摘要

基于我國南方區(qū)域現(xiàn)有的跨省區(qū)中長期電力交易特點,提出了一種跨省區(qū)連續(xù)交易機制實現(xiàn)方案,重點闡述了跨省區(qū)交易機制與省內(nèi)中長期及現(xiàn)貨的交易時序要求,并針對網(wǎng)省兩級電力市場協(xié)調(diào)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(shè)計思路。所提出的跨省區(qū)中長期交易機制可通過市場化手段提高發(fā)電主體參與跨省區(qū)交易的積極性,從而達(dá)到落實“西電東送”戰(zhàn)略、促進(jìn)清潔能源水電消納的目標(biāo)。

0 引言

2015年3月15日,國家發(fā)改委發(fā)布了《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(中發(fā)〔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(gòu)以及33家省級電力交易機構(gòu)。廣州電力交易中心負(fù)責(zé)南方電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)間的電力交易,負(fù)責(zé)落實國家西電東送戰(zhàn)略,落實國家指令性計劃、地方政府間框架協(xié)議,為跨區(qū)跨省市場化交易提供服務(wù),促進(jìn)省間余缺調(diào)劑和清潔能源消納,逐步推進(jìn)全國范圍的市場融合,在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置資源。

南方區(qū)域跨區(qū)跨省已有年度協(xié)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(qū)域跨省區(qū)電力交易中落實國家西電東送戰(zhàn)略、國家指令性計劃的協(xié)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(nèi)臨時增量交易為主?，F(xiàn)有跨區(qū)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(fù)荷側(cè)及發(fā)電側(cè)的短時變化做出快速的交易響應(yīng),實施方式難以滿足電廠和負(fù)荷側(cè)市場主體的交易需求。另外,隨著國家電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的加速推進(jìn),南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場啟動試運行,現(xiàn)行的跨省區(qū)電力中長期交易機制將難以與之銜接。

1 南方區(qū)域跨省區(qū)中長期電力市場現(xiàn)狀

1.1 南方區(qū)域電源及負(fù)荷特點

我國南方區(qū)域的電力供需呈現(xiàn)典型的分散式分布特點。負(fù)荷中心與電源分別分布于東部與西部。其中東部廣東省負(fù)荷約占南方電網(wǎng)覆蓋區(qū)域的四分之一,而西部云南、貴州省內(nèi)負(fù)荷較低,電源裝機遠(yuǎn)超負(fù)荷需求,為典型的電力外送省份。南方區(qū)域跨省區(qū)電能主要潮流為云南、貴州西部省份的電能通過跨省區(qū)的超、特高壓交、直流輸電系統(tǒng),送往負(fù)荷較高的廣東和廣西。按季節(jié)特點來看,因西部省分冬季氣溫較低,采暖負(fù)荷比例大幅增高,西部省內(nèi)負(fù)荷高峰集中在冬季;東部夏季氣溫升高,空調(diào)制冷負(fù)荷增多,導(dǎo)致東部省區(qū)夏季負(fù)荷較高。東西部負(fù)荷特性、電源結(jié)構(gòu)及分布呈現(xiàn)較好的互補優(yōu)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(tǒng)調(diào)發(fā)電2.7×105GW•h,通過西電東送外送比例達(dá)52%,且主要集中在5—10月夏季,豐水期電量達(dá)全年總送電的72%。而廣東省內(nèi)電源結(jié)構(gòu)則以火電、核電機組為主。火電、核電發(fā)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(yōu)勢,因此跨省區(qū)電力市場化交易對東部負(fù)荷省份、西部發(fā)電企業(yè)均有較高的吸引力。

1.2 南方區(qū)域電力市場化開展情況

1.2.1 省內(nèi)市場

我國省內(nèi)市場化的電力交易主要以發(fā)電企業(yè)與大用戶或售電公司代理的用戶企業(yè)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(qū)域典型送、受電省份進(jìn)行詳細(xì)分析。云南省的電力直接交易為發(fā)電企業(yè)與用戶或售電公司通過雙邊協(xié)商以及掛牌等場內(nèi)交易方式進(jìn)行市場化交易。云南省內(nèi)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(xiàn)明顯的季節(jié)性特點。廣東省內(nèi)進(jìn)入市場的發(fā)電企業(yè)以火電為主,受季節(jié)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(qū)市場

