如何充分调动省间交易灵活性？

充分调动省间交易灵活性保障电力安全供应

——访睿博能源智库（RAP）中国项目研究员高驰

（来源：微信公众号“中国电业与能源”作者：余璇）

随着能源转型的不断深化及电力资源的多样化，确保系统供电安全变得更加复杂。如何通过调动省间电力交易灵活性保障电力安全供应？省间电力交易应如何进一步优化？对此，本刊记者专访了睿博能源智库（RAP）中国项目研究员高驰。

《中国电业与能源》

随着高比例新能源的并网接入，我国电力系统发生了哪些深刻变化？电力系统灵活性调节现状如何？

高驰：

随着波动性可再生能源和电气化的迅速扩张，供给和需求侧波动幅度进一步扩大，且提前精准预测发用电曲线的难度也逐步增加，导致我国确保供电安全的重要挑战从确保系统在用电高峰时拥有足额的尖峰容量，转化为确保系统时时刻刻都拥有足够的灵活性，使其能在较短的反应时间内维持系统的供需平衡。

所谓灵活性，是指电力系统能够快速、有效地调整供需平衡以满足实时电能需求的能力。上述挑战并非我国独有，放眼全球，所有能源转型较深入的国家都越发感觉到系统灵活性的稀缺。相较于其他国家，我国的资源禀赋和历史遗留问题使得灵活性缺口更为突出，解决难度也更大。因此，我国需要用更加多元的手段增强灵活性。

我国在多个政策文件中一再强调灵活性对于供电安全的重要作用。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》提出，“着眼应对我国能源供应体系面临的各种风险挑战，着力增强供应保障能力，提高能源系统灵活性。”然而，目前我国提升系统灵活性仍聚焦于对“硬件”的改造。

虽然升级“硬件”是提升系统灵活性的关键一环，但通过升级“软件”来优化、深挖已有的电力资源已经刻不容缓。新型电力系统“硬件”需要新的运行及激励才能够最大程度地发挥潜力。所谓“软件”，是指通过市场规则、体制机制改革等手段，重新调整电力系统的种种激励机制并消除障碍，来达到优化已有资源和未来资源的目的。对“软件”的优化虽然会影响现有的利益配置方式，却是电力体制改革必须跨过的坎。唯有如此，才能够破除所谓“能源不可能三角”的束缚，在达成“双碳”目标的同时，以较低的成本保证能源供给安全。

《中国电业与能源》

省间电力交易作为电力供需平衡调节的重要一环，当前市场运行情况如何？

高驰：

目前在国家电网有限公司经营区域内，省间电力交易主要由省间现货市场和省间中长期市场构成。其中，省间现货市场的前身是2017年建立的跨区域省间富余可再生能源电力现货试点，其建立初衷主要是为了可以跨省利用富余可再生能源，降低弃风弃光率。自2021年起，跨区跨省现货交易试点开始允许可再生能源以外的资源参与市场，形成省间现货市场。也是自2021年开始，北京电力交易中心开始试行省间中长期交易，并且在短时间内扩大了市场化的步伐。仅2022年，省间市场交易电量（含中长期和现货）总量就达到了10362亿千瓦时，与2021年相比增长了47.5%，约涵盖电力使用总量的12%。

目前，在国家电网有限公司经营区域的省间电力交易主要分以下几种：

一是省间中长期交易，交易品种分为跨区跨省优先发电计划、跨区跨省电力直接交易、跨区跨省外送交易、省间合同交易。

跨区跨省优先发电计划是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量，通常用来保障风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电。现阶段优先发电电量被视为厂网双边交易电量，纳入中长期交易范畴。定价方式采取行政定价（多是保量保价，未来可能保量竞价）。

跨区跨省电力直接交易又称点对点交易，指发电企业与其他省的电力用户、售电公司按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。定价方式采取市场定价。

跨区跨省外送交易又称点对网或网对网交易，也就是发电企业与电网，或电网与电网之间开展的跨区跨省购售电交易。过去通过电网企业“统购统销”，在送电省买入电力，在受电省卖出电力，现转为“代理购电”。定价方式采取市场定价。

省间合同交易指不影响相关方利益的前提下，通过市场化交易方式实现市场主体之间合同电量的有偿出让和买入。合同交易按照组织类型分为合同回购、合同转让和合同置换。定价方式采取市场定价。

二是省间现货市场交易。主要是指在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易。目前每15分钟为一个交易时段。定价方式采取市场定价（交易价格限制与中长期交易相比更宽松）。

目前省间交易设置有两个特征：一是交易品种多以中长期物理合同为主，现货市场屈居次位，起补充作用。二是行政定价（调度）和市场定价（调度）并存，且行政调度的优先级往往高于市场出清的结果。电力市场的安全运行虽然不能完全脱离以上提到的这两个特征，然而高效的电力市场运行往往会尽可能地尊重市场运行的结果。行政调度干涉过多往往会导致省间电力交易无法更好地支持电力系统灵活性与系统安全。

