深度｜广东现货市场交易体系分析

上一篇文章(深度|广东现货市场结构和产品的设计)我们对广东现货市场的市场结构和产品体系进行了简单的分析。本篇文章在此基础上对相关的交易(组织)体系进行分析。

广东电力现货市场目前市场化交易的产品主要是能量(1个小时为时间尺度)和调频服务。这里主要对能量这个产品进行介绍。调频服务在后续文章再进行详细分析。

市场体系主要指市场的组织、交易方式，从不同的角度可以分为不同的类型，包括现货市场的组织/中长期市场的组织、双边交易/集中交易、交易组织的频次、报价/出清的时间等。

一、现货市场的组织

现货市场交易的主要目的是产品的交换。对广东电能量市场，现货市场交易包括日前市场和实时市场两个环节，或者说，有日前交易和实时交易两次交易。考虑到电力系统的特殊属性，为了保证相关交易的可行、电力系统的安全可靠，在能量市场出清前还需要进行机组组合。

1、日前市场的组织流程

以D代表交易日，D-1代表交易日前一天的日前市场报价出清日。

1)运行边界条件的准备及信息发布

D-1天12:00前，进行运行边界条件的准备，确定运行日机组运行、电网运行的相关边界条件。其中，发电机组的边界条件包括机组的状态约束、机组的调试及试验计划、机组的出力上下限约束、机组可并网时间、热电联产机组供热计划、发电机组一次能源供应功率等;电网的运行边界条件包括负荷预测、外购电出力预测(西电东送出力预测、购香港中电电力计划)、备用约束、输变电设备检修计划、输变电设备投产与退役计划、电网安全约束(线路极限功率、断面极限功率、发电机组(群)必开停约束及出力上下限约束)、A类机组发电计划编制等。

【讨论】

这些边界条件将成为后续市场出清的基础，并对市场出清结果产生很大的影响。从提高市场效率、公平等角度，相关边界条件在不对电网安全造成影响的情况下，应尽早确定。

这里的边界主要有两大类。一类是发电计划类的，包括西电东送计划、购香港中电电力计划、A类机组发电计划。这类计划无论是作为物理交易还是金融交易，都应该尽早确定电量计划及分解曲线。定义为物理交易的，如果实时运行中需要对交易进行调整，最好以新的交易的形式出现，尽量不要修改以前已经确定的交易。这里需要特别指出的是分解曲线需要尽早确定，最好在年初电量计划确定的时候就同时确定曲线分解的方案。这样，计划电确定的分解到了每个交易时段，市场主体可以根据此进行自己的中长期交易决策。在没有现货市场前，相关计划电的分解主要影响到机组的调度方案，会在一定程度上影响机组的发电成本，但对结算没有大的影响。现货市场以后，相关计划的曲线分解方法将直接影响现货市场不同时段的价格，进而影响市场结算的结果，影响不同市场主体的利益分配。市场设计中必须考虑这方面的影响。

第二类约束是电网约束，包括线路输送功率极限约束、断面输送极限约束、备用约束、输变电设备的相关约束(检修、投产、退役等)。第三类约束是机组运行约束，包括机组状态(运行状态、调试试验计划、出力上下限、一次能源约束)等。这两类约束具有一定的随机性，但能够提前确定的，比如相关设备的检修计划等应尽量尽早确定、发布，以便市场成员可以在较早进行相关的市场决策。

此外，这里还有一个边界条件是负荷预测，在一些出清环节需要用到。负荷预测的结果将直接影响市场的出清结果，对预测预测的方法应有明确的规定。

2)日前市场申报

在D-1天13:00前，发电机组、批发用户、售电公司通过交易系统申报日前市场量、价信息。

其中，发电机组对全天24个交易时段提交一个(组)报价，或者说一个报价曲线：最多申报5段，每段申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间报价。需要注意的是，日前市场中需要对未来一天(D日)24个交易时段进行报价，但在当前的交易规则中，规定发电对一天内24个交易时段的报价必须是相同的，也就说只能申报一个(组)报价。这很很多市场的做法。主要考虑以下因素：首先，机组申报的是在不同出力水平下的报价，不同时段的负荷及最终的出清结果虽然不同，但机组在不同出力水平下的发电成本是基本相同的;其次，在发电侧有较大的集中度和市场力的情况下，一天只能申报一组价格可以在一定程度上限制相关市场主体行驶市场力的能力。这种方法存在的主要问题是不能精细化反映发电机组在不同时间的成本的变化，特别是机会成本的变化。

用户、售电公司申报的是运行日(D日)的用电需求曲线，包括两种模式。

模式一：负荷侧市场主体报量不报价。负荷侧申报的是D日每个小时的平均用电负荷(即该小时的用电量)，不需要分解到节点。

模式二：负荷侧市场主体报量报价。负荷侧申报D日对应到节点的电力需求量价曲线，即相应的节点上的每个小时的“负荷-价格”关系曲线。这种模式下负荷侧申报的数据有两个变化：一个是要求分解到节点，一个是有了量价的关系，而不仅仅是需求量的申报。