基于云南水電外送需求與廣東的電力供應(yīng)特點,南方區(qū)域目前開展的跨省區(qū)市場化電力交易主要為云南水電企業(yè)與廣東電網(wǎng)公司之間的富余水電外送的“點對網(wǎng)”電力交易,廣東電網(wǎng)公司作為單一購買方。目前的交易機制下,跨省區(qū)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(shù)平均值。剔除省間輸電費用后,枯期廣東省內(nèi)的市場化交易價格略低于云南,汛期云南省內(nèi)交易價格則遠(yuǎn)低于廣東。圖1為2018年云南、廣東省內(nèi)市場化價格及跨省區(qū)市場化測算價格。

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

2 南方區(qū)域現(xiàn)有跨省區(qū)中長期交易模式存在的問題

目前,我國跨省區(qū)交易正處于起步階段,在現(xiàn)有條件下,南方區(qū)域跨省區(qū)交易定價模式為參與跨省區(qū)交易的市場主體根據(jù)送受雙方所在省內(nèi)電力市場一段時間的平均成交價格,約定相對穩(wěn)定的交易價格形成機制,價格形成后在一段時間內(nèi)(如1個月)不再調(diào)整。參與跨省區(qū)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(xiàn)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(biāo)的的電能量交易,即交易執(zhí)行月的每一時段的單位電量價值一致,無法考慮1個月內(nèi)不同日期、不同時段的電量在時間維度的稀缺性。例如節(jié)假日與工作日,單日內(nèi)的峰、平、谷不同時段內(nèi)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(xiàn)。

2）市場化的活躍度偏低。

當(dāng)前跨區(qū)跨省電力市場未完全放開,西電東送仍以協(xié)議電量為主,市場化電量比例很小。在以區(qū)域調(diào)度為跨區(qū)跨省交易執(zhí)行主體的背景下,調(diào)度機構(gòu)以節(jié)能、環(huán)保、經(jīng)濟(jì)的為主要原則,使得能耗和污染物排放最少成為主要優(yōu)化目標(biāo),進(jìn)而導(dǎo)致購電省份在一定程度上承擔(dān)無條件全額消納西部富余清潔能源的義務(wù)。而保底消納電量的價格機制與通過跨省區(qū)場內(nèi)集中交易的電量價格機制相同,造成發(fā)電主體參與跨省區(qū)市場化交易的競爭性不足,場內(nèi)集中交易優(yōu)勢有限,無法起到鼓勵市場主體參與區(qū)域市場化交易、推動市場進(jìn)一步放開、推進(jìn)區(qū)域市場建設(shè)的導(dǎo)向作用。

3）跨省區(qū)市場化交易與省內(nèi)市場化交易的偏差處理銜接機制不完備。

目前跨省區(qū)結(jié)算原則為“點對網(wǎng)”市場化交易電量優(yōu)先進(jìn)行結(jié)算、“網(wǎng)對網(wǎng)”協(xié)議電量為交易執(zhí)行偏差兜底,并在可年內(nèi)逐月滾動調(diào)整;部分省內(nèi)市場化結(jié)算原則為月度清算。兩級市場化的偏差處理機制不統(tǒng)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(xiàn)階段跨區(qū)跨省交易的執(zhí)行偏差尚無明確的結(jié)算價格機制,只能采用偏差責(zé)任各方主體另行協(xié)商清算的事后解決方式,屬于先執(zhí)行、后交易,有違電力交易的公平和嚴(yán)肅性,不利于電力市場的健康有序發(fā)展。

4）交易組織頻次無法滿足現(xiàn)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(fēng)電廠等清潔能源的發(fā)電能力預(yù)測準(zhǔn)確度相匹配,導(dǎo)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(fā)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(fā)展需要。