《中国电业与能源》

目前我国省间交易市场存在哪些问题与挑战？

高驰：

目前省间中长期交易与省间现货市场交易面临不同的问题与挑战。

在省间中长期交易方面，电量仍然是以年度为单位进行交易，并预先分配到更小的时间单位上（如季度或月度），且实际输送的电量必须满足合同签订的电量，出现偏差就会受到偏差考核，需要缴纳额外罚金。即便目前中长期合同的执行允许不同的分解方式，且可以通过跨省跨区合同交易来出售月度及月内发电权和用电权，但交易过程仍需要几天时间才能完成。换言之，这种较粗时间颗粒的调整方式不足以支持系统的短期（例如小时级）灵活性。

省间中长期物理合同的刚性约束和提前签订会放大各省对本省电力安全的顾虑，从而导致原本可以跨省利用的资源由于过分谨慎的安全考量被留在了本省。例如，银东直流连接宁夏和山东，在2022年尝试了中长期“点对点”交易。在60亿千瓦时的年度电量中，第一季度市场出清了14亿千瓦时，然而经西北调度安全校核后，却只放行了5亿千瓦时的电量，其他的电量都因为安全原因，尽数留在了西北。这一截留决定和中长期预先固定外送电量有着密不可分的关系。

站在调度侧的角度来看，西北调度必须在年初时作出决定，是否批准未来三个月的外送电量，且一旦作出决定，物理合同的刚性执行意味着这些电量会根据合同锁定的电量被送至省外。届时，哪怕本省电力供需形势紧张，也必须按照合同规定的电量把电送出去。正如今年云南和贵州所陷入的困境，即使云贵两省上半年水电发电量大幅减少，但因为年初已经签了跨省中长期合同，在供电紧张的情况下两省依旧需要按照合约送电。而各省为了避免这一窘境，可能会截留多于系统安全所需的容量，从而给省间交易带来了不必要的壁垒。

矛盾的是，物理执行中长期合同的初衷主要是为了通过事先确保调度电量来保障电力系统的安全，然而这一设置却会导致系统更为僵化，稀释系统的灵活性。灵活性资源的要求在于能够为系统提供即时的服务，而中长期按年度签约而后预先分解电量的做法不仅没有办法在灵活性上为系统作出贡献，还会挤占原本可以用于支持系统灵活性的资源，限制省间的灵活性资源余缺共济。

通过研读已有的市场规则，可以看出一些调度中心已经认识到了物理执行的中长期合同对系统灵活性的制约，并希望通过行政手段为调度注入灵活性。南方电网区域的《南方区域跨省（区）应急调度暂行规则》提出为了保供电、保消纳，调度中心可以通过应急调度的手段调整跨省跨区日前及日内计划。该规则指出，在实施应急调度时，在“原则上，优先调减已有跨省中长期交易计划”。换言之，这个规则的主旨可以被理解为希望通过行政手段，给目前以中长期为主的省间调度计划增加一些灵活性。

而另一方面，省间电力现货市场很适合增强系统的灵活性与系统安全。2022年夏天，由于气候干旱，四川的水电站来水量较预期有很大缺口，导致水电站通过政府间协议送浙江的电量也下降了三四成。为了补充电力缺口，国网浙江省电力有限公司推动全省外来电“应购尽购”。7月至8月间，浙江省从省间现货市场收购了40亿千瓦时的电量补充电力缺口，从而成功规避了大规模的停电事件。这也直接说明了，省间电力现货市场为应对满足尖峰负荷、提升系统灵活性，起到了不可或缺的作用。

然而，目前省间现货交易却还有许多困难，尤其表现在省间现货市场的交易额度仍然非常小。国家电力调度中心的数据显示，2022年省间市场交易电量总量为10362亿千瓦时，而省间现货市场交易总量仅达278亿千瓦时，约占省间交易的2.7%。

导致交易额度如此小的原因主要有两点。首先，省间电力现货市场的许多规则延续了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易市场的规则，也就是延续了其“富余”的本质。省间的电力调度会优先调度优先发电计划以及其他的中长期合同，而唯有发电和输电容量仍有富余时，才会允许将剩余量放在省间现货市场上出售。在中长期电量仍占绝大部分交易电量的当下，这种区别对待会严重挤压省间现货市场的空间。

其次，与省间中长期交易类似，目前以安全为名的省间贸易壁垒仍然存在。《省间电力现货交易规则（试行）》中明确指出了“交易节点内部平衡紧张时，节点内部卖方市场主体不得在省间电力现货交易中卖出电能”。可是此处的“电力平衡是否紧张”目前尚未有公开、透明的标准。

《中国电业与能源》

国际上是如何在维持区域自主调度权和规划权基础上更好地处理余缺共济问题呢？

高驰：

从理论上来讲，一个完全统一调度的区域现货市场（例如美国PJM或是CAISO等RTO/ISO），可以达成区域整体效益的最大化。在最理想的情况下，最有效且直接的方法是直接在全国各区域建立统一调度的区域现货市场。然而目前我国承担电力保供责任仍大多以省为基本单位，且能源政策相关的变化也会对省内经济的走向产生影响。换言之，上述复杂的利益关系和事权划分等现实限制可能会对区域现货市场的形成带来阻碍。不过，国际上也有一些方法可以在维持各省自主调度权和规划权的基础上更好地达成区域内余缺共济的目的，并且在互利共赢的基础上逐步朝着区域现货市场的方向改变。

