兩級交易模式下南方區域省間中長期交易機制優化路徑

　　摘要：基于我國南方區域現有的省間中長期電力交易的特點，針對當前省間僅開展中長期交易且標的為月度電量、部分省內開展現貨交易的市場建設階段，提出一種考慮不同交易組織周期的、時序遞進的省間交易組織機制實現方案，并實現標的細化至分時曲線。引入交易級別的概念，明確下一級別交易開市前需確定上一級別交易交割電量作為邊界的基本原則，并設計各級交易組織的銜接機制和工作流程。提出交易執行偏差處理方式，以及按照事前、事后2類偏差分別定價的結算定價方法，明確兩級交易組織間的結算關系。

　　關鍵詞：兩級交易;中長期交易;交易時序;偏差價格;偏差處理

　　0引言

　　自2015年推進新一輪電力體制改革以來，國家先后出臺了電力中長期、現貨市場建設的若干指導性文件[1-3]。截至2019年，全國已建立31個省級電力市場，以國網、南網經營區域為基礎建立2個區域電力市場。隨著電力市場改革不斷深入，8個電力現貨試點先后啟動試運行，網省兩級交易機構融合被提上日程[4]。

　　當前兩級市場并存的交易體系將長期存續，如何促進區域范圍省間交易與省內交易的高效協同，以推進資源進一步優化配置需進行研究。經過長期探索與實踐，國外已建立較為成熟的電力市場體系。在北歐電力市場中，通過金融機構實現電力期貨及遠期市場的交易，并輔以輸電權交易以實現分散式物理交易的執行，在日前市場中，通過上下調報價實現實時市場的平衡[5-8]。

　　在美國PJM(Pennsylvania-NewJersey-Maryland)市場中，中長期交易以分散式的金融差價合約實現，中長期市場由完全獨立的金融交易機構組織，不需要考慮任何電網物理約束，若要物理執行則需購買相應輸電權并提前進行自調度申報。現貨市場除自調度部分優先出清外，其余交易均通過集中式全電量實現，不考慮中長期交易的情況[9-10]。我國電力市場的總體發展方向為以中長期交易為主，現貨交易為補充，省間與省內兩級交易市場長期并存。南方區域兩級交易的主要銜接原則為電能優先在省內平衡，富余電量通過省間交易，實現區域優化配置和余缺調劑，并物理執行[11-12]。

　　輸電權交易等配套交易機制仍在探索中。省間輸電通道仍為省級政府間的框架協議、國家指令性計劃優先使用，計劃外剩余的通道再用來組織開展市場化交易。對于省間交易執行產生的偏差電量，目前主要是納入協議計劃，在豐、枯水期內對其進行滾動平衡。省內 偏差電量采用預招標、滾動調整等方式進行處理。文獻[13-14]提出跨區跨省中長期交易的總體設計思路，文獻[15]設計一種連續開市的省間中長期交易機制，但上述研究鮮少對南方區域兩級市場銜接的不同周期交易模式的實現路徑進行具體設計。

　　對于省內電力市場的偏差處理，文獻[16-18]分別提出基于預招標的月度偏差電量平衡機制以及考慮清潔能源消納的發電權交易模式和交易規則，但其僅能解決省內市場預測偏差電量的結算問題，文獻[19]提出合約偏差電量處理的三階段模型，文獻[16-19]所提的3種方式的整體思路主要基于合約調整，文獻[20]提出基于交易計劃和執行情況的雙結算思路，但上述研究均沒有涉及基于兩級交易的偏差電量銜接問題，且未給出具體的分割算法和價格機制。

　　因此，亟需提出一種考慮兩級交易模式的省間中長期交易及結算機制。本文基于兩級交易模式，針對當前省間僅開展中長期交易、部分省內開展現貨交易的市場建設階段，提出一種時序遞進的全周期交易機制，并提出關于交易執行偏差的價格和兩級交易結算銜接的具體設計方案。

　　1南方區域省間交易機制面臨的問題

　　1.1南方區域省間中長期交易現狀

　　南方電網經營范圍內已初步建成以西電東送為主的省間電力市場以及廣東、廣西、云南、貴州和海南5個省級電力市場，總體上形成了省間、省內市場銜接有序的多周期、多品種交易體系。南方區域的電力交易與調度均為兩級模式，且交易區域與調度管轄范圍基本一致。南方區域省間中長期交易的主要特點如下。

