南方区域与东南亚国家的跨国电力交易模式设计

丁军策，许喆，陈玮，张廷营,李文萱(.广州电力交易中心有限责任公司，广东 广州 5063；.北京清能互联科技有限公司，北京 00000)

自第二轮电力改革以来，南方区域持续推进跨区域电力交易。在“一带一路”战略方针的指导下，我国持续加强与周边国家的合作关系，促进丝绸之路沿线国家之间的贸易往来[1-2]。习近平主席在纽约联合国峰会上倡议探讨全球能源互联网，推动以清洁和绿色的方式来满足全球电力需求[3-6]。我国与东南亚国家加强电力贸易，是促进跨国间能源优化配置，利用跨国输电通道优化能源结构，助力清洁能源消纳的重要发展方向之一[6]。当前南方区域(以广东起步)的电力市场建设正在进入深水区，南亚地区的跨国交易机制也需要根据现货市场建设做出调整。

目前国内对于跨国电力交易机制的研究大多数关注于对国外跨国交易机制的调研：文献[7]提出了3种基本跨国交易场景，包括邻国互联、跨多国远距离互联和区域一体化互联，并提供了对应交易机制的设计思路；文献[8]对包括老挝、泰国等8个东南亚国家电力系统现状与交易现状进行综述；文献[9]在优劣势分析法的基础上提出“一带一路”战略下中国与东南亚各国电力交易的合作方向；文献[10]站在地缘政治的角度，分析了跨国电力交易与邻国间外交合作相互促进的正反馈影响；作为跨国交易的先例，文献[11]研究了南部非洲运行机制及交易方式，指出集中竞价模式在主体偏少、竞争不充分的市场中价格发现功能大打折扣的问题。

在以上研究的基础上，本文首先介绍了当前跨国交易机制的国内外研究现状，阐述了当前我国与东南亚国家的跨国电力交易基本情况，分析东南亚国家面临的问题与挑战；在“一带一路”电力贸易的需求以及全球能源互联网的大背景下，结合东南亚国家电力送出以及云南水电消纳的需求，创新性地设计了南方区域与东南亚地区的跨国交易机制，包括交易品种、交易组织方式等重要环节。

1 与东南亚各国的联网情况

目前我国云南省与包括越南、缅甸和老挝有联网通道，但都不与相应国家的主网相连接，从中国送到该国的电量只限定在固定范围的小网中使用。目前南方电网通过220 kV和110 kV这2个电压等级的5回输电线路与越南电网互联，通过500 kV、220 kV和110 kV这3个电压等级的线路与缅甸局部电源和电网互联，通过1回115 kV线路与老挝国家电网互联(如图1所示)。另外，云南国际有限责任公司(以下简称“云南国际”)亦正在积极推进与缅甸、老挝500 kV交流联网以及中泰联网项目[12]。

在联网线路所有权方面，以中方与外方联网线路跨境点为产权分界点，各自承担投资、运维职责。为充分发挥云南国际面向南亚、东南亚开展电力合作的窗口、主体作用，中国南方电网有限责任公司以2015年6月30日为时点，将云南110 kV及以上电压等级跨境购售电资产整合至云南国际。目前，云南国际拥有8个变电间隔、20回线路(长度合计415.248 km)，输变电资产分布在文山、红河、版纳、德宏、临沧5个地区。另外，由于中国的系统与越南的系统不同步，中国所供应的地区被隔离为一个电气“孤岛”[13]。

2 与东南亚各国的交易方式

与东南亚各国的电力交易主要由云南国际组织，其负责汇总各国需求，代理这些电量与云南省内的发电厂进行协商交易。目前与邻国签署的合同中的电价为单一电价，没有丰枯电价，但在每年确定价格时会综合考虑云南省内以及邻国的供需情况，以期合同中的价格与云南省内的价格基本匹配。省内市场与跨国交易的衔接方面，目前的做法是在购售协议中确定送电电力的上限，并保证满足这个上限之内的用电需求。

图1 云南国际与周边国家联网示意图Fig.1 Interconnection network of Yunnan International Corporation with neighborhood countries

目前我国向越南与老挝单方向送电，不存在反送；而缅甸则依托太平江与瑞丽江2个水电站，与云南进行双向电力交易。这2个水电站由中方在缅甸投资，前期电厂所有权在中方，因此电厂发出的电量也全部送到中国，在投资回收期到期后所有权归属缅甸。老挝近年来用电需求不大，虽然与我国存在跨国联络线，但鲜有跨国送电[13]。

