深度文章｜跨省区中长期连续交易机制的实现模式研究

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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