河南，四川,云南撮合交易对比

2016年以广东为起步，售电公司正式参与电力市场交易以来，各省在年度长协，月度集中竞价等传统交易品种的基础上不断创新，呈现出百花齐放的局面。小编发现几省的撮合交易，各具特色。

 

河南，2017年全社会用电量仅次于老牌经济强省广东、江苏、浙江、山东与河北不分伯仲，排名全国第六，但在新一轮电改进程中一度步履维艰，因“请愿”事件声名鹊起，随着2018年长协成交电量923亿，同比大幅增长，发电侧最高让利达7分，河南电改步入快车道。目前河南直接交易品种只有年度双边协商和月度集中撮合交易两种。河南集中撮合交易：采用简单的高低匹配直接撮合，两段式报价，年用电量1亿以上的大用户和1亿以下的一般用户分别打包报价，用户侧(售电公司)以在发电侧购电的绝对价格申报电价、电量，并按价格由高到低排序;发电侧申报上网电价，电量，并按价格由低到高排序。前者与后者匹配对依次作差，大于等于零则成交，成交价格按照匹配对价差均分原则，形成双方的交易价格。河南采用这种高低匹配的撮合方式可有效避免寡头市场主体通过市场力决定最终成交价格，每一个匹配对成交价格均与自己申报价格有关联，而不会产生统一出清机制下的小体量市场主体“价格接受者”现象。

 

四川，四川电力市场相对滞后，截止目前，除2017年几家代理成阿园区项目和电能替代项目的参与过交易试点，几乎都还没有正式进入市场，2017年四川省全社会用电量达2205亿千瓦时，居全国第八。截止到2018年3月9日，四川电力交易中心已公示了170家售电公司，2018年纳入直接交易的大用户共计1453家，三分之一分布在成都。但是这并不意味着在成都开展售电业务就能近水楼台先得月，因为已公示的售电公司中很大一部分也在成都，有心人可以计算下各地售电公司与准入用户比，来初步判断售电市场环境。

 

四川水电有33个电价标准，电价差异导致很难在同一平台开展竞争。为了实现清洁能源充分消纳兼顾火电有效参与的电力市场，四川电力交易中心首创“复式竞价撮合交易”方式。用电企业按水火比例7：3参与交易，用户水电交易上限为其当月申报的总用电需求的70%，交易过程分三个阶段：“集中竞价、双挂双摘、火电匹配”，前30分钟集中竞价，集中竞价采用类似河南的用户侧价格由高到低，发电侧由低到高的排序方式，价差不小于零依次匹配成交;中间时间挂牌摘牌，发用双方在限价范围内挂牌摘牌，集中竞价阶段未成交的电量自动成为各自的挂牌电量、电价，具体过程类似其他省的挂牌交易，不再赘述。最后5分钟按7:3的水火比例为月度交易已成交水电电量匹配火电，匹配火电的交易价格为当月火电优先计划的加权电价，交易中心每月月底公布次月火电匹配价格。在四川水电丰、枯水期供求关系不平衡的现实状况下，复合竞价撮合交易前两个阶段，水电企业与用户均设置了给定价格上下浮动15%申报限价。使交易在合理价格范围内进行，有效避免了供求关系不平衡导致的恶性竞争。

 

云南，被业内普遍认为交易品种最丰富，交易规则最复杂，某些方面最超前的电力市场。比如，云南2016年1月就开始了日前交易;2016就发布2016-2018输配电价，并于当年3月15日执行;全国首个电力交易综合金融服务平台“电交e通”上线运行，实现了电力交易行为与保证金、电力交易服务费同步自动结算;2017年全省市场化交易电量703.1亿千瓦时，占全部用电量的58.1%，市场化比例居全国前列;除了既有的交易品种，最近又创新的增加了像炒股一样的连续挂牌交易和有效控制偏差的事后合约转让交易。云南月度集中撮合交易依然采用类似河南的用户侧价格由高到低，发电侧由低到高的排序方式，价差不小于零依次匹配成交。不同的是购售双方同一段电量均可以申报两个意愿价格，购电方同一段电量第一意愿价格不高于第二意愿价格，售电方同一段电量第一意愿价格不低于第二意愿价格，购售双方首先以第一意愿价格撮合成交，剩余电量以第二意愿价格撮合成交。此外，云南月度撮合交易发购双方成交连续两年变化。

 

2016年：售电成交价格=售电申报价格+K1*价差，购电成交价格=购电申报价格-K2*价差，其中K1=K2=0.35，两者成交价格之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制处理;

2017年：售电成交价格=售电申报价格+K1*价差，购电成交价格=购电申报价格-K2*价差，其中K1=K2=0.1，两者成交价格之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制处理;

2018年：售电成交价格=售电申报价格，购电成交价格=购电申报价格，两者成交价格之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制处理。

 

 

比较连续三年的K1，K2数值，我们不难发现，从0.35-0.1-0的变化，云南为什么会出现相对河南如此复杂的撮合交易呢?这个结算平衡机制又是什么呢?我们知道云南以水电为主，为让清洁能源多发，燃煤机组少发甚至不发，云南在电力辅助服务市场中率先将火电厂长期备用纳入辅助服务补偿机制，这个补偿从哪来?2004年以前并网的110KV以上的不参与市场化的上网电量按照2分/kwh分摊，市场化的水电厂、风电场、光伏电站按1分/kwh分摊。

 

此外还有市场发电侧，用户侧的偏差考核费用也用于有偿辅助服务补偿，然而随着市场偏差控制机制的完善，市场主体偏差控制经验渐增，偏差考核费用整体逐渐减少，这些补偿不能满足长期备用火电厂的补偿标准，于是有了2016年将撮合交易的价差收益的30%到2017年将撮合交易的价差收益的80%再到2018年将撮合交易的价差收益的100%补偿给长期备用火电。此外，偏差考核以及撮合价差收益还用于补偿给参与上调服务和下调服务的机组。

 

三地集中撮合交易均是按绝对价格申报，各地的集中撮合交易均是根据当地电力市场环境制定的贴合当地实情的交易品种。随着新一轮电力体制改革逐渐步入深水区，各省电力市场千差万别，所谓家家有本难念的经，在考验当地决策者智慧的同时，相信在保持多方吸取市场主体意见的良好市场环境下，各省电力市场将逐步走向成熟。