电力市场条件下偏差电量处理方式探索

苏丹+杨睿+刘超+高崧+白建文

摘 要：偏差电量的处理是电力市场交易结算的核心问题之一，本文研究交易偏差电量产生的过程，探讨了几种偏差电量的处理方式。从相对独立的交易机构出发，讨论了现有的偏差处理机制对市场主体参与交易的影响，力求寻找更加合理的偏差处理模式平衡交易各方的利益。

关键词：市场化交易；偏差电量；处理机制

中图分类号：F224 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）21-0103-02

随着我过电力体制深化改革进一步推进，市场化交易规模迅速扩大，特别是以电力用户直接交易为代表的市场化交易电量迅速增长。市场化条件下蓬勃发展的市场主体，逐渐丰富的交易品种以及高频次的交易开展都对交易结算如何控制偏差规模，调节市场关系提出了新的挑战。我国目前的结算体系尚无偏差电量责任认定和责任处罚的相关法律规范，既往的结算原则是以调度成本最小为目标的结算方式，但是在交易机构相对独立的改革背景下显然不符合市场发展的规律。

本文以目前国内市场化交易成熟度最高的电力用户直接交易为实践依据提出一种有利于提升市场化电力交易执行的偏差电量结算方式。下面就偏差电量的成因及影响作出了分析与阐述，最终提出了一些处理偏差的思路。

1 当前市场的交易执行偏差

1.1 偏差电量的市场现状

一般而言，电力电量的平衡遵从以用电负荷的预测数据编制发电侧的上网负荷，是一种“以用定发”的平衡思想。自新一轮电力体制深化改革以来，市场化电量在全社会用电占比中越来越大，电量平衡与偏差问题就变的愈加复杂。目前的市场环境下，大多数交易机构采用市场交易电量先于计划电量（又称基数电量）的结算次序，目的是想保证市场契约的优先执行，电量平衡矛盾即偏差电量则是通过同步调减或调增计划电来进行平抑，即计划电“兜底”结算。

偏差电量主要成因是用户自身负荷的预测与市场交易的不匹配，但偏差电量的处理则是通过调控发电侧电量来实现。在电力用户直接交易中，主要还是以 “中长期”交易周期模式为主，电力平衡是通过开展实时平衡电能量交易，由调度机构按照实时平衡需要增减机组出力实现发用平衡，发电企业和用户的偏差电量以政府偏差考核价格进行结算。

1.2 偏差电量的主要处理方式

当前电力市场条件下的偏差处理主要有《电力中长期交易基本规则（暂行）》中提出的四种可选方式：预挂牌按月平衡偏差、预挂牌按日平衡偏差、等比例调整偏差和滚动调整偏差。就用电侧而言：如果系统用电负荷波动小、负荷预测准确率高，则采用按月、日进行预挂牌处理平衡偏差；相反，用电结构特殊，负荷波动随机性强、季节性负荷特征明显、产业周期变化较大的地区，用电负荷的不确定性大，则慎用预挂牌平衡偏差处理方式。相对于发电侧而言：系统运行方式调整灵活性强，市场化交易电量占比小，市场电量与计划电量互斥性低，则可采用预挂牌平衡偏差处理方式。否则，需要将预挂牌平衡与等比例或等负荷率滚动调整方式进行有机来处理偏差。

但是以上几种处理方法有各自的适用条件与技术约束，难以匹配交易品种愈加丰富，交易规模更加庞大的电力市场发展。并且在电力现货交易市场并不成熟的情况下，偏差电量处理只能朝着各方都可接受的一个目标范围值逼近，而无法完全消弭。在系统经济性最优、市场公平性最优等目标无法同时达成的市场条件下，本文根据当前的市场交易环境提出了几种偏差处理的思路。