3 連續(xù)交易機制的設(shè)計

3.1 連續(xù)交易機制應(yīng)滿足的基本條件

針對南方區(qū)域現(xiàn)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(qū)域內(nèi)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(qū)中長期連續(xù)交易機制。根據(jù)現(xiàn)有跨區(qū)跨省交易存在的問題以及相關(guān)的研究結(jié)論,交易機制應(yīng)滿足以下基本條件：

1）交易機制應(yīng)與我國基本國情、目前國內(nèi)電力市場的技術(shù)水平、發(fā)展程度相適應(yīng)。

文獻(xiàn)[1]明確分析了我國電力市場的現(xiàn)狀,并指出我國電力市場的建設(shè)尚處于起步階段,交易基礎(chǔ)數(shù)據(jù)采集、技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)尚不完備,交易機制設(shè)計應(yīng)兼顧交易本身的實效與交易成本。即應(yīng)基于現(xiàn)有的交易系統(tǒng)、計量系統(tǒng)技術(shù)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(xiàn)階段電力市場發(fā)展以省為實體,而南方區(qū)域各省經(jīng)濟(jì)發(fā)展情況不同步,因此在跨省區(qū)連續(xù)交易機制設(shè)計仍需確保各省內(nèi)電力市場價格和供需基本穩(wěn)定,可通過跨省區(qū)交易的優(yōu)先出清且物理執(zhí)行的原則加以保證。通過優(yōu)先出清,避免各省內(nèi)市場受到跨區(qū)跨省交易規(guī)模及價格的影響;物理執(zhí)行即可實現(xiàn)跨省區(qū)市場與省內(nèi)市場的解耦,使省間交易結(jié)果作為省內(nèi)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(shè)計應(yīng)考慮跨省區(qū)市場化交易的市場力防范。

文獻(xiàn)[12-13]分析了我國現(xiàn)行兩級電力市場的總體架構(gòu),著重分析了市場化交易的賣方市場里的形成及其弊端?？缡^(qū)交易必然存在購電省的電網(wǎng)公司代表尚未進(jìn)入市場的用戶參與交易,再將降價空間疏導(dǎo)至省內(nèi)非市場用戶的客觀情況,省級電網(wǎng)公司作為購買方具有強大購買力。而作為賣方的發(fā)電企業(yè)數(shù)量有限,五大發(fā)電集團(tuán)市場份額較高,售電側(cè)市場競爭也不充分,易形成賣方的市場力?？缡^(qū)交易的購售電雙方分屬不同省區(qū),經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平存在差異、省內(nèi)市場的價格水平也不同。因此,應(yīng)在兼顧省內(nèi)電力直接交易市場并存的情況,設(shè)計滿足省內(nèi)供應(yīng)、并可充分競爭的省間市場交易機制,避免因電網(wǎng)企業(yè)、大型發(fā)電集團(tuán)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(dǎo)市場主體自主參與跨區(qū)跨省市場化交易。

中長期交易市場實質(zhì)為一種遠(yuǎn)期合同市場,合理的交易機制應(yīng)滿足市場主體通過交易規(guī)避風(fēng)險,且具有適當(dāng)流動性的需求[14]。交易機制應(yīng)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(fā)生變化而需要場內(nèi)交易時,交易機構(gòu)能夠盡快對其交易需求進(jìn)行響應(yīng)。此外,跨省區(qū)的市場化交易應(yīng)避免對送、受端省內(nèi)的市場價格及形勢造成較大波動。

4）交易機制能體現(xiàn)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(biāo)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(biāo)的拆分成以小時為單位的電能量標(biāo)的,電能量標(biāo)的價格應(yīng)與標(biāo)的時段內(nèi)送端省、受端省的負(fù)荷曲線相關(guān)聯(lián),即體現(xiàn)峰谷不同時段的供需關(guān)系,從而更符合經(jīng)濟(jì)學(xué)原理。當(dāng)現(xiàn)貨條件成熟時,應(yīng)與省內(nèi)現(xiàn)貨市場的分時價格趨勢,尤其受端省份的現(xiàn)貨價格趨勢相匹配。在市場建設(shè)起步無現(xiàn)貨階段,可簡化為分峰、平、谷時段的交易標(biāo)的。

