售电公司参与跨省区交易的风险及应对建议

杨立兵 李晓刚 胡全贵 郭翔 李喜军

（1. 国家电网公司华东分部 2. 北京国网信通埃森哲信息技术有限公司）

售电公司参与跨省区交易的风险及应对建议

杨立兵1李晓刚1胡全贵2郭翔2李喜军2

（1. 国家电网公司华东分部 2. 北京国网信通埃森哲信息技术有限公司）

新一轮电力体质改革下，随着售电公司所能参与的交易类别的增多，给电网带来了巨大变化，使交易环境变得更为复杂，同时由于售电公司本身特性，给电网本身带来了巨大的风险。本文梳理了售电公司参与跨省区交易过程中潜在的风险点，总结为政策风险、安全风险、市场力风险，并对三类风险给出了对应的机制建议，以便及时采取必要措施来规避和预防售电公司参与跨省区交易带来的风险。

售电公司；跨省区交易；风险识别；应对建议

0 引言

2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着新一轮电力体制改革工作的正式展开。售电公司的数量和参与交易类型逐渐增加，而由于我国资源分布不均的特性，而普通的大用户无法参与跨省区交易，此时就可由售电公司来代理执行。因此，一旦售电侧跨省区交易放开，交易过程中的情况将变得更为不可预测，电网将面临多重风险。为此，必须及早展开研究，以便采取必要的预防措施和规避措施，以避免或减少电网面临的压力和风险。

文献[1]对国外售电侧市场主体进行了归纳分析，研究了售电市场运行机制，研究分析了售电市场的发展趋势。文献[3]从电网企业经营效益、西电东送可持续发展、非直接交易用户等多个角度分析了大用户电力直接交易在南方电网区域推行的影响。文献[4] 剖析了区域共同市场模式的交易机理，设计了几种兼顾电网调度、电网安全稳定运行与市场交易相协调的区域共同市场模式和交易机制。综上所述，这些文献分别在售电侧开放后市场机制和跨省区直接交易带来的影响方面进行的研究较为详尽，但并没有针对售电公司参与跨省区交易带来的风险研究及机制设计，因此，迫切需要对售电公司参与跨省区交易及其对产生的风险进行研究，并完善相应市场机制以维持市场秩序。

1 政策风险

由于售电业务的开展受制于相关政策的出台情况，没有相关的政策指导，售电公司难以开展与售电业务相关的准备工作和决策工作。电改9号文及相关配套文件为电改指明了方向，但在各省具体落实过程中，各方利益的博弈导致政策不稳定，存在较大的政策风险：一是存在政府直接主导市场交易量与价格的可能，与国家相关政策和市场化改革方向不一致。二是电改推进过程中各方利益博弈，政策制订部门可能会因兼顾某方或各方利益，导致政策经常左右摇摆，甚至容易走偏。三是交易规则的不断调整、变化和完善，市场监管部门可能会根据交易实施情况，未来对售电公司的交易规则、范围、频率等进行调整、限制等，售电公司的市场、收益等存在较大的不确定性。

2 安全风险

2.1 安全风险点梳理

电网的安全运行关系到整个电力系统的安全稳定，更关系着整个社会的稳定，是电力市场顺利开展的基础。电力作为一种商品，最大的特点在于其不能大规模存储，供需必须实时平衡。跨区跨省电力交易的开展打破了原有电能就地平衡的模式，从发电燃料的远距离非实时平衡运输，转变为电力电量的实时平衡输送。跨区跨省大规模、大范围的实时电量交易，势必会给电力系统安全运行带来一定的影响。具体表现在以下几个方面：

（1）跨区跨省电力交易打破了电网电能原有的安全稳定性

跨区跨省交易打破了原有电网电能供给和负荷需求之间的平衡，对电网的调峰、调频以及安全稳定性产生了显著的影响，增加了电网稳定运行的潜在风险。跨区跨省交易开展后，如果没有足够的调度措施和控制手段，在某个微小故障的触发下，就有可能形成连锁反应，造成大面积停电。

（2）跨区跨省交易中的新能源发电量增加了电网调频的负担

风电和光伏等新能源的不稳定性和间歇性决定了新能源发电机组的出力也具有波动性和间歇性的特点。从电网的角度看，并网运行的新能源相当于一个强随机性的扰动源，而在现有技术水平下新能源发电功率还无法准确预测。随着新能源发电规模占全网装机容量比例的不断增加，原有常规电源对电网运行调度的支撑能力被相对削弱，这进一步加大了电网调度的难度。

（3）跨区跨省电力交易造成调峰调频困难

随着送电电压等级的提高，单线传输容量不断扩大，单线故障对系统造成的波动远远大于单机故障对电力系统的影响，使得系统的电力电量在短时间内出现较大的不平衡，造成调峰调频困难。同时，潮流的大面积转移，又使得电网阻塞概率大大增大。而且，由于跨区跨省交易输电线路长，大大增大了其运行的不确定性。统计数据表明，线路的故障概率远大于机组的故障概率。因此，跨区跨省交易也加大了系统故障的概率，进一步加大了系统安全运行的风险。

跨区跨省交易引入了更多的不确定性因素，同时由于跨区跨省联络线输送容量远大于单一机组的容量，一旦故障对系统的安全运行将带来巨大的影响。

2.2 安全风险应对建议

（1）在更大范围内优化电网运行方式

优化电网运行方式，在更大的范围内统筹安排检修计划和开停机计划，必要时可以牺牲局部利益以换取电网的安全可靠运行。跨区跨省电力交易涉及范围广、涉及的发电机组和线路较多，在全网或者全区域内优化检修、开停机计划，可以最大限度使用电网输电资源，提高输送能力和电网利用率。合理分配交易电量和电网总发电量之间比例，避免交易比例过大。在负荷高峰时段，根据预测的负荷波动情况来确定不同时段的购电量，利用错峰效益，把调峰压力分摊给其他区域，让更多的机组承担电网调峰调频任务。

