电力现货市场下基于电价互换的不平衡费用风险管理策略

张潮，彭文兵，黄书旭

(1.上海电力大学经济与管理学院，上海201306；2.华电国际电力股份有限公司邹县发电厂，山东 济宁273500)

0 引言

自2015年以来，中国开始了新一轮电力体制改革，按照“管住中间，放开两头”的思路，以直接交易作为改革的切入点，力图还原电力商品属性，推动构建清洁高效的能源体系[1]。目前，各省市已基本建成了涵盖年、月的中长期电力市场，南方(以广东起步)、山西、浙江等8个省份(地区)作为第一批电力现货市场建设试点，也全部开展了现货市场结算试运行[2]。其中，南方(以广东起步)、山东、浙江等地区选择了基于节点电价的集中式市场模式[3]。然而，上述电力市场建设并不完善，大多数省(区)的辅助服务和电力金融等市场仍处于探索阶段，缺乏有效的风险管理机制。在电力现货市场试运行期间，由于中长期电力市场与现货市场衔接、计划与市场双轨运行带来巨额不平衡费用成为电力市场风险管理的焦点问题。

所谓不平衡费用，是指电力市场交易中购电买卖收支不平衡引起的余额，国外成熟电力市场中的不平衡费用主要包括阻塞盈余、成本补偿等因素产生的偏差费用[4]。但是，在中国计划加市场的双轨制电力市场背景下，不平衡费用的产生不仅包括阻塞盈余费和成本补偿费用，还包括优先发电与优先购电不匹配引起的不平衡费用，即双轨制偏差费用[5]。不平衡费用的产生不是偶然现象，上一轮东北区域的电力市场改革折戟的具体原因也是因为市场调电产生的34亿不平衡资金[6]。因此，不平衡费用处理是现货市场机制设计的重中之重。根据上述分析，可以将不平衡费用划分为两部分，即市场部分的阻塞盈余费和成本补偿费用，非市场部分的双轨制偏差费。其中，成本补偿费用会随着辅助服务市场和容量补偿机制的建立逐渐解决[7]，而阻塞盈余费和双轨制偏差费的消弭则没有那么容易。

从风险管理的角度出发，通过引入金融输电权(FTR)交易机制对阻塞盈余偏差费用进行处理是一个不错的办法[8]，美国PJM电力市场除了引入FTR交易外，还引入了一种新型电力金融交易产品up-to congestion(UTC)，用来规避阻塞程度发生变化的风险[9]。但是考虑到FTR的获取需要市场主体广泛参与并通过多轮竞拍确定，而中国电力现货市场目前仍处于起步阶段，尚不具备开展FTR交易的条件。针对双轨制偏差费用风险管理，这个中国电力现货市场中的特有问题，研究还较为匮乏。文献[10]梳理总结了适用于中国电力现货市场现状的3种双轨制偏差费用处理方法。文献[11]详细分析了双轨制偏差费用产生的非市场原因，并就双轨制费用的处理提出了一些建议。文献[12]从计划与市场是否解耦的角度分析双轨制偏差费用的处理机制，并通过算例说明了不解耦模式具有更好实用性。然而上述文献中对双轨制偏差费用处理机制的研究仅是现货试点交易规则中非市场处理手段的延续，对如何运用市场思想管理双轨制偏差费用风险缺乏必要分析。

目前国内对于不平衡费用处理依然是一种非市场指令分摊模式[13]，考虑到中国电力市场主体利益博弈的复杂性，不平衡费用合理分摊在当前中国电力现货市场中应用存在一定困难。为此，基于对应用节点电价的集中制电力现货市场结算特点的分析，从非市场与市场两个层面探讨中国电力现货市场不平衡费用的特殊性以及不平衡费用处理的重要性，进一步从市场角度出发，提出运用电价互换交易机制实现不平衡费用风险在市场内部重新分配与消化，最后利用期望效应和风险态度理论给出电价互换的交易费用，并通过算例来说明电价互换交易机制的有效性和实用性。

需要说明的是，本文选取了试运行期间产生了巨额不平衡费用的山东省电力现货市场为研究对象。虽然国内外其他基于节点电价的集中制电力现货市场在结算方式方面略有差别，但是也可有效地应用电价互换交易机制。