5）交易機制應(yīng)與發(fā)電量預(yù)測、調(diào)度運行方式等相銜接。

跨省區(qū)市場主要以水電及風(fēng)電、光伏等新能源企業(yè)為主,各發(fā)電主體對發(fā)電能力的預(yù)測能力不同,交易行為也不同。為盡量避免不同市場主體預(yù)測準(zhǔn)確性的差異而導(dǎo)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(zhí)行時間的交易提前量,及高自由度的交易品種。同時為調(diào)度機構(gòu)在日計劃安排及現(xiàn)貨市場留出足夠的數(shù)據(jù)準(zhǔn)備時間[17]。

3.2 連續(xù)交易機制的具體設(shè)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(chǔ),周交易在月度交易基礎(chǔ)上進(jìn)行增量調(diào)整,日交易在周交易基礎(chǔ)上進(jìn)行增量調(diào)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(jìn)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(chǔ)上,綜合考慮未來一周的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、供需形勢等變化,針對次周的分時電量進(jìn)行交易。日增量交易則每日連續(xù)開市,可申報的標(biāo)的為交易日后2個自然日的分時電量。當(dāng)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(gòu)提前于交易公告中明確當(dāng)日每一周期交易的申報時段。圖2為連續(xù)交易的電能量交易時序圖,其中D為交易標(biāo)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(xù)開市,能夠兼顧計量系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集與交易組織市場主體的申報需求。常規(guī)交易可申報2個自然日的分時電量,具有以下3點優(yōu)勢。一是考慮中長期與現(xiàn)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(xiàn)貨市場實現(xiàn)交易,2日后的電量可通過上述連續(xù)交易機制實現(xiàn)交易。二是交易結(jié)果能夠提前2日提交調(diào)度機構(gòu),為調(diào)度機構(gòu)預(yù)留充足時間進(jìn)行運行方式安排。三是最大限度縮短交易開市與實際執(zhí)行的時間,提高市場主體發(fā)電預(yù)測的準(zhǔn)確性,尤其是無調(diào)節(jié)能力的徑流式水電廠以及風(fēng)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(biāo)的

交易標(biāo)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(biāo)準(zhǔn)化曲線及自定義曲線量。通過不同時段曲線的設(shè)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(biāo)準(zhǔn)化曲線。由交易機構(gòu)設(shè)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(shè)定應(yīng)參考跨省區(qū)綜合典型送電曲線,另外可考慮設(shè)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(gòu)設(shè)置的典型曲線進(jìn)行申報。

2）自定義曲線。市場主體可自由申報交易周期內(nèi)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(guī)模上限。為保證送、受端省內(nèi)電力市場價格相對穩(wěn)定,需對跨省區(qū)市場進(jìn)行交易電量上限約束。當(dāng)前階段,可由送、受端省調(diào)度及交易機構(gòu)根據(jù)省內(nèi)負(fù)荷預(yù)測動態(tài)統(tǒng)一測算參與省內(nèi)及跨省區(qū)市場的電能量交易規(guī)模。

跨省區(qū)市場的交易規(guī)模應(yīng)綜合考慮跨省區(qū)輸電通道能力、購電省份購電需求、送電省主體的總可發(fā)電能力。交易規(guī)模Qt的取值范圍如下：

3.2.4 交易方式

按照跨省區(qū)中長期交易參與主體,可分為“點對點”“點對網(wǎng)”“網(wǎng)對網(wǎng)”3種?？紤]后兩種模式中電網(wǎng)公司作為單一購買方時對市場力影響較大,故而電網(wǎng)公司的交易優(yōu)先程度應(yīng)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(jìn)行。尤其應(yīng)充分考慮當(dāng)電網(wǎng)企業(yè)因承擔(dān)消納清潔能源義務(wù)而參與交易時,其交易優(yōu)先次序及應(yīng)排在最后?？缡^(qū)電力交易優(yōu)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(nèi)電量及價格,自動撮合的方式。