　　1)交易組織周期為年或月，申報時間主要為年前、月前和月內。交易的標的為年度或月度總電量，對具體分日安排和分時曲線無剛性要求。交易結算按月度總電量進行計量和分割，未能體現不同時段商品的價值差異。2)交易組織方式為以雙邊協商為主，場內掛牌、集中競價等進行補充。3)交易主體主要是省級電網公司，其主要進行“網對網”交易，此外售電方還包括一部分獨立電廠、省內電廠，售電公司及用戶暫未參與交易。不同市場主體之間的交易通常被看作不同類型的交易，目前暫未實現同臺競價，而是分別按照各自的出清規則組織交易。

　　1.2南方區域省間中長期市場存在的問題

　　1)省間交易機制系統性不強。南方區域省間交易主要以特定主體、特定品種的零散交易為主，類似專場交易，交易時間和標的均不固定。這是由于：參與市場交易的主體數量較少，市場不活躍，以電網公司與獨立電廠之間的雙邊協商交易為主，大用戶及售電公司暫未參與省間市場化交易;省間交易品種、交易時間、流程尚未形成常態化的固定機制;交易規則顆粒度較大，不同主體交易組織細節差異較大。

　　省間交易需優先落實國家戰略及省政府間框架協議，國家指令性計劃電廠和地方政府框架協議網對網的定量、定價優先計劃的交易比例達到80%，市場化比例不高，而協議交易的議價空間小，靈活性不足，這導致省間市場活躍度偏低;省間交易需落實清潔能源區域范圍內消納政策要求，西南水電通過西電東送通道送至東部高負荷省區，而水電發電季節性強，僅有部分水電廠具備調節能力，水電參與市場交易的情況受氣候、時段等制約，交易需求易受季節性和時段性影響，市場主體特性差異明顯，難以采用統一機制覆蓋。

　　2)省間和省內市場銜接薄弱。

　　(1)不同市場交割周期不一致。省間交易仍為電量交易，未細化至分時曲線。協議計劃為：全年按豐枯期控制交割總量，可在同期月間進行滾動平衡;市場化交易按月交割按月結算，二者交割的顆粒度不同，這使交易執行及結算電量分割時需考慮優先順序，不同分割方法結算費用存在差別。不同省內交易的交割周期也不盡相同：部分省區按年交割，可在月間進行滾動平衡;部分省區按月度交割;部分省區已將交易標的分解到小時，按小時交割。不同交割周期意味著偏差電量的認定和結算機制難以統一，若將交割周期短的市場中存在的偏差電量置于交割周期長的市場中進行統計，則該偏差可能相互抵消，影響結算結果。

　　(2)省間中長期與省內現貨價格難以銜接。省間交易標的時間顆粒大，最小交割時段為月度甚至多月，啟動現貨交易的省內市場的最小交割時段為小時，這將使省間中長期交易合約的交割方式直接影響省內現貨價格。但目前省間中長期交易的價格僅考慮了省內中長期市場均價，省間交易引起的省內現貨市場邊界和現貨價格波動尚無有效的價格傳導機制反饋至省間價格。

　　3)不同省級市場之間的壁壘依然存在。

　　本輪電力體制改革主要由省級政府主管部門、電網公司負責推進，各省均針對各自省區經濟發展、電源結構、負荷特性等實際情況建立具有一定地域特點的交易機制，省級市場之間差異明顯。在以省為實體的交易體系下，由于各省資源不同、經濟水平存在較大差異，省間交易給省內市場帶來的不確定因素將導致省間交易受到一定省內行政干預影響，省間市場交易價格信號難以全面反映送、受省區的實際供需情況。省內市場主體直接參與省間交易的選擇權仍受到一定約束。目前省間市場化交易價格機制主要采用的是兩省內中長期市場化均價，價格形成機制中未包含交易執行時段、地理位置等反映供需情況的要素，難以體現其市場屬性，市場活力進一步受限。

　　2南方區域省間中長期交易設計原則

　　1)省間優先于省內交易，交易結果物理執行。

　　在兩級交易機制模式下，省間交易需保障送端省內電力電量平衡，兼顧受端省的購電需求。省間交易組織基于調度機構電網安全約束及對整個區域電力供需情況的預測，以已披露的電網運行信息為邊界組織交易。省間交易一旦達成則需要物理執行，并作為省內交易的邊界條件。本文中的物理執行包含以下兩層含義：中長期交易需基于調度機構提供的電網安全約束開展，調度機構需對交易結果進行安全校核;通過安全校核的交易結果需優先保障，并由調度機構剛性執行。

