电力现货市场交易存在的问题及应对方法研究

2020-11-26王彦

经营者 2020年17期

王彦

一、前言

中共中央国务院在2015年3月15日发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，指明了电力行业未来发展的具体方向，即结构转型和产业升级。两年后，发改委和国家能源局共同发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，为加快组织推动电力现货市场建设工作，明确了8个地区作为第一批试点，此后现货交易逐步在我国电力市场中实施。这一举措在一定程度上提高了电力市场运行的安全水平以及电力能源的质量，发电企业可以通过现货交易应对一些客观因素带来的负面影响。但电力现货交易过程存在一定的问题，需要做好应对工作。

二、电力现货市场的意义

在电力市场中，电力现货的意义主要体现在5个方面：一是发现价格、激励响应。可真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发用电资源响应市场价格波动，提升电网调峰能力、缓解阻塞。二是促进竞争、优化配置。以集中出清的手段促进电量交易的充分竞争，实现电力资源的高效、优化配置。三是落实交易、调节偏差。落实中长期合同交割与结算，以现货市场为核心的电力电量平衡机制调节发用电偏差，同时为中长期交易提供价格风向标。四是保障运行、管理阻塞。形成与电力系统物理运行相适应、体现市场成员意愿的交易计划，为阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号。五是引导规划、量化决策。分区、节点电价能够有效引导电源、电网的合理规划，为建设投资提供量化决策依据。

三、四川省电力现货交易规则

现阶段四川电力现货方式分为日前电力现货市场及实时电力现货市场，后期逐步放开辅助市场，同时研究在试点区域（单位）开设日前双边新增电量竞争市场。

（一）参与主体及参与方式

所有参与中长期的发电企业、售电公司、大用户都可以参加现货，同时参与主体也会限定参加现货的申报范围。水电机组仅参与丰水期现货市场竞价，但需要接受火电枯水期现货价格；燃煤火电机组全年参与电能量现货市场竞价；非水清洁能源机组全年暂不参与现货市场竞价；用户（含售电公司）在现货市场不报价、不报量，不参与差价合约，按中长期交易规则进行月度总电量偏差考核。

（二）交易执行方式

省间中长期交易电量月内可根据清洁能源消纳、电网运行等情况进行调整并物理执行；省内中长期合同电量部分物理执行，剩余部分作为现货竞价空间，按差价合约方式结算。

（三）出清方式

省内日前现货市场和实时现货市场均采用系统边际电价，集中竞争、统一出清。日前市场出清，以全网购电成本最小化为目标。弃水期以运行日负荷预测、省间中长期交易、国分调机组留川、非水清洁能源发电、火电发电、燃气机组发电、水电优先电量等为边界条件；非弃水期以运行日负荷预测、省间中长期交易、国分调机组留川、非水清洁能源发电、燃气机组发电、水电发电、火电优先电量等为边界条件。考虑电力平衡、电网运行安全、机组运行特性等约束条件，进行市场出清计算，计算结果包括96点成交电量及系统边际电价。省内日前现货市场以15分钟为时间间隔，出清运行日96点的系统边际电价，同时发布分区边际电价。实时市场出清，省内实时现货市场以全网购电成本最小化为目标，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以“集中优化、统一出清”的方式，在日前的机组组合基础上对未来每一小时进行优化出清，形成各发电机组需要执行的发电计划和实时统一出清电价。省内实时现货市场出清后，富余水电电量再参与省间日内市场出清。省内实时现货市场每小时出清未来一小时以15分钟为时间间隔的系统边际电价，同时发布分区边际电价。辅助服务市场出清，省调根据系统运行需要，确定运行日或者日内未来某一时段系统运行所需要的调频、燃煤机组短期备用等辅助服务总需求量。市场交易主体按照不同辅助服务交易品种的交易时序进行报价，通过集中竞争的方式确定辅助服务提供者及相应辅助服务价格。辅助服务市场与电能量市场分别优化，独立出清。

四、电力市场现货交易存在的问题分析

在推动电力市场化改革的过程中，市场交易规则设计是十分重要的一个环节，规则越科学、完善，市场交易存在的风险就相对越少。以目前来看，电力市场现货交易受到多方面的影响。四川省被列入我国电力现货市场的第一批试点地区，四川电力市场的电源结构以水电为主，水电比例远超其他能源发电，径流式电站居多，不具备调节能力，丰枯期差异明显。加上多个断面的存在，四川的电力现货市场较其他以火电为主要电源的省份而言，具有难预测和不可控的因素和特点，因此电力现货交易市场行情更加变幻莫测。为了更好地平衡省内的电量偏差，实现丰枯期电力交易的有效协调，四川省在2019年6月启动了电力市场模拟试运行，根据电力市场模拟试运行实际情况，从以下几个方面分析目前实际交易过程中存在的问题：