第二階段為“點對網(wǎng)”交易：當(dāng)發(fā)電側(cè)市場企業(yè)競爭較充分時,宜采用單邊集中申報,邊際出清模式。當(dāng)發(fā)電側(cè)市場主體集中度高時,可采用電網(wǎng)企業(yè)單邊掛牌的形式,由購方電網(wǎng)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(wǎng)對網(wǎng)”交易：網(wǎng)對網(wǎng)交易應(yīng)在發(fā)電企業(yè)參與申報之后,即全部發(fā)電企業(yè)及用戶申報并出清之后。

3.2.5 交易價格

“點對點”跨省區(qū)交易的價格形成方式應(yīng)優(yōu)先通過市場主體自主申報形成,兼顧送受端兩省內(nèi)中長期電力交易情況,設(shè)定交易價格的上、下限。當(dāng)市場采用“點對網(wǎng)”掛牌交易模式時,購方電網(wǎng)企業(yè)掛牌價格可以參考跨省區(qū)“點對點”交易的分時平均價格確定。當(dāng)購方電網(wǎng)企業(yè)因承擔(dān)消納清潔能源義務(wù)而參與交易時,價格應(yīng)參考市場最低限價,或在該時段跨省區(qū)中長期交易平均成交價格基礎(chǔ)上的下浮一定百分比,并做出預(yù)先約定。

3.2.6 交易出清原則

中長期校核采用交易校核,調(diào)度不再安排安全校核。交易校核的邊界條件根據(jù)調(diào)度機構(gòu)在交易組織前提供的最新網(wǎng)絡(luò)約束形成,并按照具體出清規(guī)則進(jìn)行結(jié)果調(diào)整。當(dāng)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(jù)交易結(jié)果調(diào)整下一場交易的邊界條件。

交易校核出清結(jié)果視作正式交易結(jié)果,與省內(nèi)市場分時中標(biāo)合同、省間的協(xié)議合同匯總,形成交易主體的完整成交合同,一并等待執(zhí)行。

3.2.7 交易結(jié)算要求

連續(xù)交易機制下,交易執(zhí)行偏差應(yīng)按照交易合約的分時電量比例分割至相應(yīng)的交易合約。偏差部分由所有責(zé)任主體按實際執(zhí)行的偏差電量分?jǐn)?。在非現(xiàn)貨模型下,偏差結(jié)算價格應(yīng)與送、受端省內(nèi)中長期價格聯(lián)動;現(xiàn)貨模式下,偏差結(jié)算價格應(yīng)與售電側(cè)、購電側(cè)省內(nèi)現(xiàn)貨市場價格聯(lián)動?？缡^(qū)電力市場的結(jié)算周期與省內(nèi)結(jié)算周期保持一致,并根據(jù)結(jié)算關(guān)口進(jìn)行偏差電量分割。