　　省間交易需物理執行的理由為：為確保兩級交易均能有效開展，需要鎖定其中一級的交易結果，并以其為邊界開展另一級交易。而不同省內的電力市場交易機制不同，因此通過省間優先出清來實現不同省內市場的物理解耦，采用該原則的原因是：考慮不同省區的經濟發展狀況不同，通過省間剛性執行可在一定程度上保障不同省區市場主體的權益，避免省間交易給省內市場帶來較大沖擊;組織電力交易與開展合約結算的交易機構保持一致，保留現行兩級交易分級結算模式。

　　2)省間與省內交易交割周期統一為1h。

　　交易標的為精確到每個交割時段的電能量，并在交割開始前明確分時段的交易量和價格。每次交易能夠為后續組織的交易提供確定的邊界，該邊界不可變更，從而確保后續交易的公平性不受影響。例如，在以月為交割時段的交易開展前，前續年度交易在該月的交割量需確定。交易偏差的認定與交割的顆粒度一致。根據國外成熟電力市場的實施經驗，電力中長期市場的交易為定期開市的金融或遠期合約交易市場，通過標準化或場外的常態化遠期交易，確保電力商品的流動性。北歐電力期貨市場通過納斯達克交易所實現交易，美國自紐約商品交易所開市逐步引入電力期貨交易。

　　雖然我國電力中長期交易仍以實物交割為基本原則，尚未引入金融工具作為電力商品規避風險的手段，但實物交易仍有借鑒國外電力交易所經營模式的必要，省間可采用常態化開市模式，為市場主體靈活交易提供必要條件。南方區域省間交易需由現有根據市場主體交易需求為特定主體和品種組織交易的“個性化”模式，轉變為按照固定周期常態化開市的“標準化”模式。交易開市周期的制定原則可參考國外，各周期中長期交易根據交易標的交割日期周期性開市;按日交割的電能交易連續開市，并在交割時刻的一定時間前定期關閘。交易標的隨交割日期臨近逐步細化。同一周期內省間與省內交割的最小顆粒度需保持一致。

　　3)省間交易偏差由省內承接并疏導至全部主體。

　　因電力商品的特殊性，在交易達成后的實際執行中會不可避免地產生偏差。市場的交易規則設計中需明確偏差電量的結算原則及價格機制。交易機構依據交易合約對交易執行情況進行結算，并對合約外產生的各類偏差按偏差處理機制進行結算。

　　在兩級交易的模式下，每個終端主體產生的偏差電量無法區分是來源于省間還是省內，為了實現省間、省內兩級交易的偏差結算有機統一，避免發生對偏差電量重復統計引起的二次考核，需滿足以下2個條件：統一偏差電量的統計顆粒度，即省間與省內電力交易的所有合約最小交割周期需保持一致;省間市場偏差在省內市場需統一承接，并按照省內市場的偏差價格形成機制疏導至全部主體。

　　3南方區域省間中長期交易的實現方式

　　3.1遞進模式的交易機制框架

　　針對目前省間交易按月組織、標的為全月總量的現狀，為充分體現電力商品的時間屬性，與省內現貨市場有序銜接，縮小執行偏差，優化偏差價格機制，本文提出將電量標的細化至分時曲線的交易優化路徑，設計以周、日電量為標的交易品種，并提出與現有年、月度交易銜接并定期開市的實施路徑。根據交易標的的時段不同，引入交易級別的概念，交易級別從高到低分為年度、月、周、多日及日、小時，前4個級別為中長期交易范疇，最后1個級別為現貨交易范疇。

　　考慮市場主體對負荷及發電能力預測的不確定性以及逐步逼近實際的客觀情況，為確保先開展的交易可物理執行，在中長期交易的不同周期為市場主體提供不同程度調整曲線的交易品種，促使購售雙方協商使交易計劃曲線逐步逼近實際負荷曲線，提高調度可執行性，減少結算偏差。

　　高級別的交易優先于低級別的交易進行開展，且高級別的交易在某級別的分解顆粒度需與當前級別交易的最小交割時段保持一致，從而確保各級別交易逐步細化銜接。各級別交易標的可通過以下2種方式實現最小交割時段的逐步細化。

