云南电力市场化交易品种组合策略研究

余乐

摘 要 本文就云南电力市场化交易品种进行分析，市场主体在参与电力市场化交易过程中如何适应交易品种规则，根据交易品种、交易电量、交易价格、偏差考核等重要因素合理组合交易品种，实现更佳效益，进行了深入细致的研究。

關键词 电力 交易品种 组合策略

一、引言

云南电力市场放开程度全国最高，截至2018年6月，参与交易市场主体达6402家，2017年云南省内市场化交易电量超过700亿千瓦时，占全省大工业电量的92%，占全省全社会用电量57%，为用电企业降低成本超过70亿元。

市场主体各方在参与市场交易过程中通过不断探索，找到了合理的利益平衡点。云南电力市场进入了“电量稳步增长、电价保持合理、多方互利共赢”的良性循环。形成了各方积极参与建设、维护、尊重市场的良好氛围，有力促进了云南经济社会的发展。市场主体在参与电力市场化交易过程中，需要充分考虑交易品种、交易电量、交易价格、偏差考核等重要因素，结合生产经营实际测算交易电量，合理选择交易品种，争取最优交易价格，全力减少偏差考核，从而优化提升市场主体的经营效益。

二、云南省内电力市场化交易品种分析

2018年云南省内电力市场提供交易品种9个，其中年度交易品种1个，月度交易品种5个，日交易品种1个，其他交易品种2个。相关交易品种特点和风险分析如下：

（一）年度交易品种

年度双边协商交易：

1.交易方式

第一，购、售电双方协商确定年度（或多年）双边交易协议，明确分月的交易电量和价格。经调度机构安全校核后形成初始成交结果。初始成交结果不作为执行依据，在月度交易时需再次进行复核，月度复核结果为最终成交结果，作为执行和结算依据。第二，双边协议中必须明确违约、协议电量和电价调整等事宜，避免协议执行和调整可能出现的争议和纠纷。第三，协议双方协商同意后，可在规定时间内对年度双边协议电量和电价、月度双边协议电价申请调整。月度最后一个工作日前，交易主体可申请调整年度和月度双边交易次月电量的价格。

2.交易品种特点

第一，购、售电双方提前协商次年交易电量、交易价格，便于交易双方组织安排次年生产经营计划，实现年度交易成本可控。第二，交易价格完全由交易双方协商确定，不受最低限价限制，市场主体可结合丰枯水期实际协商相应价格。第三，协议双方协商同意后，可在规定时间内申请调整年度双边协议电量和电价。第四，售电方对于交易电量较小的购电方开展双边协商交易的积极度不高。

3.交易品种风险分析

第一，由于交易双方在年度生产经营过程中一些不可确定因素的影响（售电方由于来水来煤不足、发电设备故障等原因导致发电能力不足;购电方由于产业政策、产品市场价格、新投产项目滞后、用电设备故障等原因导致用电能力不足），可能导致交易协议无法完全履行，甚至产生违约风险。第二，由于电力交易市场价格波动，市场主体对前期协商确定的交易价格不满意，可能产生违约风险。第三，虽然交易规则允许交易双方对年度双边协议电量和电价申请调整，但在交易过程中可能由于其中一方不同意，导致不能协商调整，从而产生违约风险。第四，月度用电量累计出现3个月低于其双边协商交易电量80%，或累计出现2个月低于其双边协商交易电量60%的用户和售电公司，不允许参加本年度后续双边交易，已签订的双边合同作废处理，并自行承担合同违约责任。

（二）月度交易品种

1.月度双边协商交易、双边协商补充交易

（1）交易方式。第一，购、售电双方协商确定次月或者本年度后续多个月度的双边交易电量。第二，月度最后一个工作日前，交易主体可申请调整月度双边协商交易次月电量的价格。

（2）交易品种特点。第一，购、售电双方提前协商次月交易电量、交易价格，便于交易双方组织安排次月生产经营计划，实现月度交易成本可控。第二，交易价格完全由交易双方协商确定，交易价格不受最低限价限制，市场主体可结合丰枯水期实际协商相应价格。第三，协议双方协商同意后，可申请调整多月双边交易次月电量的价格。第四，售电方对于交易电量较少的购电方开展双边协商交易的积极度不高。