2 市场化交易的偏差处理

2.1 基于交易周期结构调整的处理方式

目前市场化交易的周期结构主要以“多年+中长期”模式为主，日内与现货等超短期交易的比重较小，特别是电力用户直接交易的周期结构是以“年度+月度”占绝对比例。中长期交易合同在履约交割期间，没有现货交易进行平衡调整，无论是多年、年度、月度、甚至是日周交易，都必然会产生偏差电量。因为交易电量是基于负荷预测而产生的，无论采用何种预测方式，得到的结果都只能无限近似于实际值，故而交易电量与与实际用电有一定量的偏差是正常事件。考虑偏差电量的根源，各地在中长期直接交易规则中一般都设置了某一程度的正负偏差的免考核范围，这确实是一种符合市场主体各方利益的规定，但也正好说明了中长期交易产生的电量偏差无法从根本上消除。同时，无论免考范围的幅度收窄还是放宽，发用两侧的电量不平衡还一定会造成资金结算的不平衡。但中长期合同电量的实质是电力期货，由于期货具有交割时间与交易时间的分离的的基本特性，因此履约存在变数。现货市场通过电量、电费的及时出清结算以及实时平衡机制解决偏差电量问题，而中长期合同电量在其约定的交个周期内，合同双方的实际发用电量与合同电量一定会有偏差，这种偏差不以人的意志而消失。

在某一交易周期内，开展时间间隔更短的短期、超短期转让或调整交易是解决偏差电量的一种途径。对发电侧而言，更加时间粒度更低的调整交易可以缩小非计划停运发生在交易周期导致无法交割的风险，也能在一定程度上规避电量欠发所面临巨额的处罚。于用电侧而言行业特性、市場结构、产业周期等都会对企业实际用电情况产生影响导致以生产计划为策略的交易结果与实际用电量发生偏差。

因此，确有必要以市场化为导向发展更加灵活的交易周期结构，特别是发展以日、周为单位的短期、超短期交易。在市场化条件下发展短期、超短期交易周期，不仅有利于调整交易偏差电量，同时也有利于活跃市场、发现价格，真正做到将定价权回归市场、选择权回归主体。

2.2 丰富交易品种缩小偏差电量

除开发展更为灵活的交易周期外，还可以通过事后合同电量转让的方式收敛交易偏差，即在月度交易执行后、月度交易结算前，发电侧由超发机组与欠发机组进行合同电量转让交易。然而基于交易执行后、结算执行前为时间节点的转让交易其优点在于减轻了调度运行的压力，发电侧只有超发的发电企业和欠发的发电企业之间开展交易。然而此种方式在市场主体多、装机规模小、负荷预测和交易申报误差大的市场中并不适合。因为基于结算前的发电侧转让交易将会增加市场交易的组织难度，导致市场主体匹配关系复杂，转让流程繁琐，同时会极大的增加结算的操作复杂度，进而影响电费结算。endprint

目前市场化的电力用户直接交易主要交易方式为双边协商与集中竞价，前者占到了整个市场规模的60%以上，双边协商有利于激发市场活力，集中竞价有利于发现价格。市场化交易的出清结果最终体现在交易合约上，理想状态下电厂合同电量刚性安排执行，那么电厂将不对用户实际用电量负责，也就无需把关。但是由于交易偏差电量的不可避免，市场化交易的偏差也应采用市场化方式解决。在当下主流的交易周期与交易品种下进一步丰富交易瓶中，在双边协商与集中竞价下丰富妆让交易等衍生品类，将双边与集中出清的中长期交易延伸至日周的转让交易，让市场主体在交易执行周期中自主选择、合理定价，不仅可以缩小偏差电量，更有利于进一步开放市场，提高效率。

市场化的短期、超短期转让交易不仅有利于市场主体更好的控制风险、提升精益化管理水平，同时也有利于保证交易合约的执行，在一定程度上更加特和三公调度的实际。其不足在于传统的月度计划和安全校核以既定的机组电量为边界，考虑典型方式的电力潮流约束，不涉及发、输电量的校核和调整。因此如何平抑转让后的交易电量被校核掉的风险成为转让交易的技术性问题，且大量的市场化转让交易对技术支持系统也提出了新的要求。

3 结语

电力市场建设的目的是让市场在资源配置中起作用，实现优化资源配置的目的。偏差处理在国外电力市场中的主要实现方式就是现货市场，是电力市场建设中非常重要的一个环节。偏差电量在市场化交易总体的比例虽然不大，但是偏差电量的价格是反应其他市场化交易价格的基础。我国当的偏差处理机制以计划协商的方式为主，应尽快转變为基于市场行为的微观方式。《电力中长期交易基本规则》的预挂牌机制是一种简单的实现方式，各个地区在根据区域市场的发电侧资源禀赋和用电侧产业结构进一步细化、完善，形成各自具有特色的偏差处理机制。

参考文献

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