1 中国电力现货市场的关键特征及不平衡风险

1.1 市场机制关键特征

选取基于节点电价的山东省集中制电力现货市场为例[14]，现货市场不仅包括日前市场和实时市场，还增加了一个通过可靠性机组组合校验的日内机组组合调整环节，并采用全电量申报、集中优化出清的方式开展交易。在电力现货市场组成方面，山东试点与其他集中制电力现货试点不同，通过在日前市场和实时市场之间增加一个起缓冲作用的日内机组组合调整环节，以适应由于机组非计划停运、新能源出力预测偏差等边界条件变化引起机组组合调整的情况。日内机组组合调整环节的增加不仅有助于保证电力系统的安全稳定运行，还对成本补偿等不平衡费用减少有着正向促进作用，而且日内机组组合环节调整不出清价格，仍以实时市场出清价格进行结算，不对现货市场的价格出清产生影响，值得其他现货试点学习借鉴。

现货市场采用节点电价机制定价，节点电价包括系统电量价格和阻塞价格两部分，其中，系统电量价格反映全市场的电力供需情况，阻塞价格反映节点所在位置的电网阻塞情况。节点电价除了可以有效地反映系统中不同空间维度电能的价值和线路的阻塞情况外，还可以提供更有效的价格信号，引导电力网络的建设[15]。现货市场在设计之初就包括了辅助服务市场，以“现货市场+辅助服务市场”的双市场模式更好地满足了现货市场机制设计理念，成本补偿费用也会随着辅助服务市场和容量补偿机制的逐渐完善而得到解决。

在市场初期，由于以国家计划为基础的计划用电尚未放开，市场中仍有部分以外来电和以供热、核电、新能源等为主的年度优发电量，这些电量由电网公司或政府授权的其他企业代表与发电方、输电方签订以政府批复的上网电价结算。当非市场用户实际用电量扣除优先发电量后与合约电量无法保持一致时，可以采用“以用定发”的方法，实现结算平衡。

1.2 市场结算中的不平衡风险

考虑到当前现货市场中用户侧的市场意识有待健全，在采用节点电价的同时，发电侧与用户侧节点电价的结算方法设计略有不同。其中，发电侧节点以每小时内(15 min)节点电价的算术平均值作为结算电价；而用户侧通过设置统一结算点，以市场发电侧每小时节点电价的加权平均值作为市场结算电价。用户侧通过设置统一结算点采用发电侧节点电价加权平均，可避免相近距离的用户出现电能价格不同，或经济发达与欠发达地区出现电价差异较大的情况，在一定程度上保证了市场主体间的公平性[16]，包括南方(以广东起步)在内的多数现货试点地区也都采用这种结算方法。

在现货市场中，发用电双方对于中长期合约优先出清[17]；在日前市场中，现货出清电量与中长期合约日前分解电量的差值需要按照日前市场现货价格出清；在实时市场中，实际用电量与日前市场出清电量的差值，按照实时市场现货价格出清。为突出研究重点，仅考虑与不平衡费用相关的中长期合约和现货日前市场，并遵照中国现货市场交易中结算的优先顺序，即：先保证中长期交易合同优先出清，再对中长期交易合同电量与现货市场出清电量的差值按现货价格出清。

1)节点m处机组收益Rm,t

(1)

2)节点n处机组收益Rn,t

(2)

3)用户购电支出Ct

(3)

以国家计划为基础的计划用电放开前，电网公司通过合约电价销售的方式代理了全部非市场用户，并通过发改委批复的上网电价购买非市场发电侧的合约电量。电网公司只承担结算交易中的非市场部分，对于非市场用户实际用电量与合约电量的偏差部分，考虑市场初期，用户侧市场意识不强，双轨制偏差费用暂由非市场发电机组承担。具体实施步骤如下：1)采用以用定发的方法确定双轨制偏差电量的多少；2)由非市场发电机组根据日前现货市场电价进行偏差电量结算。

需要说明的是，用户侧仍承担和电网公司约定的合约电价，为更直观地分析非市场发电机组面临的双轨制偏差风险，假设合约电价等于批复的上网电价。进而得到非市场发电机组t时段双轨制偏差费用为C。

(4)

1.3 现行不平衡费用的处理方法

成本补偿费用的处理会随着辅助服务市场和容量补偿机制的完善而水到渠成，阻塞盈余费用和双轨制偏差费用的处理则仍然是现在电力市场中风险管理重点与难点。

1)阻塞费用

阻塞费用反映的是两个节点之间电能的空间价值之差，其本质来源是发电成本小的机组受限于输电线路的物理特性无法完成输电计划，需要调用高价电而产生的额外成本。基于1.2节中对中长期合约和现货日前市场阻塞费用风险的分析，以图1为例介绍阻塞的产生与现实处理方式。