（2）开展需求侧管理

通过电价控制用户电能消费的时间和大小，改变其用电方式，来达到削减峰荷、转移峰荷和节约电能的目的，如负荷高峰期实行高电价，促使用户较小用电量，再如设置一部分可中断负荷，在负荷高峰期切除，相当于增加系统备用容量。

（3）开展辅助服务交易和开发新的跨区跨省备用交易品种

开展辅助服务交易，对参与调峰调频的机组予以经济补偿，并且对参与深度调峰、频繁调频的机组给予额外的经济补偿，以弥补它们在承担调峰调频任务时的额外损失，同时也可以增加其他发电机组参与调峰调频的积极性。此外，增加备用交易品种，实现全网备用资源有偿共享。如增加小时交易，使得交易量可以根据可再生电源的出力波动、负荷变动、故障扰动等情况作出及时的调整；增加有功备用等辅助服务交易，不仅在区域电网内有利于电力电量的平衡，还有利于跨区甚至全网共享备用。

（4）不断完善交易运营系统，用科学的方法管理系统阻塞

采用分区电价机制，并利用跨区跨省电力交易的电价等市场信号，促进输电网络的建设和发电企业的选址。通过对节点电价或区域电价的分析，合理地规划电网，在阻塞较为严重的地区大力建设输电网络，发电企业合理选址于阻塞风险较小的地区。同时， 完善交易运营系统，增强阻塞管理，用先进的算法快速计算交易对电网引起的阻塞影响并调整相应的阻塞调度方案。

3 市场力风险

3.1 市场力风险点梳理

在各行各业中或多或少都存在着市场力。但由于电力需求价格弹性很小、不可存储、严格的机组容量约束、输电线路的容量限制和电力建设投资巨大等因素的影响，电力行业产生市场力的可能性相较于其他产业要大得多。其原因主要有以下几个方面：

一是发电厂商的联盟。发电厂商在市场运行一段时间后，容易达成联盟协作博弈，共同提高报价。如果有发电企业联盟，会致使市场容量更加集中，联盟的市场力更大。

二是输电阻塞的存在。由于在跨区跨省电力交易过程中电力是需要传输网络进行调度的，有的电力市场电网有缺陷，存在瓶颈问题。输电阻塞的存在会使部分地区市场独立化，无法进行有效的竞争，这时当地的发电公司就可能运用市场力抬高电价获取额外的收益。

三是市场结构及运行机制设计存在缺陷。市场竞争主体规模划分严重不均，未形成有效的用户侧响应机制，跨区跨省电力交易的合约电量与竞争电量确定的比例不尽合理等市场结构设计缺陷均会导致卖方市场力的出现。

四是其他原因。如天然气、燃料的供应、机组检修和事故等外部非可控因素也会促成市场力的形成。

3.2 市场力风险应对建议

（1）改进电力交易时间、交易量和交易比例

不同时间范围内的风险含义不同，如在长期市场上，负荷的不确定性就很大，输电容量和发电容量的不确定性也很大，因为从长期的时间框架内不能对很多细节问题进行确定。因此，对不同时间框架内的电力交易风险进行评估，用长期的电力交易降低短期电力交易中的风险，并将不同的电力交易种类进行协调，将长、中、短期交易结合，并确定理想的交易量比例，从而规避风险。

（2）充分利用市场规则控制风险

通过制订合适的市场规则，引导交易主体有效地避免电力交易风险。

（3）充分考虑水电企业，受水库库容和来水情况的影响

由于水电企业存在一定的发电量不确定风险，即很难准确预测中长期的发电能力，因此在中长期合约市场上签订合约时，在确定中长期发电量时，要考虑水电厂预报来水的风险，以及水电厂的中长期发电能力和可发电量的风险。

（4）完善电力市场交易模式和组织结构

在跨区跨省电力交易中，不同交易主体面临的风险是不同的，在市场中的决策也各不相同。为了保证跨区跨省电力交易的顺利实现，应当考虑各种不确定因素和交易风险，确定较为理想的跨区跨省电力交易模式。

（5）逐步引入电力金融衍生品

逐步引入发电容量交易、电力金融衍生品交易、输电权交易等，建立物理电量交易、发电权交易、输电权交易、期货期权金融交易等多种跨区跨省电力交易品种，进一步丰富电力交易品种和利益调节、规避风险的手段。

[1]王林炎,张粒子,张凡,等. 售电公司购售电业务决策与风险评估[J/OL]. 电力系统自动化,1-9 (2017-11-03).http://kns.cnki.net/kcms/detail/32.1180.TP.20171103.1259.004.html.

[2]贾培刚. 售电侧放开背景下售电公司盈利模式研究[C].2017智能电网发展研讨会论文集,2017.

[3]任艺,李庚银,周明. 售电公司购售电决策及风险管理评述[J]. 现代电力,2017,34(04):79-85.

[4]胡晨,杜松怀,苏娟,等. 新电改背景下我国售电公司的购售电途径与经营模式探讨[J]. 电网技术,2016,40(11):3293-3299.

[5]张晓萱,薛松,杨素,等. 售电侧市场放开国际经验及其启示[J]. 电力系统自动化,2016,40(9):1-8.

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