两种模式下，不仅仅报价的形式发生了变化，对应的市场出清也发生了很大的区别。在后续部分再进行分析。

【讨论】

规则中给出了用户侧报价的两种模式：报量不保价，以及报量报价。这两种方式下的出清流程、方法有较大的不同，进而影响相关的结算方案。另外，从边界条件确定、发布到市场主体报价只有一个小时的时间，市场主体需要事先对相关边界条件变化对市场出清、价格的影响有清晰的了解。

3)市场力检测及缓解

市场力的检测有行为测试和影响测试两大类，目前主要采用行为测试方法。行为测试中关键的是对市场力检测参考价格的确定。目前规则中并没有对参考价格如何确定作出规定，需要进一步研究。电力市场中市场力的检测和控制方法详见我们之前的文章(参考：《电力市场中市场势力的控制》)。

4)日前市场出清及信息发布

用户侧报价的模式一和模式二下日期市场出清的流程、方法有一些不同。

模式一下的流程：

[1] 根据发电报价和负荷预测进行安全约束机组组合(SCUC)，确定机组在交易日的96点开停机计划;

[2] 调频市场预出清，确定各机组调频预出清中标容量，根据此结果修改机组的出力上下限;

[3] 根据发电报价和负荷预测进行安全约束经济调度(SCED)，确定每个机组在每个调度时段(15分钟)的出力。

[4] 对每个15分钟、每个节点计算出清价格，将每个节点一个小时内的4个15分钟的价格算术平均得到各节点在每个小时的出清价作为发电侧的结算价格。将所有节点的出清价加权平均得到全省的综合电价作为用户侧的结算价格。

【讨论】

这个模式下，日前市场出清完全没有用到用户侧的报价(申报的数量)，相关调度方案、电价而完全由边界条件、发电侧报价决定。用户只能被动接受市场出清的结果。采用这种方法主要是考虑到，用户侧的申报没有精细到节点，无法用于市场出清。

模式二下的流程：

[1] 根据发电报价和负荷预测进行安全约束机组组合(SCUC)，确定机组在每个交易时段的开停机状态;

[2] 调频市场预出清，确定各机组调频预出清中标容量，根据此结果修改机组的出力上下限;

[3] 根据发电报价和用户侧报价进行日前市场出清(SECD)，确定每个调度时段(15分钟)每个机组及需求侧市场主体在每个节点的市场出清量。

[4] 对每个15分钟、每个节点计算出清价格，将每个节点一个小时内的4个15分钟的价格算术平均得到各节点在每个小时的出清价作为发电侧的结算价格。将所有节点的出清价加权平均得到全省的综合电价作为用户侧的结算价格。

[5]根据发电报价和最新负荷预测进行安全约束机组组合和安全约束经济调度，得到日前96点调度计划。

【讨论】

这个模式与模式一的最大差别，在于用于结算的市场出清是根据发电报价和用户侧报价确定，而不是根据发电报价和负荷预测确定。发电报价和负荷预测的优化结果用于调度，发电报价和用户侧报价的优化结果用于结算。既然发电报价和用户报价的优化结果仅用于结算，不影响调度方案和电力系统的安全可靠性，实际对模式一用户侧报量不保价情况下，也可以进行完善，首先根据发电的报价和用户的的报价(数量)确定出清结果用于结算，然后用发电报价和负荷预测出清用于调度。具体这种情况下的数学模型和实现方式后续文章再讨论。

2、实时市场的组织流程

实时市场的流程相对日前市场简单一些，主要包括以下步骤。

1)运行边界条件的准备。确定实时运行中机组运行、电网运行的相关边界条件，考虑实时发电机组物理运行参数的变化。

2)用发电日前的报价和最新的负荷预测通过安全约束机组组合(SCUC)算法进行实时机组组合。

3)调频市场正式出清，并正式确定调频出清容量，根据此容量修改机组的出力上下限。

4)根据发电日前的报价和最新的负荷预测进行安全约束经济调度(SCED)，确定每个机组的实时出力计划。

5)对每个15分钟、每个节点计算实时市场出清价格，将每个节点一个小时内的4个15分钟的价格算术平均得到各节点在每个小时的出清价作为发电侧的实时市场结算价格。将所有节点的实时出清价加权平均得到全省的综合电价作为用户侧的实时市场结算价格。

可以看到，这个流程与日前市场非常相似。在各个出清环节，发电侧仍然采用的是日前的报价。也就是说，发电在日前市场和实时市场的报价是一样的，只需要、只能申报一次价格，即一次报价、多次出清。未来如果市场力等问题能较好解决，可以允许发电在实时市场重新报价以反映新的市场情况。