　　1)能量塊模式。所有級別的交易在交易申報時直接按照最低級別交易的最小交割顆粒度進行等量分解，將交易標的標準化。市場主體可選擇對特定時段的電力進行交易，如基荷、腰荷、峰荷。交易一旦成交則曲線固定，不可變更。

　　2)逐步細化模式。長周期的中長期交割采取先確定總量、再逐步分解的方式。越近的中長期合同可以分解得越細。長周期的電量合同在較短周期交易之前分解為較短周期的電量合同。高級別的交易僅約定總電量，下一級交易組織前確定上一級交易在本級交割時段的電量。需要說明的是，不論哪種實現方式，已成交合約在交易電量交割完成后均不可調整。市場主體對合約調整僅可通過事前協商或參與新交易的方式實現。

　　3.2省間交易機制實現方式

　　3.2.1交易周期及品種

　　省間中長期交易設置年及年以上、月、周、日4類周期交易。在交易品種設置方面，省間交易的參與主體不多，仍以省級電網公司為主，以直接交易為補充，考慮當前改革的實施階段，省政府間框架協議、國家指令計劃等優先發購電計劃，以及扶貧、支援等政策性定向交易的出清方式及偏差處理方式需在交易組織前明確。此外，省間交易中所有“網對網”的交易合約需在交割前明確具體的電廠或用戶主體，即分解至“終端主體”，并以此作為市場主體直接參與省間或省內交易的邊界條件。

　　3.3交易組織流程

　　對于同一交割時段的標的，交易應按照級別依次組織。同一級別的省間交易優先于省內交易進行開展。

　　1)交易準備。每個周期交易開市前，由調度機構披露最新的輸電通道能力、線路及設備檢修計劃、負荷預測等基本信息，并預先給出交易約束條件。信息披露的顆粒度應與交易標的最小交割時段一致。2)交易申報。市場主體可根據自身在標的時段內的可交易電量和電力約束申報交易計劃曲線。雙邊協商曲線由市場主體協商確定，場內交易曲線由交易中心按照歷史典型曲線確定。

　　3)交易出清。交易中心按照當前交易級別的最小交割時段，對每個時段的電量進行出清。在月度交易中，某一交割時段年度交易分解形成的月度電量優先于月度交易電量出清;在周交易中，某一交割時段月度交易分解形成的周電量優先于周增量交易出清。對于同一易級別中的交易標的，政府明確的優先電量優先于市場電量出清。上述出清條件均相同時，按照申報時間先后順序依次出清;同一時間申報的，按申報電量比例進行出清。4)安全校核。調度機構根據出清結果，反饋通道能力越限情況。在當前階段，上一級別交易合約優先分配輸電權，后續可考慮與輸電權交易機制配合組織。安全校核優先保障高級別交易的可執行性，這是由于高級別交易為遠期交易，不確定性更大，需優先保證該交易交割，調度機構預留電網的安全裕度更大。

　　5)交易計劃。設某一級別交易關閘時刻為t，則匯總t時刻之前申報并通過校核的全部交易結果，形成該級別的交易計劃。與前述一致，年度交易計劃最小標的周期為月，月度計劃最小標的周期為周，周計劃最小標的周期為日，日計劃標的周期為1h。最低級中長期交易即日交易閉市后通過安全校核的交易計劃即為最終提交調度執行的正式交易計劃。6)交易執行。正式交易計劃由調度機構物理剛性執行。該計劃不可再調整，若出現供需形勢變化、新增清潔能源需要消納或發生電網事故等情況，則由調度機構在中短期市場另行處理，并按照偏差處理機制結算。

　　4南方區域省間中長期偏差處理機制設計

　　4.1省間偏差電量的分類

　　偏差電量是指電網實際計量電量與交易計劃之間的電量差。在省間僅有中長期電力市場而沒有現貨市場的情況下，中長期交易關閘時不能保證電網實際發用電需求與中長期成交合約完全一致，交易計劃與調度基于負荷預測的運行計劃之間存在電量差。偏差電量應根據分時交易計劃按照對應時段進行統計。

　　因此，本文根據中長期交易偏差電量的形成方式，將偏差電量分為事前偏差及事后偏差。事前偏差指調度實際運行需求與全部中長期合約的偏差，包括非市場用戶的用電預測偏差和市場用戶需求中未成交電量兩部分。這部分偏差電量類似于現貨市場中的日前交易電量，在交易執行前已知，且調度機構可控。事前偏差可劃分明確的送受主體，可直接為交易結算提供電量認定依據，用Q1表示。事后偏差即在調度執行過程中發生的實際計量電量與調度運行計劃之間的偏差，這部分偏差為不可預計的偏差，且難以控制，用Q2表示。

