深度文章｜跨省区中长期连续交易机制的实现模式研究

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。