水平并适度超前,且符合我国电力体制改革的基本方向要求。
由于现阶段电力市场发展以省为实体,而南方区域各省经济发展情况不同步,因此在跨省区连续交易机制设计仍需确保各省内电力市场价格和供需基本稳定,可通过跨省区交易的优先出清且物理执行的原则加以保证。通过优先出清,避免各省内市场受到跨区跨省交易规模及价格的影响;物理执行即可实现跨省区市场与省内市场的解耦,使省间交易结果作为省内市场的边界条件,从而确保送端省和受端省之间的中长期交易价格相互独立。
2）交易品种和组织方式的设计应考虑跨省区市场化交易的市场力防范。
文献[12-13]分析了我国现行两级电力市场的总体架构,着重分析了市场化交易的卖方市场里的形成及其弊端。跨省区交易必然存在购电省的电网公司代表尚未进入市场的用户参与交易,再将降价空间疏导至省内非市场用户的客观情况,省级电网公司作为购买方具有强大购买力。而作为卖方的发电企业数量有限,五大发电集团市场份额较高,售电侧市场竞争也不充分,易形成卖方的市场力。跨省区交易的购售电双方分属不同省区,经济发展水平存在差异、省内市场的价格水平也不同。因此,应在兼顾省内电力直接交易市场并存的情况,设计满足省内供应、并可充分竞争的省间市场交易机制,避免因电网企业、大型发电集团的参与形成较大市场力。
3）交易品种及交易频次能够满足市场主体的交易诉求,并引导市场主体自主参与跨区跨省市场化交易。
中长期交易市场实质为一种远期合同市场,合理的交易机制应满足市场主体通过交易规避风险,且具有适当流动性的需求[14]。交易机制应为市场主体提供足够高的开市频次及足够长的开市时间段,以满足市场主体在电力供需形势发生变化而需要场内交易时,交易机构能够尽快对其交易需求进行响应。此外,跨省区的市场化交易应避免对送、受端省内的市场价格及形势造成较大波动。
4）交易机制能体现电力商品的时间属性。
电力商品具有瞬时供需平衡的特性。交易标的的时间跨度越小,越能够接近各时段的实际供需曲线[15-16]。将目前全月同一价格的电能量标的拆分成以小时为单位的电能量标的,电能量标的价格应与标的时段内送端省、受端省的负荷曲线相关联,即体现峰谷不同时段的供需关系,从而更符合经济学原理。当现货条件成熟时,应与省内现货市场的分时价格趋势,尤其受端省份的现货价格趋势相匹配。在市场建设起步无现货阶段,可简化为分峰、平、谷时段的交易标的。
5）交易机制应与发电量预测、调度运行方式等相衔接。
跨省区市场主要以水电及风电、光伏等新能源企业为主,各发电主体对发电能力的预测能力不同,交易行为也不同。为尽量避免不同市场主体预测准确性的差异而导致的公平性受损,需为市场主体提供足够密集的交易频次、足够接近电能量执行时间的交易提前量,及高自由度的交易品种。同时为调度机构在日计划安排及现货市场留出足够的数据准备时间[17]。
3.2 连续交易机制的具体设计思路
3.2.1 交易周期
交易周期为月度、周、日。以月度交易为基础,周交易在月度交易基础上进行增量调整,日交易在周交易基础上进行增量调整。月度交易开市时间为每月底前2日。在月度交易中,可针对次月全月分时电量进行交易。周交易开市时间为每周五。周交易可在月度交易基础上,综合考虑未来一周的电网结构、供需形势等变化,针对次周的分时电量进行交易。日增量交易则每日连续开市,可申报的标的为交易日后2个自然日的分时电量。当不同交易周期的交易在同一天开展时,按照月、周、日的顺序依次开市及出清,交易机构提前于交易公告中明确当日每一周期交易的申报时段。图2为连续交易的电能量交易时序图,其中D为交易标的首个交割日。
以日为交易周期连续开市,能够兼顾计量系统数据采集与交易组织市场主体的申报需求。常规交易可申报2个自然日的分时电量,具有以下3点优势。一是考虑中长期与现货在时间维度的衔接,即2日交易电量通过日前以及实时现货市场实现交易,2日后的电量可通过上述连续交易机制实现交易。二是交易结果能够提前2日提交调度机构,为调度机构预留充足时间进行运行方式安排。三是最大限度缩短交易开市与实际执行的时间,提高市场主体发电预测的准确性,尤其是无调节能力的径流式水电厂以及风电、光伏等市场主体,保证了各类型市场主体在参与交易时的公平性。
3.2.2 交易标的
交易标的为交易时段分解至小时的电能量。按照每小时电能量曲线的形成方式,可分为标准化曲线及自定义曲线量。通过不同时段曲线的设定满足电力商品的时间属性要求。
二者的差别主要在于：
1）标准化曲线。由交易机构设置若干典型曲线,曲线包含一个自然日24 h各时段的电量比例,且该比例为固定值。曲线的设定应参考跨省区综合典型送电曲线,另外可考虑设置仅有高峰时段、或低谷时段的特殊典型曲线。市场主体仅可针对交易机构设置的典型曲线进行申报。