跨国电力出口交易方面：目前云南国际先按年为周期与外方协商电力价格，并负责参与昆明电力交易中心组织的交易购电；云南国际参与市场化购电的价格不影响向外方送电的价格，即云南国际需要自我吸收这一部分的价格风险。跨国电力进口交易方面：目前由国外电厂自行参与昆明电力交易中心组织的交易，云南国际代理结算，此举也说明国外电厂具备一定的参与市场交易的经验。

跨国电力出口交易的合约中，一般每5年定一次大框架，外售电量与价格按年确认。合约条款主要包括送电周期、电力电量和电价、计量点、结算和支付、违约考核等，同时通过3个技术性附件确定联网供电的技术问题，包括计量协议、技术协议和调度协议。技术协议主要规定双方联网区域的接线图，以及用于联网的输变电设备的配置标准和参数；计量协议规定合同结算采用的计量点、计量系统的组成部分、计量设备的参数要求、计量系统周期检定要求、计量异常时的结算办法；调度协议规定联网供电的区域划分、调度运行方式、检修计划的对接等。

目前与东南亚邻国电力交易的结算机制为按月结算，双方互相确认电量后付费。关于两国之间的计量标准与计量精度，两国会在一开始签署的计量协议中协商确定。

3 现行交易存在的问题

目前南方区域与东南亚国家已开展了一定的电力交易活动，利用现有的跨国输电通道，通过云南国际作为中介开展东南亚国家与云南的电力出口与进口交易；然而现有的交易仍存在以下问题。

3.1 按年签订固定价格合约，价格风险较大

现在云南与国外用户签订的送电合约，是以每5年定一次交易大框架，每年协商当年交易量价的形式进行的。云南国际以5年为周期，与国外用户重新商定5年期的国内电力出口总体合约，并逐年对合约框架中当年购买的电量与电价进行协商。逐年约定的价格为固定价格，云南国际负责承受在昆明电力交易中心购电所带来的价格风险[14]。此做法的优点是操作简单，考虑到邻国电力管理技术尚未完善以及跨国交易的复杂性，单一价格的做法可以减少与邻国结算的繁琐程度，有利于跨国交易机制的初始建设；然而在国内现货市场逐步建设的环境下，单一价格可能无法适应由更高频度交易所带来的价格风险，这对于云南国际的风险管理能力与价格预测能力提出了更高的要求。

3.2 缺少偏差处理办法，送受电随意性大

鉴于邻国对于送受电管理水平不足，目前跨国电力交易并无对于送受电偏差的考核与处理办法。对跨国送受电细化到实时层面的管理，主要是依靠对送电线路容量上限进行限制，还未到上限的部分电力则按照邻国的需求进行送电。在开展省内现货之后，这种较为随意的跨国送受电方式必然无法适应现货市场对于分时电力计划的精确性，需要引入偏差管理机制对于跨国送受电交易偏差部分加以管控[15-16]。

3.3 跨国交易范围尚小

目前由云南国际代理的、与东南亚国家组织的跨国电力交易仅限于参加云南省内的、由昆明电力交易中心组织的省内交易，因此跨国的送受电量仅能参与云南省内的电力调度，未能进一步参与更大范围的南方区域跨区跨省优化资源配置。建议可以扩大交易范围，将跨国清洁能源引入南方区域粤港澳大湾区的能源结构，也能作为响应“一带一路”倡议的重要举措之一。

与云南接壤的几个东南亚国家中，越南是主要的电力消费国，而柬埔寨、缅甸与老挝的电力消费增速较快。电力生产情况方面，老挝、柬埔寨的发电量增速较快，年均增速达到19%。从2018年起老挝一直保持电力盈余状态，预计2021年富余电力2×106kW，其中北部富余1.2×106kW，具有较强的送电意愿[17]。总体来看：越南、缅甸与柬埔寨作为电力需求方，需要从云南购电；老挝作为电力盈余方，且有较强水电消纳需求，需要向南方区域售电。因此东南亚跨国电力市场的建设目的主要是实现中国云南、老挝等地域丰富的水能资源在高负荷地域(如广东、越南)的有效消纳。

结合现阶段南方区域跨国跨区交易现状、邻国提出的交易需求以及未来粤港澳大湾区电力市场发展的需要考虑，未来与东南亚各国的交易机制设计将从3个部分入手：一是建立送受电价格与国内市场价格的联动机制，疏导价格风险；二是扩大交易范围，不局限于参与昆明电力交易中心的市场交易；三是在原有交易基础上增加送受电偏差考核机制，对国外送入电力曲线加以约束。