（3）交易品种风险分析。第一，交易价格受当期电力供需形势影响较大，交易价格不确定性较高。第二，由于交易双方在月度生产经营过程中一些不可确定因素的影响，可能导致交易协议无法完全履行。第三，月度用电量累计出现3个月低于其双边协商交易电量80%，或累计出现2个月低于其双边协商交易电量60%的用户和售电公司，不允许参加本年度后续双边交易，已签订的双边合同作废处理，并自行承担合同违约责任。

2.月度集中撮合交易

（1）交易方式。第一，售电主体（电厂）：采用单段或多段（不高于3段）电量申报方式，申报总量不得大于其发电能力。每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不低于第二意愿价格。购电主体（用电客户、售电公司）：直接参与市场化交易的用户申报单段电量，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格;售电公司可将申报电量分包，采用多段（不超过服务的用户数量）电量申报方式，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。第二，申报结束后，购、售电主体申报电量首先以双方第一意愿价格撮合成交，剩余电量采用第二意愿价格撮合成交。撮合成交规则如下：根据购电主体购电申报价与售电主体售电申报价价差，按价差从大到小的顺序确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为负不能成交。多个购电主体与多个售电主体价差相同，当售电主体申报电量之和大于（或等于）购电主体申报电量之和时，售电主体按申报电量比例分配购电主体申报电量;当购电主体申报电量之和大于售电主体申报电量之和时，购电主体按申报电量比例分配售电主体申报电量。第三，售电成交价等于售电申报价，购电成交价等于购电申报价。

（2）交易品种特点。第一，购、售电双方结合生产经营实际情况，确定交易电量，可申报多个意愿价格。第二，撮合交易为密封拍卖方式，根据交易双方价差成交，即电厂报价越低越容易成交，用电客户报价越高越容易成交。

（3）交易品种风险分析。第一，由于采用密封拍卖方式，成交可能性与交易报价关联度较高。第二，交易价格受当期电力供需形势影响较大，成交电量、交易价格不确定性较高。

3. 月度集中（连续）挂牌交易

（1）交易方式。第一，月度集中（连续）挂牌交易分为两步进行，第一步是信息公示，第二步是售电主体与购电主体同时进行挂牌和摘牌。第二，信息公示时，有需求的市场主体双方在交易系统上公布挂牌电量和挂牌价格，公示的电量作为挂牌和摘牌申报上限。第三，售电主体与购电主体同时进行挂牌和摘牌。在电力交易平台上申报单段或多段挂牌（或摘牌）电量和价格。在交易过程中，双方均可新增申报或对已申报但还未成交的电量和价格进行调整。第四，交易成交与申报同时进行，摘牌方价格大于等于挂牌方价格时匹配成交。购、售双方成交价格均为双方申报价格的平均值。

（2）交易品种特点。月度集中（连续）挂牌交易类似股票市场交易，购、售双方申报价格透明，交易双方可根据市场上的报价和自身的心理预估价进行研判，靈活调整申报价格。

（3）交易品种风险分析。第一，市场主体未关注市场上的购、售双方申报价格，仅按照自身的心理预估价申报，可能导致未成交或成交价格收益降低。第二，交易价格受当期电力供需形势影响较大，成交电量、交易价格不确定性较高。

4. 增量挂牌交易

（1）交易方式。第一，为鼓励全年增加用电，尤其是汛期多消纳水电。购电主体（用电客户、售电公司）按照上一年度相应月份的用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易。第二，由购电主体挂牌，挂牌价格不设最低限价。挂牌结束后，售电主体摘牌。第三，购、售双方成交价格均为挂牌价格。

（2）交易品种特点。第一，超基数用电部分才能参与增量挂牌交易。第二，挂牌价格不设最低限价。

（3）交易品种风险分析。第一，交易价格受当期电力供需形势影响较大，成交电量、交易价格不确定性较高。第二，用户因自身原因无法完成交易电量，实际用电量低于基数时，将被额外考核。

（三）日交易品种

日电量交易：

1. 交易方式

第一，日电量交易是指市场主体之间进行次日发用电量交易。满足日计量要求的用户自愿向交易中心提出日电量交易申请，审核通过方可参与。第二，用户次日用电需求超出日电量交易申报基准值的部分，方可参与日电量交易。购、售电主体双方均申报单段电量和单一价格。第三，用户日前增量申报基准值=[用户月度交易总成交电量（含年度协议分月电量，下同）-月度交易累计完成电量]/本月剩余天数，基准值最小为0。第四，撮合成交规则参照月度集中撮合交易执行。售电成交价等于售电申报价，购电成交价等于购电申报价。