2）自定义曲线。市场主体可自由申报交易周期内24 h的分时电能量,各时段电量比例不限制。
3.2.3 交易约束条件
1）交易规模上限。为保证送、受端省内电力市场价格相对稳定,需对跨省区市场进行交易电量上限约束。当前阶段,可由送、受端省调度及交易机构根据省内负荷预测动态统一测算参与省内及跨省区市场的电能量交易规模。
跨省区市场的交易规模应综合考虑跨省区输电通道能力、购电省份购电需求、送电省主体的总可发电能力。交易规模Qt的取值范围如下：
3.2.4 交易方式
按照跨省区中长期交易参与主体,可分为“点对点”“点对网”“网对网”3种。考虑后两种模式中电网公司作为单一购买方时对市场力影响较大,故而电网公司的交易优先程度应低于点对点模式。3种交易模式交易可在同一场交易中分3阶段进行。尤其应充分考虑当电网企业因承担消纳清洁能源义务而参与交易时,其交易优先次序及应排在最后。跨省区电力交易优先顺序为：
第一阶段为“点对点”交易：宜采用购、售方市场主体集中申报曲线内电量及价格,自动撮合的方式。
第二阶段为“点对网”交易：当发电侧市场企业竞争较充分时,宜采用单边集中申报,边际出清模式。当发电侧市场主体集中度高时,可采用电网企业单边挂牌的形式,由购方电网公司作为单一购买方提出交易价格,送端清洁能源电厂参与摘牌。
第三阶段为“网对网”交易：网对网交易应在发电企业参与申报之后,即全部发电企业及用户申报并出清之后。
3.2.5 交易价格
“点对点”跨省区交易的价格形成方式应优先通过市场主体自主申报形成,兼顾送受端两省内中长期电力交易情况,设定交易价格的上、下限。当市场采用“点对网”挂牌交易模式时,购方电网企业挂牌价格可以参考跨省区“点对点”交易的分时平均价格确定。当购方电网企业因承担消纳清洁能源义务而参与交易时,价格应参考市场最低限价,或在该时段跨省区中长期交易平均成交价格基础上的下浮一定百分比,并做出预先约定。
3.2.6 交易出清原则
中长期校核采用交易校核,调度不再安排安全校核。交易校核的边界条件根据调度机构在交易组织前提供的最新网络约束形成,并按照具体出清规则进行结果调整。当同一交易日,开展了月、周、日不同交易周期的交易时,则每一场交易校核出清一次,并根据交易结果调整下一场交易的边界条件。
交易校核出清结果视作正式交易结果,与省内市场分时中标合同、省间的协议合同汇总,形成交易主体的完整成交合同,一并等待执行。
3.2.7 交易结算要求
连续交易机制下,交易执行偏差应按照交易合约的分时电量比例分割至相应的交易合约。偏差部分由所有责任主体按实际执行的偏差电量分摊。在非现货模型下,偏差结算价格应与送、受端省内中长期价格联动;现货模式下,偏差结算价格应与售电侧、购电侧省内现货市场价格联动。跨省区电力市场的结算周期与省内结算周期保持一致,并根据结算关口进行偏差电量分割。
4 连续交易机制的配套条件
为实现连续交易机制,需对交易形成的合约调整、信息披露、交易技术支持系统提出相配合的特殊要求。
4.1 连续交易机制的合约调整
为尽量减少交易合约和执行之间的偏差,应设置与电能量市场交易周期频次相同的合约转让交易,即以日为周期组织跨省区合约转让交易。市场主体基于已持有的未执行交易合约,可在交割前通过场内合同交易调整。但为了规避市场主体恶意套利,对同一交易场次内的同一标的,应禁止同时有买入和卖出操作,且应保证合约转让后剩余合约发电量大于等于0。合约转让实现路径有两个,路径一为组织发、用电主体之间进行发、用电权转让交易,该路径不影响跨省区市场已成交的电力及电量总额。路径二为组织发电主体与购电主体之间进行合同回购交易,该路径对跨省区市场已成交的电力及电量总额有影响。路径一与二的选择应视省内、省间市场的供需情况及售电侧省份市场主体的实际发电能力情况综合考虑。
4.2 连续交易机制的信息披露要求
为保障连续交易对不同市场主体的公平性,尽量维持市场主体对电力交易有关信息获取程度的一致性,交易相关信息披露的及时性及准确性至关重要。信息披露的内容及时限要求应包含以下几点：
1）调度机构需以日为单位,滚动提供下一交易标的执行时段范围内的分时通道能力。
2）调度机构应以日为单位向市场主体披露供需形势、有关设备检修时段、网络受限时段等分时信息。
3）交易机构应按日获取并向指定市场主体披露自身分时的可交易能力。
4）交易机构应按日出清当日全部交易结果,并汇总生成各主体的月、周、日交易计划,滚动提供调度机构,由调度机构执行。
5）交易机构应按日向市场主体披露跨省区范围内各省区内及跨省区的日、周、月度中长期交易平均价格。
6）交易机构应及时向市场主体披露跨省区中长期的执行的偏差情况及偏差价格。
4.3 交易技术支持系统应具备的条件