4 南方区域跨国电力交易机制设计

4.1 跨国电力交易整体规划

根据现有的南方电网与周边东南亚国家的交易现状，跨国电力交易的发展需要更进一步地考虑区域市场的发展、各个国家电力需求的变化趋势以及国家政策要求等。根据现实条件的变化，跨国电力交易的整体规划可大致分为2个阶段。

a)第1阶段：因为国外电厂与用户尚未具备独立参与国内电力交易中心交易的硬件与软件，初期国外电厂与用户均通过代理机构参与南方区域各个交易中心的交易，不限定在昆明电力交易中心；鼓励代理机构参与广州电力交易中心组织的跨区跨省交易。

b)第2阶段：各方面交易条件成熟，国外市场主体具备了参与国内市场交易的经验与条件后，可参照较为流行的跨国交易方式，建立跨国电力交易中心，融合南方区域各省区与东南亚各国，进行大范围多国的电力交易，使得电力资源的分配可以打破国界，在多国范围内组织；届时不再需要代理机构代理国外的电厂与用户参与交易，符合准入条件并注册的各国市场成员均可自主参与跨国交易。

4.2 第1阶段

4.2.1 交易框架

考虑到与现有模式的衔接与国家间的协调问题，南方区域与东南亚地区的跨国交易应设置1个跨国代理交易机构，负责组织跨国电力交易以及相应的结算工作，该机构可继续由云南国际担任，也可以考虑另设1个代理组织。跨国电力交易的交易范围不再限制在云南，代理机构或国外电厂通过交易机构的注册后，可自由选择南方区域的相应交易机构进行电力交易。跨国电力交易方式大致分为2类，包括国内电力出口交易与国外电力进口交易。

a)国内电力出口交易。对于国内电力出口交易，境外用户通过代理机构签订年度购电协议(协议中约定年度送电电量)，根据年度协议逐月提交其需求，根据境外用户需求参与昆明电力交易中心交易。具体流程如图2所示。

由于电力实际需求与中长期交易电量存在一定的出入，跨国交易可以利用现有的月度与日度交易对年度定下的电量进行调整，尽量减少最终交易电量与实际发用电量的偏差。代理机构应在每月编制完成国外电厂与用户的月度电力分解计划，统计参与跨区、跨省交易各电厂发电能力以及已成交交易电量，并提交电力交易中心，跨国交易可根据需要在月前灵活开展。

图2 国内电力出口交易流程Fig.2 Domestic electricity export trading process

b)国外电力进口交易。国外电力进口交易分为参与昆明电力交易中心送至云南以及参与广州电力交易中心送至广东2个部分。对于国外电力进口交易参与省内电力交易中心的部分，境外电厂直接参加电力交易中心的市场化交易，获得市场化的售电价格，购电方为云南电网。对于国外电力进口交易参与跨区、跨省交易的部分，境外电厂在汛期按月将外送需求的分月与分时计划送至云南电网，以与云南电网与广东电网以“网对网”交易的形式将老挝电力送至广东。结算方面，偏差部分由昆明电力交易中心进行认定，并以广东现货价格按月结算，分为日前偏差与实时偏差，偏差费用应由代理交易机构与国外电厂以协商比例进行分摊。国外电力进口交易的交易组织方式应以年度双边协商交易为主，在有额外交易需求或需要调整交易计划时，可根据需要参与月度与日度交易。国外电力进口交易流程如图3所示。

图3 国外电力进口交易流程Fig.3 Foreign electricity import trading process

4.2.2 价格与结算机制

跨国交易涉及的价格需要分为国内电力出口交易与国外电力进口交易2种情况。

送电价格方面，代理机构与邻国电网可根据具体需要，以年度或季度为周期对实际购售电量与电价进行协商，其中电价可在规定的基础上进行上下5%～10%的浮动[18]，由此可以过渡一部分实际交易的价格风险给购电的电网公司；结算方面，国内电力外送交易应按月结算，由相应的电力交易中心出具结算单，两国通过各自计量设备确认电量后进行资金收付[13]。对于代理价格与受电价格，根据组织方式不同，双边协商交易价格按照双方合同约定执行，挂牌交易价格以挂牌价格结算。