图1 阻塞费用的处理

在图1所示的情况下，由于合同结算参考点位于节点B，发电机组G1需要承担阻塞费用=200×(400-500)=-2 万元(即支出2万元)，在实现了市场结算平衡后，还剩余1万元的阻塞盈余。可知，由于市场初期中长期合约的结算参考点选取在用户侧的统一结算点处，中长期合约的签订需要基于对结算参考点价格的预测，当价格预测误差较大时，发电侧仍将面临较大亏损的可能，而且由于发电侧并未缴纳输电费用、不存在输电权，所以也无法获得阻塞盈余的分摊。

发电侧除了提高自身市场仿真分析能力外，无其他应对阻塞风险的办法，而且由于无法获得阻塞盈余费用，发电侧也将完全暴露在阻塞风险中，进而对阻塞风险管理机制有着迫切的需求。

2)双轨制偏差费用

只要优发优购曲线不匹配就会产生双轨制偏差费用。2020年5月山东省电力现货市场试运行期间，由于外来电、新能源等非市场机组的超额发电，使得该部分偏差电量在发电侧结算时形成了“高买低卖”的格局，即以批复上网电价高价买入非市场增发电量，并以较低的日前现货电价卖出中长期合同的欠发电量，由此产生巨额的双轨制偏差费用。而山东省针对此次双轨制偏差费用给出的处理办法是“由外来电和省内可再生能源、优先机组等优先电量按照电费比例分摊”。虽然非市场机组电量增发需要负一定的经济责任，且这种分摊方法也在一定程度上体现出了市场的公平性，但也与国家关于新能源发电和战略性输电协议的“保价”扶植政策存在明显冲突。而且分摊后的非市场机组部分电量结算电价将与山东省市场化机组现货结算电价无异，考虑到当前中国实际，非市场机组也没有意愿与能力去承担现货市场中电价波动的风险。

而广东电力现货市场结算试运行时，则是通过调整省内火电机组基数电量来分配以用定发电量，以实现表面上的“不平衡费用清零”。但本质上，火电机组完全承担了双轨制偏差的经济责任，而且为保证基数电量调节能力势必会阻碍发用电计划的进一步放开，更不利于区域电力市场(全国统一电力市场)的建设。所以这种方法更多的是“掩盖”问题，更不是解决双轨制偏差费用风险的正确方法。

在电力市场初期，非市场机组起着保障电力安全与促进清洁能源消纳的作用，为此我国电力领域将保持计划与市场长期共存的格局，而双轨制偏差费用也将长期存在。在逐步推进发用电计划放开的同时，也需要考虑非市场机组所面临的双轨制偏差费用风险问题。

2 基于电价互换的不平衡费用风险管理

当前电力现货市场中，无论是针对阻塞风险用还是双轨制偏差费用风险都缺乏相应的风险管理机制。由于阻塞风险的存在，市场化机组不得不面临阻塞费用缴纳不确定所导致的市场主体收益或支出存在不确定性的问题；而以外来电和清洁能源等为代表的非市场机组也需要考虑非市场机组由于双轨制偏差费用分摊而面临的风险管理问题。为此，考虑中国电力现货市场的实际特点和需要，进一步从市场角度提出针对阻塞风险和双轨制偏差费用风险管理的电价互换交易机制。

2.1 电价互换交易机制

互换(Swaps)，又称为掉期，本质上是一种金融衍生工具，参与者同意在一段时间内交换其货币种类、利率、商品合约或其他金融资产，起着规避风险的作用，互换的基础取决于参与者进行互换交易时的比较优势[18]。在电力现货市场环境中，参与者可能拥有不同的风险偏好，这也意味着不同的参与者承担不同的价格风险。针对一段相同大小确定时间段的电量，风险厌恶者希望获得固定电价，而风险偏好者希望获得可变电价，因此，他们之间可以提出一种互换合约来对冲交易风险。而且互换交易与中长期交易不同，在进行电价互换后，整个电力市场结算价格不会改变，只有互换参与者结算电价会发生改变，并不影响现货市场出清及电力平衡[19]。

就不平衡费用风险管理而言，通过引入电价互换交易机制，不论是阻塞风险还是双轨制偏差费用风险都可以在参与双方之间进行重新分配。其中，持可变电价(现货电价)的一方通过电价互换交易机制获得了固定电价(中长期合约电价)，减小了自身风险的同时也失去了获得更多收益的可能性；相反，持固定电价的一方通过互换得到了可变电价，虽然提升了获得更多收益的可能性，但也不得不面临较高的风险。电价互换交易机制能够使得交易双方根据自身的判断与风险偏好，实现不平衡费用在市场内部传导和规避，进而有效地管理不平衡费用风险。