连续交易以日为交易周期,交易标的曲线分解至小时,故交易支持系统最低应支持按小时更新数据。为实现交易有序、高效开展,结合当前国内电力交易技术支持系统发展水平以及计量和营销系统的采集水平,连续交易机制应满足以下基本要求。
1）跨省区交易机构及省内交易机构的两级交易技术支持系统应动态共享市场主体的交易信息,实时交互参与跨省区交易的市场主体的已成交电量、剩余可交易能力信息,并于每场交易前锁定交易数据。
2）交易系统应与调度运行管理系统(operation management system,OMS)进行实时交互,定期获取通道能力、检修计划等调度信息。数据的交互频率最低应达1 h。
3）交易系统建设应具备自动刷新交易准备信息并按日自动启动交易的条件,交易组织方式应支持以挂牌、集中竞价等方式。并根据交易组织方式,对市场主体的申报情况进行自动撮合计算。
4）交易系统应自动生成并发布交易结果,并汇总每个市场主体全部已成交合约电量曲线,计算平均价格,生成各市场主体的合约曲线。
5 连续交易机制的应用分析
5.1 连续交易机制的应用基础
随着我国电力市场改革的深入,目前已经初步具备了实现连续交易机制的基础条件,且南方电网区域正在逐步推进连续交易机制的实施。
1）技术可行性。
交易组织频次大幅提高。连续交易预计每年度需进行320场交易,是现有交易量的10倍。目前国内各电力交易机构已经搭建了成熟的交易技术支持系统,并已初步建成跨省跨区及省级交易机构统一电力交易平台,可实现交易数据的快速自动处理及发布,提高交易工作效率,满足交易组织频次大幅提高的要求。
交易与调度的数据交互的时效性要求提高。电网约束条件由现有每月交互提升至每日交互。目前跨省区电力交易机构已在开发调度系统与交易系统的数据接口,开发完成后可实现相关数据的实时交互。
计量装置电量统计周期缩短。由现有按峰、谷两时段统计转变为每小时统计。现有大多数跨区跨省的计量装置采集周期均可达到每15 min 1次,可满足连续交易的数据采集要求。少量不满足要求的装置可通过改造升级实现按小时采集。
2）政策可行性。
国家政策的支持。国家关于推动电力市场改革的政策要求具备条件地区逐步建立以中长期交易为主,现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制。
市场主体的迫切需求。发电预测和用电需求均存在一定的不确定性,如果交易频次较低,可能会导致较大的交易执行偏差,市场主体的交易风险较大,通过连续的电力交易,可以减小交易执行偏差,更好保障市场主体利益。
综上所述,通过少量技术投入和设备改造,可满足所提出的连续交易机制的要求,在技术上具有可行性;同时,所提出的连续交易机制符合国家关于推动电力市场改革的政策要求,能够有效的引导市场主体参与交易,在政策制度上具有可行性。
5.2 连续交易机制的预期应用效果
连续交易机制从一定程度上解决了目前跨区跨省中长期电力交易存在的问题,具体如下：
1）将现有的全月度总电量为交易标的的电能量交易,细化为以带分时曲线的日电量为交易标的的交易,交易标的可针对某一特定时段,解决了电力商品时间维度稀缺性的问题。
2）将现有月度交易周期优化为每个工作日开市,且优化了交易价格机制,更能快速响应市场的交易需要,增加市场流动性,可促进市场主体根据自身需要灵活参与交易,进一步提升市场活跃度。
3）连续交易的合约偏差电量按合约比例分摊,解决了省间及省内交易偏差衔接机制的问题。
4）以日为周期的市场化交易,提升了交易频次,与径流式水电、光伏、风电厂等清洁能源的发电能力预测准确度相匹配,充分反映了实时的供需形势及电量交易分时价格信号。
6 结论
本文基于我国南方区域现有的跨省区中长期电力交易特点,重点阐述了现有技术条件下跨省区电力交易存在的瓶颈,并分析了南方现货起步后,跨区跨省中长期电力交易亟待解决的问题。根据以上分析,提出了一种跨省区连续交易机制实现方案,重点阐述了交易机制与省内中长期及现货的交易时序要求,并对网省两级电力市场协调方式、组织流程、价格机制、交易组织形式等市场机制问题提出了具体设计思路。本文提出的连续交易机制,能够反映出电力商品的时间维度的稀缺性,满足各类市场主体在不同情况下的交易需求,并将实现与省内中长期市场及现货市场进行有序衔接。在落实西电东送战略的前提下,该连续交易机制预期可通过市场化手段引导发电主体参与跨省区交易,引导区域范围内资源的优化配置,同时达到促进清洁能源消纳目标。
本文仅从理论角度对跨省区电力中长期交易机制提出了其中的一种可能的设计思路,但尚未基于市场主体的特点进行详细的仿真论证。后续将基于该交易机制,建立具体的模型,并通过算例验证交易机制的应用可行性。
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