4 連續(xù)交易機制的配套條件

為實現(xiàn)連續(xù)交易機制,需對交易形成的合約調(diào)整、信息披露、交易技術(shù)支持系統(tǒng)提出相配合的特殊要求。

4.1 連續(xù)交易機制的合約調(diào)整

為盡量減少交易合約和執(zhí)行之間的偏差,應(yīng)設(shè)置與電能量市場交易周期頻次相同的合約轉(zhuǎn)讓交易,即以日為周期組織跨省區(qū)合約轉(zhuǎn)讓交易。市場主體基于已持有的未執(zhí)行交易合約,可在交割前通過場內(nèi)合同交易調(diào)整。但為了規(guī)避市場主體惡意套利,對同一交易場次內(nèi)的同一標(biāo)的,應(yīng)禁止同時有買入和賣出操作,且應(yīng)保證合約轉(zhuǎn)讓后剩余合約發(fā)電量大于等于0。合約轉(zhuǎn)讓實現(xiàn)路徑有兩個,路徑一為組織發(fā)、用電主體之間進(jìn)行發(fā)、用電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易,該路徑不影響跨省區(qū)市場已成交的電力及電量總額。路徑二為組織發(fā)電主體與購電主體之間進(jìn)行合同回購交易,該路徑對跨省區(qū)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(yīng)視省內(nèi)、省間市場的供需情況及售電側(cè)省份市場主體的實際發(fā)電能力情況綜合考慮。

4.2 連續(xù)交易機制的信息披露要求

為保障連續(xù)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(guān)信息獲取程度的一致性,交易相關(guān)信息披露的及時性及準(zhǔn)確性至關(guān)重要。信息披露的內(nèi)容及時限要求應(yīng)包含以下幾點：

1）調(diào)度機構(gòu)需以日為單位,滾動提供下一交易標(biāo)的執(zhí)行時段范圍內(nèi)的分時通道能力。

2）調(diào)度機構(gòu)應(yīng)以日為單位向市場主體披露供需形勢、有關(guān)設(shè)備檢修時段、網(wǎng)絡(luò)受限時段等分時信息。

3）交易機構(gòu)應(yīng)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(gòu)應(yīng)按日出清當(dāng)日全部交易結(jié)果,并匯總生成各主體的月、周、日交易計劃,滾動提供調(diào)度機構(gòu),由調(diào)度機構(gòu)執(zhí)行。

5）交易機構(gòu)應(yīng)按日向市場主體披露跨省區(qū)范圍內(nèi)各省區(qū)內(nèi)及跨省區(qū)的日、周、月度中長期交易平均價格。

6）交易機構(gòu)應(yīng)及時向市場主體披露跨省區(qū)中長期的執(zhí)行的偏差情況及偏差價格。

4.3 交易技術(shù)支持系統(tǒng)應(yīng)具備的條件

連續(xù)交易以日為交易周期,交易標(biāo)的曲線分解至小時,故交易支持系統(tǒng)最低應(yīng)支持按小時更新數(shù)據(jù)。為實現(xiàn)交易有序、高效開展,結(jié)合當(dāng)前國內(nèi)電力交易技術(shù)支持系統(tǒng)發(fā)展水平以及計量和營銷系統(tǒng)的采集水平,連續(xù)交易機制應(yīng)滿足以下基本要求。

1）跨省區(qū)交易機構(gòu)及省內(nèi)交易機構(gòu)的兩級交易技術(shù)支持系統(tǒng)應(yīng)動態(tài)共享市場主體的交易信息,實時交互參與跨省區(qū)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(shù)據(jù)。

2）交易系統(tǒng)應(yīng)與調(diào)度運行管理系統(tǒng)(operation management system,OMS)進(jìn)行實時交互,定期獲取通道能力、檢修計劃等調(diào)度信息。數(shù)據(jù)的交互頻率最低應(yīng)達(dá)1 h。

3）交易系統(tǒng)建設(shè)應(yīng)具備自動刷新交易準(zhǔn)備信息并按日自動啟動交易的條件,交易組織方式應(yīng)支持以掛牌、集中競價等方式。并根據(jù)交易組織方式,對市場主體的申報情況進(jìn)行自動撮合計算。

4）交易系統(tǒng)應(yīng)自動生成并發(fā)布交易結(jié)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(xù)交易機制的應(yīng)用分析

5.1 連續(xù)交易機制的應(yīng)用基礎(chǔ)

隨著我國電力市場改革的深入,目前已經(jīng)初步具備了實現(xiàn)連續(xù)交易機制的基礎(chǔ)條件,且南方電網(wǎng)區(qū)域正在逐步推進(jìn)連續(xù)交易機制的實施。