2.2 电价互换交易机制在阻塞风险管理中的应用

文献[20]提出了一种基于结算权转让的输电阻塞管理方法，结算权转让的本质仍为电价互换交易，虽然只分析了电价互换在输电阻塞管理中的应用，而且并没有给出互换交易的费用，缺乏实用性，但仍具有很强的参考意义。因此，对于电价互换交易机制在阻塞风险管理中的应用只给出如下简要分析。

根据中国电力现货市场交易关键特征，并基于1.2节中的分析和假定条件，可以得出节点m、n处机组真实收益分别为：

(5)

(6)

3)进一步化简得到：

(7)

(8)

由于不同节点处比较优势的存在，通过假设节点m处机组是风险厌恶的，节点n处机组是风险偏好的，两个节点处的机组就可以采用电价互换交易机制管理阻塞风险。节点m、n处的机组通过双边协商确定对时段t的电量X进行电价互换，节点m处机组获得对电量X以中长期合约电价PL结算的权利，节点n处机组获得以m节点处机组现货电价Pm,t结算的权利。节点m处机组为获得固定电价还需向节点n处机组支付一定的交易费用a。此时，节点m、n处机组收益为：

(9)

(10)

特别地，当X=Qm,t时，节点m处机组规避了自身现货节点电价波动的风险，若节点m处机组希望进一步规避现货电价波动的风险，可以选择继续与用户侧进行电价互换交易，即节点m处机组通过向用户侧支付一定的交易费用b，从而获得在t时段以中长期合约电价PL对交易电量Y结算的权利。

其实，在电力现货市场的环境中，机组不需要规避所有的风险而失去获得更高收益的可能性，也不需要过度追求高收益而使自己陷入高风险之中。重要的是依据自身的风险偏好和市场预测选择合适的阻塞费用风险管理策略。

2.3 电价互换交易机制在双轨制偏差费用风险管理中的应用

以山东省电力现货试点中存在的真实双轨制偏差费用风险为例，并考虑由非市场机组“超发”所面临的双轨制偏差费用分摊和随之而来的市场化风险管理问题，提出应用电价互换的风险管理策略。

(11)

实际上通过将上式化简则能更直观地分析非市场机组所面临的双轨制偏差风险，得到：

(12)

(13)

而非市场机组亦可以针对即将“超发”的电量提前与市场机组签订电价互换合约，这样不仅现货市场提前避免了双轨制偏差费用，非市场机组也不用再面临现货电价波动的风险。目前，全国8个现货试点全部完成了结算试运行，现货市场建设进一步提速，关于外来电、新能源发电入市的顶层设计也呼之欲出，这将是一个新的契机。非市场机组亦可借助电价互换交易机制，逐步适应现货市场环境，即可以在适当承担现货市场电价波动风险的同时应用电价互换交易机制，进一步实现效用最大化。

综上所述，不论是阻塞风险还是双轨制偏差费用风险，都可以采用电价互换交易机制对风险进行管理。针对阻塞风险，电价互换交易机制从阻塞费用缴纳不确定的风险管理角度出发，运用市场手段使得阻塞费用在交易双方之间合理传导，实现阻塞风险在现货市场中的重新分配；而对于双轨制偏差风险，通过提前签订电价互换合约不仅可以提前规避了双轨制偏差费用，非市场机组也实现了摆脱现货电价波动风险的目的。而且考虑到同样具有金融属性的差价合约已经在中国电力现货市场中成功应用，电价互换交易机制这种与差价合约运行机理相似的风险管理工具同样可以很好地应用于中国电力现货市场的建设。

3 电价互换中交易费用形成机制

电价互换交易机制是管理不平衡费用风险的有效手段，要使电价互换交易机制在电力现货市场中成功应用，均衡的交易费用成为关键。为此，引入期望效用和风险态度理论，并给出了参与电价互换交易发电侧机组在电力现货市场中的效用函数，进一步得到电价互换的交易费用。

3.1 期望效用和风险态度理论

期望效用理论是描述人们在不确定风险条件下如何做出决策的经典理论，即参与者通过将最终结果的效用值乘以客观概率得到加权总和，然后比较不同风险的预期效用来进行选择[21]。期望效用很大程度上取决于参与者的衡量准则，因此，期望效用可以用于衡量参与者对某些决定的偏好。