2. 交易品种特点

第一，具备日计量数据采集要求的用户可自愿向交易中心提出日电量交易申请，审核通过方可参与。第二，用户次日用电需求超出日电量交易申报基准值的部分，方可参与日电量交易。第三，日电量交易一般用于年度、月度交易电量不足以满足用电客户电量需求时，采取的补充纠偏交易。第四，受用电客户补充纠偏需求影响，日电量交易趋势为月初、月中交易平淡，月末交易量较大。

3. 交易品种风险分析

日电量交易价格受当期电力供需形势影响较大，成交电量、交易价格不确定性较高。

（四）其他交易品种

1.双边协议月度电量互保

（1）交易方式。第一，电厂之间或用户（售电公司）之间可对双边协议成交电量进行互保。当一方无法履行协议时，向交易中心提交转让交易申请，电厂互保电量经调度机构安全校核通过后，由另一方互保部分或全部电量。第二，满足双边协商交易准入条件，需要互保电量的电厂和电厂之间、用户（售电公司）和用户（售电公司）之间，签订2018年双边协议互保协议提交交易中心备案。第三，签订互保协议并备案后，后续月度，双方均可根据需要协商确定要转让的月度（含年度分月）双边协议对象和电量，在规定时间内，由协议出让方在交易系统填报，协议受让方进行确认，经调度机构安全校核后成交，成交电价为原协议电价，不可调整。互保电量转让成交后受让方负责成交电量的执行和所有责任，出让方不再对互保转让成交电量执行负责。

（2）交易品种特点。第一，已经签订了年度、月度双边交易协议的市场主体可以进行双边协议成交电量互保。互保方式为电厂与电厂互保，用电客户与用电客户互保，售电公司与售电公司互保。第二，互保交易是事前交易品种，双边协议成交电量互保需要提前确定互保电量，并报送交易中心备案，一般用于提前已预知不能正常履行双边交易协议时，将相应的交易电量转让到互保受让方承接相应电量。

（3）交易品种风险分析。双边协议月度电量互保需要出让方和受让方在事前联系并确定转让电量。但次月的实际发（用）电量存在不确定因素，提前预估转让电量可能有偏差。

2.合约转让交易

（1）交易方式。第一，市场主体当月参与市场化交易电量计划执行结束后，正或负偏差电量可以参与合约转让。第二，合约转让交易只能在电厂与电厂之间，用户（售电公司）与用户（售电公司）之间。第三，合约转让交易电量不能超过自身可转让的偏差电量，正偏差电量的一方为合约转让的受让方，负偏差电量的一方为合约转让的出让方。负偏差电量价格为负偏差电量在电力直接交易中成交的加权平均价。第四，每月交易计划执行完毕，相关发用电量数据确定后，交易中心公布市场主体交易电量执行偏差情况，并及时组织月度合约转让交易。

（2）交易品种特点。第一，合约转让交易是事后交易品种，主要用于交易结束后实际发（用）电过程中产生的正负偏差电量修正，以达到3%偏差电量免考核的目标。市场主体可以根据实际执行电量的情况，来确定是否需要参与合约转让交易以及相应的交易电量。第二，合约转让交易价格为转让方在电力直接交易（不含日电量交易、增量挂牌交易）中成交的加权平均价。第三，售电公司可以先通过自平衡所代理全部用电客户的用电量来减少偏差电量考核影响，再根据3%偏差电量免考核的目标参与合约转让交易。

（3）交易品种风险分析。第一，合约转让交易需要联系好受让方承接，如果没有找到合适的受让方，可能导致无法成交，被偏差考核。第二，受转让方在电力直接交易（不含日电量交易、增量挂牌交易）中成交的加权平均价影响，如果转让价格与市场价格偏差较大，将影响成交的可能性。

