深度文章｜ 跨省区中长期连续交易机制的实现模式研究

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。

图2 电能量交易时序图Fig. 2 Transaction timing diagram of electric energy

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。