在国内电力出口交易的结算机制方面，与东南亚邻国电力交易的结算机制为按月结算，双方互相确认电量后进行付费；对于国内电力出口的中长期交易合约，将由电力交易中心及调度部门分解为可执行的日计划电量，这部分计划电量按照每月或每季度根据市场实际供需情况协商的价格进行结算。

在国外电力进口交易的结算机制方面，电力交易中心负责对每日国外进口电力各成分的交易电量进行分割确认，按照“日计月结，年度清算”的方式进行电费结算，并出具结算依据；由广州电力交易中心出具结算单，昆明电力交易中心将实际发生的“网对网”电量按交易计划按比例分配至跨国电厂，按照“网对网”协商价格结算。第1阶段中，结算单应由对应的交易中心按月出具，由代理机构向购电方收款并付款给售电方。

4.2.3 衔接机制

4.2.3.1 计划编制方面的衔接

跨国交易为物理合约，由相关调度部门依据合约约定的峰谷比编制日前送受电曲线，分别与统调负荷曲线叠加或扣减，作为相应电力市场的边界条件。

承担跨国交易电量的电厂，其跨国中长期物理合约应分解到曲线并严格执行，剩余发电能力参与省内市场。

应根据实际的跨国电力送受计划进行调度，并将其作为省内或省间电力交易计划的边界，进行电力平衡校核；对跨国通道能力进行安全稳定校核，确保在基态潮流与预想故障集情况下均不越限。

4.2.3.2 交易组织时序配合

首先，跨国中长期市场提前组织交易，物理执行出清结果，相关调度根据电网运行情况提前2 d以上编制送受电曲线；其次，以跨国送受电曲线作为相应市场边界条件，各省区调度及交易中心组织次日省内市场。

4.2.3.3 偏差处理及结算方面的衔接

本节主要介绍国外电力进口交易参与跨区跨省交易部分的偏差处理。由前述可知，国外电力进口交易参与跨区、跨省交易的途径是通过参与云南电网与广东电网的“网对网”交易，将电量纳入云南电网送广东电网的电量。“西电东送”在各电厂之间的分摊影响到各电厂的收益，其中包含国外电力进口的电量，但因为互联电网的复杂性，无法确定各电厂所产生电网潮流的分布情况，无法对国外电厂的超送或少送电量进行物理分割；因此，需要通过适当的偏差分摊机制将对应的偏差电量分摊到国外电厂，确定国外电厂的偏差结算电量，这就要求分摊机制能够反映国外电厂在省间送受电计划中的贡献以及对偏差产生的责任[19]。本节设计了按国外进口电量的日计划电量之比分摊偏差的偏差处理方法。

在电厂间分摊日计划电量偏差之前，应先计算云南送粤电量的总偏差，在广东电力现货市场开展后，送电偏差为分时结算，最后实现按日核算，月结年清。又因国外电厂未配备分时计量设备，可以直接根据分日送电计划按比例分配偏差。

对于配备分时计量设备的云南省内电厂，可知对于其t时段机组i的日发电计划等比例分摊偏差

(1)

式中：Qt,C为“西电”总偏差；Qi,t为机组i的日发电计划；N为总的“西电”机组数量。则t时段国外电厂参与云南送粤“网对网”交易的机组j的偏差结算费用

Fj,t=Ej,t×Pj,t，

(2)

式中Pj,t为偏差电价。

4.3 第2阶段

4.3.1 交易框架

跨国交易的第2阶段为融合阶段，本阶段国外电厂与用户配备了分时计量设备以及积累了一定的电力市场参与经验，且双方就跨国电力交易对于扩大电力资源优化配置的地域范围，充分利用跨国输电通道达成共识，建立跨国电力交易中心，负责组织大湄公河区域与南方区域的跨国电力交易。此时国外电厂与用户不需要通过代理机构进行交易，可在符合资质条件的情况下直接参与跨国电力交易中心组织的交易(如图4所示)。

由于各国电力市场的发展水平与步伐不一，且在电力方面均有个性化的政策需求，若强行要求各国将中长期电量均放到跨国市场进行优化，会对本地的电力市场秩序造成一定程度上的扰乱，从而打乱本国电力市场建设的步伐[20]；因此，建议将融合阶段的跨国电力交易作为余缺调剂市场的角色进行建设，一方面能够在一定程度上达到利用跨国输电通道进行资源配置的目的，另一方面也能在不影响各方电力市场的建设进程的同时建立制度较为完善的跨国电力市场。