参与者的效用函数U定义如下：

U=E(R)-∂σ(R)

(14)

式中：E(R)为参与者的期望收益；σ(R)为收益的标准差；∂为参与者的风险态度，0表示风险偏好、0.5表示风险中立、1表示风险厌恶。

3.2 电价互换的交易费用

(15)

(16)

(17)

(18)

由于互换交易是一种使参与者都受益的交易，因此节点m和n处机组的效用都会增加，即：

(19)

(20)

因为PL表示固定电价，所以E(PL)=PL，D(PL)=0。在电力现货市场交易中固定合约电价(中长期合约电价)是根据现货电价预测得到的，因此可以得到PL=E(Pm,t)。进一步将式(19)—(20)展开并化简，得到：

(21)

(22)

根据式(21)—(22)可以确定交易价格p的范围为：

∂nσ(Pm,t)

(23)

(24)

特别地，当σ(Pm,t)为0时，则意味着现货电价将保持恒定，市场不存在风险，也不需要进行电价互换交易。

4 算例分析

电价互换交易机制可以实现不平衡费用风险在市场主体之间的重新分配，而其实用性和有效性则需要通过算例做进一步的验证。本节选取PJM市场中Eastern Hub节点处2020年2月1日到2020年5月31日共2 887个实时电价数据作为场景[22]，由于实时电价在峰谷处波动较为剧烈，定义中σ难于获得，所以用日平均电价代替实时电价，并把日平均电价分为2—3月和4—5月两组，用于后续对比分析。图2为验证2—3月和4—5月两组日平均电价数据是否服从正态分布，可见，两组数据是正态性数据。进一步，给出2—3月和4—5月两组日均电价数据的标准差为：σ1=2.26，σ2=3.05。

图2 日均电价数据与正态分布对比图

假定在现货市场中，机组A和机组B进行电价互换交易来管理不平衡费用风险，电价互换交易电量为500 MWh，其中，机组A的现货出清电价分别为2—3月和4—5月的日平均电价，机组B以固定电价出清。算例结果在表1—2中列出。

表1 σ1=2.26时电价互换交易的算例结果

表2 σ2=3.05时电价互换交易的算例结果

从表1可以发现，发电机组不同的风险态度如何在电价互换交易中产生不同的增量效用价值。通过方案1—3的对比可以看出，随着机组间风险态度差(∂A、∂B)的逐渐减少，从电价互换交易中获得的增量效用价值也逐渐降低，特别地，当参与电价互换交易的机组风险态度均为中立时，增量效用价值均为0。这意味着机组间的比较优势(风险态度)会影响效用价值。通过方案4则可以看出，当机组间缺乏比较优势时，参与电价互换交易反而会使机组的效用价值减少。所以，在电力现货市场环境中进行电价互换交易时，参与者应根据自身的风险态度(风险管理能力)，充分发挥彼此之间的比较优势。

将表1—2的数据做进一步对比可知，当现货电价的波动率σ较高时，参与电价互换交易的机组需要更多的交易价格。而且，当风险态度不变时，较高的现货电价波动率也意味着较高的增量效用价值。这种情况也反映出电价互换交易机制可以很好地适应电力现货市场环境。

而在实际应用中，风险态度值可根据发电厂风险管理能力量化得到，量化方法可以参考关于发电厂的信用评级等级，认为信用评价等级越高，发电厂的风险管理能力越强，进而风险态度值越小，即表现为强风险偏好[23]。

5 结语

2020年，全国8个现货试点全部完成了结算试运行，现货市场建设进一步提速，建立有效的不平衡费用风险管理机制是电力现货市场稳定运行的重要保障。本文对电力现货市场中不平衡费用的组成进行了分析，并考虑当前中国电力现货市场关键特征，提出了基于电价互换的不平衡费用风险管理策略。相对于现行的运用非市场手段对不平衡费用进行分摊的处理角度，电价互换交易机制从电力市场运行基本规律和市场风险管理角度出发，不仅实现不平衡费用风险在交易双方之间的重新分配，还能在一定程度上避免双轨制偏差费用的产生。运用期望效用和风险态度理论给出了电价互换的交易费用，并通过算例验证了电力互换交易机制的实用性与有效性。电价互换交易操作灵活，适用于中国电力现货市场初期中长期合约优先出清、市场与计划并行、发电侧承担较大不平衡费用风险的特征。