在实时市场中，负荷是不需要报价的，类似于日前市场的模式一。

二、市场合约中长期交易

广东电力市场的中长期交易本质上一种提前锁定价格、规避风险的金融工具。

1)交易标的物

广东的中长期市场交易可以看为一种差价合约，基准价格是现货市场中每个时段的全省加权平均综合价。

【讨论】

目前中长期市场中的交易标的物，在每个交易时段只有一个品种：全省综合虚拟交易点的电力。由于目前的市场规则下，用户是按全省的加权平均价结算的，通过这种中长期交易可以对用户起到规避风险的作用。由于发电侧在现货市场的结算价是所在节点的节点价格，而目前中长期市场中没有这种品种，因此发电侧因节点电价变化引起的收益变化的风险没有进行规避的工具。国外的节点定价机制都需要与输配电定价、输电权机制等相配合。需要对广东节点定价机制下对不同发电主体利益的影响进行定性的分析和定量的测算，以避免造成不可接受的结果。

2)交易方式

交易方式总体上包括场外双边协商方式、集中竞争模式、挂牌交易模式。

集中竞争交易定期开展，每次开展包括集合竞价和连续竞价两个阶段。交易日9:00-9:15分组织集合竞价，采用集中申报、集中撮合的方式，采用价格优先的方式成交，出清价为撮合成功的卖方和买方报价的平均价。交易日9:00-11:30组织开展连续竞价交易，采用连续申报、连续撮合的机制。

集中竞价交易包括年度交易、月度交易和周交易。年度交易每年组织一次，上年11月上旬开展。月度交易每月组织一次，可以对未来一年的月市场合约电量进行交易。周交易每周组织一次，可以对月内未来几周的周市场合约电量进行交易。挂牌交易每周组织一次，可以对次周到年底的市场合约电量，以日历周为最小交易块进行交易。

3)曲线分解方式

中长期合同必须在交易时就确定曲线分解的方式，即将交易电量分解到每个1小时交易时段。双边协商方式和挂牌方式的曲线分解方法可以自行确定。集中竞价的合同需要按照规定的方式分解。分解包括三个步骤：年度电量分解到月、月度电量分解到日、日电量分解到时。

(1)年度电量分解到月：根据上一年统调电力电量历史数据确定年度分月电量比例。

(2)月度电量分解到日：根据上一年统调日电量历史数据确定工作日、周六、周日、节假日四类常用日的电量比例。

(3)日电量分解到时：有三种方式可以选择，包括峰谷平曲线D1(根据统调历史将日电量按峰、谷、平三类分解为24小时电量曲线)、全天平均曲线D2(将日电量平均分解为24小时电量曲线)和高峰时段曲线D3(将日电量平均分解至每日峰段，平段谷段为零)。

【讨论】

由于能量市场的交易标的物本质上是以小时为单位的电量，中长期合同必须进行分解，否则其价值是不确定的。为了交易的方便，减小交易成本，增加交易的流动性，可以对一些不同小时的电量打包交易，以上不同的曲线分解方式实际上就是对应不同的打包方法。比如，日D3分解方式下，就是将一天内峰时段按相同的电量打包进行交易，D2分解方式下就是将一天24小时按相同的电量打包进行交易，D1分解方式下就是将一天的24时段按照一种典型的峰平谷比进行打包交易。实际上，通过这三种曲线的组合，可以得到任何特性的日负荷曲线(按峰平谷划分)。广东中长期市场中设计多种典型的日分解曲线，是一种很好的市场设计。

目前的分解方式存在的问题是：年到月的分解和月到日的分解都是按照全网统一的负荷特性，无法反映不同市场主体差异化的需求。未来根据各产品交易的情况和实际的需求，可以设计更多的品种，反映市场主体差异化的特性。

三、基数合约中长期交易

1)交易标的物

基数合约交易的标的物为基数合约。如在我们上一篇文章中分析，市场主体获得的基数合约不是一个确定的电量，而可以认为是非市场电量的一定的比例的发电权。事前分解的电量数额在事后计量后，结算时，会按比例进行调整。另外，基数合约电量没有确定的分解曲线。因此，基数合约无法与市场形成的市场化的中长期合约进行交易。

广东市场规则中，对关停机组的关停电量定义为固定电量，不在事后根据非市场用户用电量进行调整。

【讨论】

建议制定基数电量分解的原则，在年度确定基数电量计划是就确定分解的曲线，同时不进行事后的调整。这样可以简化相关的市场规则，也不会引起大的利益的变化。

2)交易方式

交易方式包括集中交易和协商交易，其中集中交易又包括集合交易和连续交易两个过程。相关流程、机制与市场合约的集中交易类似，这里不再重复。

总结

广东电力市场规则中已经建立了比较完善的交易体系，包括中长期交易、日前交易和实时交易，很多设计参考了国际上的最新的经验，但也在一些环节进行了改变。市场中一些细节的改变都有可能对市场的效率、市场主体的利益产生很大的影响。对一些关键的环节，需要对不同的可选方案进行定量的测算分析，不断对相关规则进行优化。

在交易体系方面，需要重点考虑的问题包括：市场边界条件的确定、日前市场出清中对用户侧报价的使用方式。中长期市场未来可根据实际交易情况不断创新新的品种。

下一篇文章中，我们将重点对日前和实时市场的交易规则进行分析。