图4 第2阶段跨国交易框架Fig.4 Transnational power trading structure in phase 2

4.3.2 价格与结算机制

第2阶段的价格应按照交易双方在交易中心交易后的成交价格进行结算，按月结算，按年清算。跨国电力交易中心应在每个月末为参与当月交易并成交的市场主体出具结算单，同时作为中央对手方向购电方收取电费并与售电方结算电费。

对于同一送电类别位于云南国际输电线路云南关口的电力交易分时计划电量，将其直接全额认定为该关口的结算电量；结合该送电类别结算基础周期内各成分实际线损率的叠加折算，来确定该送电类别各交易序列在相关发电企业发电上网关口与相关用户用电下网关口结算电量，其中实际线损率成分包括省内线路、省间超高压输电线路、云南与邻国互联线路以及邻国部分线路。

以广东侧用户与老挝电厂交易为例(如图5所示)，首先获得云南国际输电线路在云南关口的电力交易分时计划电量，分别叠加云南省内核定综合线损率至跨区跨省上网关口，省间实际线损率以及广东省内核定综合线损率，得到广东用户下网关口结算电量。对于老挝电厂结算电量，则需要叠加云南国际跨国输电电路的核定线损以及老挝境内核定线损，从而得到实际的电厂上网关口结算电量。

图5 云南与老挝交易示意图Fig.5 Trade between Yunnan and Laos

4.3.3 衔接机制

4.3.3.1 交易组织时序配合

考虑到我国与周边国家的电力市场与电力系统发展速度不一致，难以建立一个类似北欧跨国电力交易市场的跨国市场，跨国交易不应与南方区域的跨区、跨省电力交易混淆。跨国交易原则上应组织在对应周期的跨区、跨省电力交易之前，若存在确实需要在同周期跨国交易之前组织跨区、跨省交易的情况，则需要在交易前确认安全校核；交易信息要充分共享，以实时更新交易边界信息。

4.3.3.2 偏差处理及结算方面的衔接

各成分实际电量与计划电量之间的偏差应按购电方省内或境内电价进行结算。

若购电方省内或境内存在现货市场，即对应部分电量有分时电价，则跨国交易各成分计划的偏差电量采用分时定价：①日调度计划与日交易计划的偏差电量按照日前偏差电价结算，日前偏差电价可以参照购电方省内或境内日前现货市场出清的节点电价定价；②对于实际执行曲线与日调度计划的偏差电量，其价格依据购电方省内或境内实时市场出清的节点电价结算。

若购电方省内或境内还未建设现货市场，则偏差结算价格由省内或境内的月度市场均价决定。

4.4 交易阶段对比

上文根据发展阶段不同，针对南方区域与东南亚邻国的跨国电力交易设计了2个阶段的交易模式，下面从交易框架、价格与结算机制以及衔接机制3个方面对2个阶段进行对比分析。

交易框架方面：第1阶段衔接了目前的交易模式，分为国内电力出口交易与国外电力进口交易，并设立交易代理机构，以期与现有模式顺利衔接；而第2阶段则是允许有余缺消纳需求的市场成员在跨国交易中心中进行直接交易。从交易效率的角度来说，第2阶段的交易模式比第1阶段效率更高，但在现状下立刻过渡到第2阶段并不现实，因此第1阶段的做法必不可少。

价格与结算机制方面：第1阶段引入价格按月浮动的模式，在交易中引入一定的市场机制，使得定价能够在一定程度上反映当下供需；而第2阶段则直接通过场内交易的方式确定跨国电力交易价格，可直接体现电力的稀缺价值，真正将市场机制引入跨国电力交易。

衔接机制方面：第1阶段与第2阶段均以跨国交易的电量作为省内与省之间交易的边界，区别在于在第1阶段的国外电力进口交易需要依托云南与广东“网对网”交易完成，而第2阶段则利用购电方省内现货价格对偏差进行更合理的分时定价。

5 结束语

为加强我国与东南亚地区的电力贸易，促进跨国间的能源优化配置，本文提出南方区域与东南亚地区跨国电力交易机制。该交易机制结合东南亚邻国的电力系统现状与交易现状，提出2个阶段的交易模式，在考虑现实条件与各国市场差异的条件下最大程度上利用跨国输电通道。跨国电力交易作为全球能源互联网的重要组成部分，值得深入研究与探讨，在交易机制的基础上，下一步的研究方向将是如何在几个物理差异巨大的电力市场之间协调运营成本，保障市场平稳运行。