　　4.2省間偏差電量的定價機制

　　4.2.1事前偏差價格

　　根據4.1節所述，由于事前偏差電量是調度機構考慮負荷預測與交易計劃偏差進行計劃安排調整而產生的，且可由調度機構明確偏差電量的責任主體及其導致的偏差，因此偏差電量的價格機制應考慮上述兩方面原因進行制定。

　　4.3省間偏差電量的責任主體

　　當某一交易主體的對手方并非只有1個時，難以將偏差電量的責任主體通過計量手段客觀地進行確認，若針對每個合約約定了不同的偏差處理方式，則交易機構需要事前明確所有交易產生偏差電量的分割及分攤原則，并向參與市場主體披露。在兩級交易模式下，還涉及省間偏差電量在省內分攤的問題。在兩級交易模式下，根據偏差來源，可將偏差電量分為省間偏差和省內偏差，相應地將市場主體按市場準入范圍、計量方式分為3類。1)第一類市場主體為通過專項輸電網絡傳輸的獨立電廠和專線用戶，即僅參與省間交易的主體。偏差電量由省間交易產生，可單獨計量。該類主體由跨省區交易中心負責合約及偏差結算。

　　2)第二類市場主體為通過省內公用電網方式參與省內、省間兩級市場的主體。合約由兩級交易中心分別計算，偏差電量需兩級交易中心統籌處理。3)第三類市場主體為通過省內公用電網僅參與省內市場的主體。偏差電量由省內交易產生，由省級交易中心負責合約及偏差結算。省級電網公司并非發用電主體，在參與省間“網對網”交易時，其主要職責是代理省內的發電企業參與交易，需將代理的交易合約及曲線根據交易或既定分配原則分解至省內的市場主體，確保交易合約能夠被終端主體承接。偏差電量由獲得分解電量的終端主體承擔。

　　4.4省間偏差電量結算方式

　　因電網結構無法割裂，兩級市場交易產生的偏差電量同樣無法分割，省間與省內市場的偏差電量結算流程需依序串行開展。1)省間偏差。(1)第一類市場主體僅參與省間交易，可直接計算實際執行總電量以及偏差電量。(2)省間公用電網的偏差由第二類、第三類市場主體共同產生。偏差電量由省級電網公司統一承接，在省內統籌處理。2)省內偏差。根據省間偏差電量的價格和偏差電量計算省間偏差費用，并將其納入省內不平衡資金池，按發電或用戶側的各市場主體實際執行電量與合約電量偏差程度，按一定比例將不平衡資金分攤給省內市場主體。上述處理方式規避了利用電量分割算法對偏差電量進行分攤的公平性問題，并且實現了省內市場主體在偏差責任分攤上的無歧視性。

　　5結論

　　本文針對南方區域省間中長期交易存在的問題，開展了基于兩級交易模式的交易組織和偏差處理機制研究，主要結論如下：

　　1)在現有年、月度交易的基礎上，提出按照交易組織周期逐步遞進、細化交割標的的交易機制，明確了下一級別交易開市前上一級交易在本級交易的交割總量的確定原則，保障了交易的順利銜接與時序遞進;2)提出現有電量交易向帶分時曲線電力交易轉變的實施路徑，并系統說明了如何逐級對電量進行分解形成分時曲線;3)提出在沒有現貨市場的情況下中長期交易與執行電量間存在的2類偏差電量，分別設計了兩級交易機制下2類偏差電量的價格機制及結算方式;4)為省間與省內市場的交易組織和結算機制的銜接提供了清晰可行的實現路徑，明確了交易按時統計分解至終端主體的總體原則。

　　本文提出的交易及結算機制在基于現有兩級交易的基本模式下，可為市場主體提供更加豐富的交易品種，實現電力交易行為與市場供需形勢的有機聯動，通過不斷細化和疊加的交易組織，實現交易計劃與實際需求的逐步逼近，同時可在遵守中長期交易基本原則的前提下，推進與現貨市場的銜接，為省間中長期交易的進一步完善提供可行的優化路徑。

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　　作者：許喆，陳瑋，丁軍策

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