上一篇文章(深度|廣東現貨市場結構和產品的設計)我們對廣東現貨市場的市場結構和產品體系進行了簡單的分析。本篇文章在此基礎上對相關的交易(組織)體系進行分析。

廣東電力現貨市場目前市場化交易的產品主要是能量(1個小時為時間尺度)和調頻服務。這里主要對能量這個產品進行介紹。調頻服務在后續文章再進行詳細分析。

市場體系主要指市場的組織、交易方式，從不同的角度可以分為不同的類型，包括現貨市場的組織/中長期市場的組織、雙邊交易/集中交易、交易組織的頻次、報價/出清的時間等。

一、現貨市場的組織

現貨市場交易的主要目的是產品的交換。對廣東電能量市場，現貨市場交易包括日前市場和實時市場兩個環節，或者說，有日前交易和實時交易兩次交易。考慮到電力系統的特殊屬性，為了保證相關交易的可行、電力系統的安全可靠，在能量市場出清前還需要進行機組組合。

1、日前市場的組織流程

以D代表交易日，D-1代表交易日前一天的日前市場報價出清日。

1)運行邊界條件的準備及信息發布

D-1天12:00前，進行運行邊界條件的準備，確定運行日機組運行、電網運行的相關邊界條件。其中，發電機組的邊界條件包括機組的狀態約束、機組的調試及試驗計劃、機組的出力上下限約束、機組可并網時間、熱電聯產機組供熱計劃、發電機組一次能源供應功率等;電網的運行邊界條件包括負荷預測、外購電出力預測(西電東送出力預測、購香港中電電力計劃)、備用約束、輸變電設備檢修計劃、輸變電設備投產與退役計劃、電網安全約束(線路極限功率、斷面極限功率、發電機組(群)必開停約束及出力上下限約束)、A類機組發電計劃編制等。

【討論】

這些邊界條件將成為后續市場出清的基礎，并對市場出清結果產生很大的影響。從提高市場效率、公平等角度，相關邊界條件在不對電網安全造成影響的情況下，應盡早確定。

這里的邊界主要有兩大類。一類是發電計劃類的，包括西電東送計劃、購香港中電電力計劃、A類機組發電計劃。這類計劃無論是作為物理交易還是金融交易，都應該盡早確定電量計劃及分解曲線。定義為物理交易的，如果實時運行中需要對交易進行調整，最好以新的交易的形式出現，盡量不要修改以前已經確定的交易。這里需要特別指出的是分解曲線需要盡早確定，最好在年初電量計劃確定的時候就同時確定曲線分解的方案。這樣，計劃電確定的分解到了每個交易時段，市場主體可以根據此進行自己的中長期交易決策。在沒有現貨市場前，相關計劃電的分解主要影響到機組的調度方案，會在一定程度上影響機組的發電成本，但對結算沒有大的影響。現貨市場以后，相關計劃的曲線分解方法將直接影響現貨市場不同時段的價格，進而影響市場結算的結果，影響不同市場主體的利益分配。市場設計中必須考慮這方面的影響。

第二類約束是電網約束，包括線路輸送功率極限約束、斷面輸送極限約束、備用約束、輸變電設備的相關約束(檢修、投產、退役等)。第三類約束是機組運行約束，包括機組狀態(運行狀態、調試試驗計劃、出力上下限、一次能源約束)等。這兩類約束具有一定的隨機性，但能夠提前確定的，比如相關設備的檢修計劃等應盡量盡早確定、發布，以便市場成員可以在較早進行相關的市場決策。

此外，這里還有一個邊界條件是負荷預測，在一些出清環節需要用到。負荷預測的結果將直接影響市場的出清結果，對預測預測的方法應有明確的規定。

2)日前市場申報

在D-1天13:00前，發電機組、批發用戶、售電公司通過交易系統申報日前市場量、價信息。

其中，發電機組對全天24個交易時段提交一個(組)報價，或者說一個報價曲線：最多申報5段，每段申報出力區間起點、出力區間終點以及該區間報價。需要注意的是，日前市場中需要對未來一天(D日)24個交易時段進行報價，但在當前的交易規則中，規定發電對一天內24個交易時段的報價必須是相同的，也就說只能申報一個(組)報價。這很很多市場的做法。主要考慮以下因素：首先，機組申報的是在不同出力水平下的報價，不同時段的負荷及最終的出清結果雖然不同，但機組在不同出力水平下的發電成本是基本相同的;其次，在發電側有較大的集中度和市場力的情況下，一天只能申報一組價格可以在一定程度上限制相關市場主體行駛市場力的能力。這種方法存在的主要問題是不能精細化反映發電機組在不同時間的成本的變化，特別是機會成本的變化。

用戶、售電公司申報的是運行日(D日)的用電需求曲線，包括兩種模式。

模式一：負荷側市場主體報量不報價。負荷側申報的是D日每個小時的平均用電負荷(即該小時的用電量)，不需要分解到節點。

模式二：負荷側市場主體報量報價。負荷側申報D日對應到節點的電力需求量價曲線，即相應的節點上的每個小時的“負荷-價格”關系曲線。這種模式下負荷側申報的數據有兩個變化：一個是要求分解到節點，一個是有了量價的關系，而不僅僅是需求量的申報。