1）技術(shù)可行性。

交易組織頻次大幅提高。連續(xù)交易預(yù)計每年度需進(jìn)行320場交易,是現(xiàn)有交易量的10倍。目前國內(nèi)各電力交易機構(gòu)已經(jīng)搭建了成熟的交易技術(shù)支持系統(tǒng),并已初步建成跨省跨區(qū)及省級交易機構(gòu)統(tǒng)一電力交易平臺,可實現(xiàn)交易數(shù)據(jù)的快速自動處理及發(fā)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(diào)度的數(shù)據(jù)交互的時效性要求提高。電網(wǎng)約束條件由現(xiàn)有每月交互提升至每日交互。目前跨省區(qū)電力交易機構(gòu)已在開發(fā)調(diào)度系統(tǒng)與交易系統(tǒng)的數(shù)據(jù)接口,開發(fā)完成后可實現(xiàn)相關(guān)數(shù)據(jù)的實時交互。

計量裝置電量統(tǒng)計周期縮短。由現(xiàn)有按峰、谷兩時段統(tǒng)計轉(zhuǎn)變?yōu)槊啃r統(tǒng)計?，F(xiàn)有大多數(shù)跨區(qū)跨省的計量裝置采集周期均可達(dá)到每15 min 1次,可滿足連續(xù)交易的數(shù)據(jù)采集要求。少量不滿足要求的裝置可通過改造升級實現(xiàn)按小時采集。

2）政策可行性。

國家政策的支持。國家關(guān)于推動電力市場改革的政策要求具備條件地區(qū)逐步建立以中長期交易為主,現(xiàn)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(fā)電預(yù)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(dǎo)致較大的交易執(zhí)行偏差,市場主體的交易風(fēng)險較大,通過連續(xù)的電力交易,可以減小交易執(zhí)行偏差,更好保障市場主體利益。

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

5.2 連續(xù)交易機制的預(yù)期應(yīng)用效果

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

1）將現(xiàn)有的全月度總電量為交易標(biāo)的的電能量交易,細(xì)化為以帶分時曲線的日電量為交易標(biāo)的的交易,交易標(biāo)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(xiàn)有月度交易周期優(yōu)化為每個工作日開市,且優(yōu)化了交易價格機制,更能快速響應(yīng)市場的交易需要,增加市場流動性,可促進(jìn)市場主體根據(jù)自身需要靈活參與交易,進(jìn)一步提升市場活躍度。

3）連續(xù)交易的合約偏差電量按合約比例分?jǐn)?解決了省間及省內(nèi)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(fēng)電廠等清潔能源的發(fā)電能力預(yù)測準(zhǔn)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(jié)論

本文基于我國南方區(qū)域現(xiàn)有的跨省區(qū)中長期電力交易特點,重點闡述了現(xiàn)有技術(shù)條件下跨省區(qū)電力交易存在的瓶頸,并分析了南方現(xiàn)貨起步后,跨區(qū)跨省中長期電力交易亟待解決的問題。根據(jù)以上分析,提出了一種跨省區(qū)連續(xù)交易機制實現(xiàn)方案,重點闡述了交易機制與省內(nèi)中長期及現(xiàn)貨的交易時序要求,并對網(wǎng)省兩級電力市場協(xié)調(diào)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(shè)計思路。本文提出的連續(xù)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(xiàn)與省內(nèi)中長期市場及現(xiàn)貨市場進(jìn)行有序銜接。在落實西電東送戰(zhàn)略的前提下,該連續(xù)交易機制預(yù)期可通過市場化手段引導(dǎo)發(fā)電主體參與跨省區(qū)交易,引導(dǎo)區(qū)域范圍內(nèi)資源的優(yōu)化配置,同時達(dá)到促進(jìn)清潔能源消納目標(biāo)。

本文僅從理論角度對跨省區(qū)電力中長期交易機制提出了其中的一種可能的設(shè)計思路,但尚未基于市場主體的特點進(jìn)行詳細(xì)的仿真論證。后續(xù)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(yīng)用可行性。

來源：電網(wǎng)技術(shù)