三、云南省内电力市场化交易品种组合策略分析

（一）发电企业

发电企业的交易目标是在合理的价格下多卖电，同时做好交易电量执行管理，避免出现偏差考核。

第一，以中长期双边协议为主，根据发电能力和检修计划提前协商确定各月电量和价格，枯水期保价格，丰水期保电量。并可根据购电方的生产计划、西电东送市场参与度协商确定枯水期价格优惠空间和丰水期增用电量优惠价格。第二，签订中长期双边协议时，建议根据交易电量合理协商确定违约金条款管控毁约风险。也可通过协商确定价格浮动条款，实现利益共享，风险共担，管控由于价格波动产生的违约风险。第三，如果发生不可预计的因素影响合约履行时，事前可以通过双边协议月度电量互保，事后可以通过合约转让交易管控履约风险。同时，可以加强与其他发电企业的沟通协调，建立合作关系，提前确定好互保和合约转让合作关系。第四，根据电力供需形势，预判电力供应紧张时可以预留部分电量参与月度、日电量交易，以获取更优价格。

（二）售电公司

售电公司的交易目标是在满足所代理客户需求电量的基础上，以更优惠的价格买电，同时全力做好负荷预测和电量自平衡，减少偏差考核影响。

第一，科学有效组织代理用电客户开展负荷预测，同时根据售电公司代理客户扩展计划，准确预测需求电量，为参与电力市场化交易奠定基础。第二，交易品种可按照金字塔原则进行组合。例如：70%～80%电量选择中长期双边协议交易品种，确保基本用电量得以保障，并可以通过电量规模优势获得发电企业较优惠价格;20%左右电量选择月度双边、撮合、挂牌交易品种，可以根据用电客户分月实际用电计划和新增用户电量，参与月度交易;不可控的变化电量可以选择日电量交易、事后合约转让交易消除偏差考核影响。第三，签订中长期双边协议时，建议根据交易电量合理协商确定违约金条款管控毁约风险，也可通过协商确定价格浮动条款，实现利益共享，风险共担，管控由于价格波动产生的违约风险。第四，可以与签订中长期合约的发电企业建立合作关系，在开展月度双边交易时，双方优先考虑合作。第五，可以加强与其他售电公司、大用户的沟通协调，建立合作关系，提前确定好合约转让合作关系。第六，可以与用电客户协商确定偏差考核责任条款，根据代理用户的实际用电情况，发挥售电公司内部自平衡作用，共享偏差考核消除成果。

（三）大用电量客户

大用电量客户的交易目标是在满足生产计划需求电量的基础上，以更优惠的价格买电，同时做好交易电量执行管理，避免出现偏差考核。

第一，科学有效地组织开展负荷预测，准确预测需求电量，为参与电力市场化交易奠定基础。第二，交易品种可按照金字塔原则进行组合。例如：70%～80%电量选择中长期双边协议交易品种，确保基本用电量得以保障，并可以通过电量规模优势获得发电企业较优惠的价格;20%左右电量选择月度双边、撮合、挂牌交易品种，可以根据分月实际用电计划参与月度交易，管控由于产业政策、产品市场价格、新投产项目滞后、用电设备故障等原因导致少用电量的风险，将偏差电量管控在合理范围内;不可控的用电量可以选择日电量交易、事后合约转让交易消除偏差考核影响。第三，签订中长期双边协议时，建议根据交易电量合理协商确定违约金条款管控毁约风险，也可通过协商确定价格浮动条款，实现利益共享，风险共担，管控由于价格波动产生的违约风险。第四，可以与签订中长期合约的发电企业建立合作关系，在开展月度双边交易时双方优先考虑合作。第五，可以加强与售电公司、其他大用户的沟通协调，建立合作关系，提前确定好合约转让合作关系。

（四）普通电力客户

普通电力客户的交易目标是高效、便捷地参与电力市场化交易，在满足生产计划需求电量的基础上，以更优惠的价格买电。不增加自身参与电力市场化交易的人力、物力、时间成本。同时做好交易电量执行管理，避免出現偏差考核。

由于普通电力客户具有用电量小，交易管理人力、物力、时间投入小的特点，难以在市场上开展双边协商交易，只能通过月度撮合、挂牌等方式参与交易。为此，选择一家优质、可靠的售电公司代理参与交易是普通电力客户的较好选择。通过售电公司代理，可以获得较优的交易价格，还可以管控偏差考核风险。

目前的云南电力市场对315kVA及以上大工业用电客户开放，下一步一般工商业客户也将进入市场，未来根据国家相关政策将形成全电量开放的电力交易市场。售电公司将在未来电力市场交易中充分发挥团购平台和电量平衡器的作用，为中小用电客户参与电力市场化交易提供服务。

（作者单位为昆明电力交易中心有限责任公司）