兩種模式下，不僅僅報價的形式發生了變化，對應的市場出清也發生了很大的區別。在后續部分再進行分析。

【討論】

規則中給出了用戶側報價的兩種模式：報量不保價，以及報量報價。這兩種方式下的出清流程、方法有較大的不同，進而影響相關的結算方案。另外，從邊界條件確定、發布到市場主體報價只有一個小時的時間，市場主體需要事先對相關邊界條件變化對市場出清、價格的影響有清晰的了解。

3)市場力檢測及緩解

市場力的檢測有行為測試和影響測試兩大類，目前主要采用行為測試方法。行為測試中關鍵的是對市場力檢測參考價格的確定。目前規則中并沒有對參考價格如何確定作出規定，需要進一步研究。電力市場中市場力的檢測和控制方法詳見我們之前的文章(參考：《電力市場中市場勢力的控制》)。

4)日前市場出清及信息發布

用戶側報價的模式一和模式二下日期市場出清的流程、方法有一些不同。

模式一下的流程：

[1] 根據發電報價和負荷預測進行安全約束機組組合(SCUC)，確定機組在交易日的96點開停機計劃;

[2] 調頻市場預出清，確定各機組調頻預出清中標容量，根據此結果修改機組的出力上下限;

[3] 根據發電報價和負荷預測進行安全約束經濟調度(SCED)，確定每個機組在每個調度時段(15分鐘)的出力。

[4] 對每個15分鐘、每個節點計算出清價格，將每個節點一個小時內的4個15分鐘的價格算術平均得到各節點在每個小時的出清價作為發電側的結算價格。將所有節點的出清價加權平均得到全省的綜合電價作為用戶側的結算價格。

【討論】

這個模式下，日前市場出清完全沒有用到用戶側的報價(申報的數量)，相關調度方案、電價而完全由邊界條件、發電側報價決定。用戶只能被動接受市場出清的結果。采用這種方法主要是考慮到，用戶側的申報沒有精細到節點，無法用于市場出清。

模式二下的流程：

[1] 根據發電報價和負荷預測進行安全約束機組組合(SCUC)，確定機組在每個交易時段的開停機狀態;

[2] 調頻市場預出清，確定各機組調頻預出清中標容量，根據此結果修改機組的出力上下限;

[3] 根據發電報價和用戶側報價進行日前市場出清(SECD)，確定每個調度時段(15分鐘)每個機組及需求側市場主體在每個節點的市場出清量。

[4] 對每個15分鐘、每個節點計算出清價格，將每個節點一個小時內的4個15分鐘的價格算術平均得到各節點在每個小時的出清價作為發電側的結算價格。將所有節點的出清價加權平均得到全省的綜合電價作為用戶側的結算價格。

[5]根據發電報價和最新負荷預測進行安全約束機組組合和安全約束經濟調度，得到日前96點調度計劃。

【討論】

這個模式與模式一的最大差別，在于用于結算的市場出清是根據發電報價和用戶側報價確定，而不是根據發電報價和負荷預測確定。發電報價和負荷預測的優化結果用于調度，發電報價和用戶側報價的優化結果用于結算。既然發電報價和用戶報價的優化結果僅用于結算，不影響調度方案和電力系統的安全可靠性，實際對模式一用戶側報量不保價情況下，也可以進行完善，首先根據發電的報價和用戶的的報價(數量)確定出清結果用于結算，然后用發電報價和負荷預測出清用于調度。具體這種情況下的數學模型和實現方式后續文章再討論。

2、實時市場的組織流程

實時市場的流程相對日前市場簡單一些，主要包括以下步驟。

1)運行邊界條件的準備。確定實時運行中機組運行、電網運行的相關邊界條件，考慮實時發電機組物理運行參數的變化。

2)用發電日前的報價和最新的負荷預測通過安全約束機組組合(SCUC)算法進行實時機組組合。

3)調頻市場正式出清，并正式確定調頻出清容量，根據此容量修改機組的出力上下限。

4)根據發電日前的報價和最新的負荷預測進行安全約束經濟調度(SCED)，確定每個機組的實時出力計劃。

5)對每個15分鐘、每個節點計算實時市場出清價格，將每個節點一個小時內的4個15分鐘的價格算術平均得到各節點在每個小時的出清價作為發電側的實時市場結算價格。將所有節點的實時出清價加權平均得到全省的綜合電價作為用戶側的實時市場結算價格。

可以看到，這個流程與日前市場非常相似。在各個出清環節，發電側仍然采用的是日前的報價。也就是說，發電在日前市場和實時市場的報價是一樣的，只需要、只能申報一次價格，即一次報價、多次出清。未來如果市場力等問題能較好解決，可以允許發電在實時市場重新報價以反映新的市場情況。