在美国西部建立了一个“能源平衡市场”（Energy Imbalance Market，以下简称EIM）来实现近乎实时的能源交易。EIM自2014年开始运营，是一个每5分钟进行出清的区域实时电能量市场，现为美国西部10个州内的多个地区提供实时的平衡服务。与一个完整的区域现货市场相比，EIM是在满足各地区供电安全，尊重各地区电力系统自主控制权的基础上，通过扩大实时电能量市场的覆盖范围来增进区域间的交流互通和灵活性。

EIM地区间输电容量采取的是各地区自愿无偿捐献的原则。具体而言，输电容量主要由两种方式构成。第一种是可用输电能力传输（Available Transfer Capability Transmission），和目前我国省间现货传输的方法类似，亦即EIM只会使用地区间通道的剩余输电能力来进行地区间的电力交换。第二种是输电权持有传输（Interchange Right Holder Transmission），是指参与地区主动提前预留出部分传输容量，供EIM调度中心控制。无论通过哪种方式，这部分容量都是无偿贡献给EIM调度中心的。这也意味着经由EIM交易的电力不会额外收取传输费用，从而降低了各地区之间的交易壁垒。经由EIM传输的电量本就相对较少，且参与EIM的地区会因为引入较便宜的外区电力而为该地区带来明显的经济效益。在许多地区，电力管理部门通常也是该地区的传输线路资产拥有者，所以在算总账时会发现哪怕免费贡献出一部分传输容量供EIM使用，带来的收益也远大于传输线的使用费用。

《中国电业与能源》

如何解决我国目前省间交易存在的问题？

高驰：

从实践的角度来说，我国可以考虑依托目前的区域调峰辅助服务市场的已有框架和机构设置，将区域调峰辅助服务市场和省间现货市场融为一体，创造一个类EIM的省间实时电能量市场。

具体而言，一是高频率的市场出清可以直接为系统注入灵活性，让受端可以靠EIM应对无法提前预测的小规模电力缺口。二是经过协商，允许各市场参与区域自主选择，提前预留现货输电容量供省间现货市场使用将有助于增加现货交易额度，并打破中长期电量传输的挤占。换言之，正如当前中长期合同大多有“固定的”传输通道和容量，若省间现货市场从其“富余”的性质中更进一步，在各省之间开设省间现货专属传输通道，会有助于省间现货市场起到更大的作用。三是自动化的检测流程可以科学、合理地处理各省的安全顾虑，在保证各省自身电力系统安全的情况下参与市场。四是允许发电企业的闲置容量自由参与EIM，可以在增加交易额度的同时打破省间的交易壁垒。

目前EIM的出现为美国西部各市场参与区域维持自主调度和区域统一调度之间找到了一个平衡。诚然，EIM的市场参与者虽然无法享受区域输电组织（RTO）的其他服务（例如辅助服务），然而对于增强区域间余缺共济，提升区域灵活性，EIM的作用无疑是巨大的。截至2023年7月，EIM已经在10年间给整个美国西部区域带来了近42亿美元的收益。

此外，针对我国省间电力交易发展现状，我还有以下两点建议：

在有省内现货市场（试）运行的省份，省间中长期电力交易和优先发电合同应使用金融合同（或称差价合约）：调度以现货市场出清结果为准，而中长期金融合同仅作为发用双方对冲风险的工具。脱离了物理合同，不仅可以消解送出省对固定外送电的担忧，也可以解锁更多电量参与省间现货市场。

放开政府间合同和优先发电合同，允许全部可再生能源直接参与省间现货市场，且严格按照经济调度的模式来管理出清顺序。政府间合同和优先发电合同的价格和调度电量都是预先决定好的，且不参与市场。这类合同虽然为保消纳起到了重要作用，但是长此以往不仅会扭曲价格信号，还会扩大计划电价和市场电价之间的窟窿。而关于优先发电，若所有的资源都严格按照经济调度出清，可再生能源由于其边际成本低于其他资源，自然会首先被调度，不需要用行政的方式进行优先发电调度。

目前许多讨论电力体制改革的视角都是以从上到下的角度进行分析，也就是强调中央构建新框架、出台新政策来改变现状。然而，从下往上的角度也十分重要：如何从目前的事权划分和利益分配出发，通过在各地区间构建新的利益合作点，让各省有更多原动力来主动支持扩大省间电力交易的范围。

虽然EIM市场仍无法覆盖一个完整的区域电力市场所带来的全面效益，然而这些建议是在现有的框架下，在短期就可以实现的渐进式改变，且各省都会因为从中受益而愿意推动进一步的区域市场化改革。从长远来看，这种改变也会使得各省更加依赖外省的电力资源，并自然地助推在未来形成更完整的区域电力市场。当然，关于省间和省内市场的交易时序等诸多问题，在未来区域电力市场逐渐形成的过程中，也都需要得到更深入的讨论。