（一）现货价格波动

电力现货市场的电量价格取决于发电平均成本和发电企业的销售策略，因为市场成员在每次交易中面临的是单一的电量价格。但在现货市场中，发电侧是以每15分钟为基本计算时段的现货电价，一天内的结算价格有96个，受到电网检修安排、容量约束、发电机组检修、市场电力需求、市场交易结果信息等多方面因素的影响，现货价格的预测难度极高，带来巨大的风险。

（二）负荷曲线变动

电力现货市场采用的是时段电价，因此在中长期交易中，对负荷的预测很难做到完全精确。现货市场采用“两次偏差”结算机制，日前市场根据日前市场出清曲线与中长期合约的偏差，按照日前市场出清价格结算；实时市场根据实际上网电量与日前市场出清曲线的偏差，按照实时市场出清价格结算。如此长期合约的风险规避作用将被大幅度削弱。

（三）报价策略的不完善

自试运行以来，虽然没有真金白银的结算，但发电侧已经连续不间断地在交易平台进行了量价申报操作。现货政策本身的专业性、复杂性和现行交易的巨大区别，使市场主体比较茫然不知所措，存在试探性报价的情况，根据前一次出清价格的高低，适当抬高或压低报价，或在最后容量段的报价中，抱着搏一搏的心态，把价格报得比较高。根据结算试运行可以深刻地意识到，电力现货市场瞬息万变，不可控因素众多，在现货竞价策略上并没有一成不变的交易策略及方案，面对电力现货市场需要下功夫去研究和配置。

（四）报价偏离实际

在四川省的现货试结算运行中，发电侧出现了零价格报价。对发电侧来说，由于合约内的电量按照合约价结算，所以没有损失。即使申报电量可能无法全部中标，但由于现货价格低于自身发电成本，不发电收益反而更高。对于用电侧来说，超用的电量在现货结算时，能够以优惠价格结算。但是这种绝对双赢的局面很难长期持续。如果用电侧因为倾向于更低的现货价格，对于中长期合约签订的意愿降低，那么发电侧的超低价策略就没有合约对冲，很可能会导致自身利润严重受损，甚至出现巨额亏损。如果用户继续选择中长期合约，那么发电侧不发电盈利比发电更多，也有可能会使四川省内电力供需比发生变化，反而导致现货价格上涨。

五、电力现货市场交易存在问题的应对措施

（一）建立完善的电力现货市场电价机制

价格形成机制是电力市场的核心，电价本质是由供需关系决定的，短期市场中电价受天气、报价行为影响，随机性和波动性较高。在日前现货交易下，发电企业是基于对日前与实时价差的预测来制定交易报价策略，获得最大利益。影响日前与实时价格差的因素很多，包括供需关系、市场行为、天气变化等多个方面，可以对历史数据进行统计分析。虽然现货价格有效数据有限、数据基础缺失，给价格分析带来了很大的难度，但价格分析和预测是现货交易制定交易策略不可缺少的重要环节。因此，对价格的分析和预测非常重要。

一是时间周期选择。首先统计分析是基于现货价格和价差的历史数据，以不同时间周期分析现货价差方向、均值等发现价差规律。周期的选择对分析较为重要，相似的时间周期通常会呈现出相似的数据结果。二是统计分析。基于时间周期选择，对选定周期的价格、价差数据开展统计分析，作为对未来预测的重要依据。主要包括价差方向统计、价差方向概率、价差方向叠加均值、特定时点价格分析。三是相关性分析。统计分析的方法是完全基于历史数据特征分析预测，而要掌握现货价格和价差的成因，还需要对影响价格的多种因素进行相关性分析。现货价格和价差形成由电力生产成本、市场供需关系、统调负荷预测偏差、天气环境预测偏差等多种因素构成。通过对价格形成机制的研究和数据的不断积累，分析现货价差、价格与多种条件因素的相关关系，制定最优交易报价策略。

（二）建构企业内部管理机制和制度体系

对发电企业而言，得到交易出清结果后，需要投入人手和资源进行生产组织和成本管控，以获得最大化利润为目标进行经营管理，完善的营销管理机制和制度是这一过程顺利推进的基础。因此，企业应尽快建设一支专业化的营销队伍以及与市场化需求相匹配的管理制度，通过营销成效评估和考核激励提高工作成效。对营销人员而言，除了需要了解最基础的电力现货市场交易规则、电网运行规律之外，还应该加强对市场信息的把握，包括电力供需、电网停运和机组检修、节点区域电网阻塞特性、历史用电、天气变动等因素。为了方便信息获取，发电企业最好建构一套电力现货市场营销信息系统，用于辅助电力现货交易决策，对成本和市场变化进行精准的判断。

（三）保证发电设备的安全稳定运行

加强设备运行维护，做好发电设备技术改进和升级，提高发电设备的可靠性，以满足系统调峰调频、黑启动、无功及电压支持、调频服务和平衡响应需要，以及机组的优化、组合、升级、运行必需的可靠性调配。提高生产运营管理水平，优化发电设备的检修流程，最大限度地降低生产运行成本。完善水情预报系统，提高发电能力预测准确性，为现货交易提供可靠保障。