在實時市場中，負荷是不需要報價的，類似于日前市場的模式一。

二、市場合約中長期交易

廣東電力市場的中長期交易本質上一種提前鎖定價格、規避風險的金融工具。

1)交易標的物

廣東的中長期市場交易可以看為一種差價合約，基準價格是現貨市場中每個時段的全省加權平均綜合價。

【討論】

目前中長期市場中的交易標的物，在每個交易時段只有一個品種：全省綜合虛擬交易點的電力。由于目前的市場規則下，用戶是按全省的加權平均價結算的，通過這種中長期交易可以對用戶起到規避風險的作用。由于發電側在現貨市場的結算價是所在節點的節點價格，而目前中長期市場中沒有這種品種，因此發電側因節點電價變化引起的收益變化的風險沒有進行規避的工具。國外的節點定價機制都需要與輸配電定價、輸電權機制等相配合。需要對廣東節點定價機制下對不同發電主體利益的影響進行定性的分析和定量的測算，以避免造成不可接受的結果。

2)交易方式

交易方式總體上包括場外雙邊協商方式、集中競爭模式、掛牌交易模式。

集中競爭交易定期開展，每次開展包括集合競價和連續競價兩個階段。交易日9:00-9:15分組織集合競價，采用集中申報、集中撮合的方式，采用價格優先的方式成交，出清價為撮合成功的賣方和買方報價的平均價。交易日9:00-11:30組織開展連續競價交易，采用連續申報、連續撮合的機制。

集中競價交易包括年度交易、月度交易和周交易。年度交易每年組織一次，上年11月上旬開展。月度交易每月組織一次，可以對未來一年的月市場合約電量進行交易。周交易每周組織一次，可以對月內未來幾周的周市場合約電量進行交易。掛牌交易每周組織一次，可以對次周到年底的市場合約電量，以日歷周為最小交易塊進行交易。

3)曲線分解方式

中長期合同必須在交易時就確定曲線分解的方式，即將交易電量分解到每個1小時交易時段。雙邊協商方式和掛牌方式的曲線分解方法可以自行確定。集中競價的合同需要按照規定的方式分解。分解包括三個步驟：年度電量分解到月、月度電量分解到日、日電量分解到時。

(1)年度電量分解到月：根據上一年統調電力電量歷史數據確定年度分月電量比例。

(2)月度電量分解到日：根據上一年統調日電量歷史數據確定工作日、周六、周日、節假日四類常用日的電量比例。

(3)日電量分解到時：有三種方式可以選擇，包括峰谷平曲線D1(根據統調歷史將日電量按峰、谷、平三類分解為24小時電量曲線)、全天平均曲線D2(將日電量平均分解為24小時電量曲線)和高峰時段曲線D3(將日電量平均分解至每日峰段，平段谷段為零)。

【討論】

由于能量市場的交易標的物本質上是以小時為單位的電量，中長期合同必須進行分解，否則其價值是不確定的。為了交易的方便，減小交易成本，增加交易的流動性，可以對一些不同小時的電量打包交易，以上不同的曲線分解方式實際上就是對應不同的打包方法。比如，日D3分解方式下，就是將一天內峰時段按相同的電量打包進行交易，D2分解方式下就是將一天24小時按相同的電量打包進行交易，D1分解方式下就是將一天的24時段按照一種典型的峰平谷比進行打包交易。實際上，通過這三種曲線的組合，可以得到任何特性的日負荷曲線(按峰平谷劃分)。廣東中長期市場中設計多種典型的日分解曲線，是一種很好的市場設計。

目前的分解方式存在的問題是：年到月的分解和月到日的分解都是按照全網統一的負荷特性，無法反映不同市場主體差異化的需求。未來根據各產品交易的情況和實際的需求，可以設計更多的品種，反映市場主體差異化的特性。

三、基數合約中長期交易

1)交易標的物

基數合約交易的標的物為基數合約。如在我們上一篇文章中分析，市場主體獲得的基數合約不是一個確定的電量，而可以認為是非市場電量的一定的比例的發電權。事前分解的電量數額在事后計量后，結算時，會按比例進行調整。另外，基數合約電量沒有確定的分解曲線。因此，基數合約無法與市場形成的市場化的中長期合約進行交易。

廣東市場規則中，對關停機組的關停電量定義為固定電量，不在事后根據非市場用戶用電量進行調整。

【討論】

建議制定基數電量分解的原則，在年度確定基數電量計劃是就確定分解的曲線，同時不進行事后的調整。這樣可以簡化相關的市場規則，也不會引起大的利益的變化。

2)交易方式

交易方式包括集中交易和協商交易，其中集中交易又包括集合交易和連續交易兩個過程。相關流程、機制與市場合約的集中交易類似，這里不再重復。

總結

廣東電力市場規則中已經建立了比較完善的交易體系，包括中長期交易、日前交易和實時交易，很多設計參考了國際上的最新的經驗，但也在一些環節進行了改變。市場中一些細節的改變都有可能對市場的效率、市場主體的利益產生很大的影響。對一些關鍵的環節，需要對不同的可選方案進行定量的測算分析，不斷對相關規則進行優化。

在交易體系方面，需要重點考慮的問題包括：市場邊界條件的確定、日前市場出清中對用戶側報價的使用方式。中長期市場未來可根據實際交易情況不斷創新新的品種。

下一篇文章中，我們將重點對日前和實時市場的交易規則進行分析。