電力現貨市場下基于電價互換的不平衡費用風險管理策略

張潮，彭文兵，黃書旭

(1.上海電力大學經濟與管理學院，上海201306；2.華電國際電力股份有限公司鄒縣發電廠，山東 濟寧273500)

0 引言

自2015年以來，中國開始了新一輪電力體制改革，按照“管住中間，放開兩頭”的思路，以直接交易作為改革的切入點，力圖還原電力商品屬性，推動構建清潔高效的能源體系[1]。目前，各省市已基本建成了涵蓋年、月的中長期電力市場，南方(以廣東起步)、山西、浙江等8個省份(地區)作為第一批電力現貨市場建設試點，也全部開展了現貨市場結算試運行[2]。其中，南方(以廣東起步)、山東、浙江等地區選擇了基于節點電價的集中式市場模式[3]。然而，上述電力市場建設并不完善，大多數省(區)的輔助服務和電力金融等市場仍處于探索階段，缺乏有效的風險管理機制。在電力現貨市場試運行期間，由于中長期電力市場與現貨市場銜接、計劃與市場雙軌運行帶來巨額不平衡費用成為電力市場風險管理的焦點問題。

所謂不平衡費用，是指電力市場交易中購電買賣收支不平衡引起的余額，國外成熟電力市場中的不平衡費用主要包括阻塞盈余、成本補償等因素產生的偏差費用[4]。但是，在中國計劃加市場的雙軌制電力市場背景下，不平衡費用的產生不僅包括阻塞盈余費和成本補償費用，還包括優先發電與優先購電不匹配引起的不平衡費用，即雙軌制偏差費用[5]。不平衡費用的產生不是偶然現象，上一輪東北區域的電力市場改革折戟的具體原因也是因為市場調電產生的34億不平衡資金[6]。因此，不平衡費用處理是現貨市場機制設計的重中之重。根據上述分析，可以將不平衡費用劃分為兩部分，即市場部分的阻塞盈余費和成本補償費用，非市場部分的雙軌制偏差費。其中，成本補償費用會隨著輔助服務市場和容量補償機制的建立逐漸解決[7]，而阻塞盈余費和雙軌制偏差費的消弭則沒有那么容易。

從風險管理的角度出發，通過引入金融輸電權(FTR)交易機制對阻塞盈余偏差費用進行處理是一個不錯的辦法[8]，美國PJM電力市場除了引入FTR交易外，還引入了一種新型電力金融交易產品up-to congestion(UTC)，用來規避阻塞程度發生變化的風險[9]。但是考慮到FTR的獲取需要市場主體廣泛參與并通過多輪競拍確定，而中國電力現貨市場目前仍處于起步階段，尚不具備開展FTR交易的條件。針對雙軌制偏差費用風險管理，這個中國電力現貨市場中的特有問題，研究還較為匱乏。文獻[10]梳理總結了適用于中國電力現貨市場現狀的3種雙軌制偏差費用處理方法。文獻[11]詳細分析了雙軌制偏差費用產生的非市場原因，并就雙軌制費用的處理提出了一些建議。文獻[12]從計劃與市場是否解耦的角度分析雙軌制偏差費用的處理機制，并通過算例說明了不解耦模式具有更好實用性。然而上述文獻中對雙軌制偏差費用處理機制的研究僅是現貨試點交易規則中非市場處理手段的延續，對如何運用市場思想管理雙軌制偏差費用風險缺乏必要分析。

目前國內對于不平衡費用處理依然是一種非市場指令分攤模式[13]，考慮到中國電力市場主體利益博弈的復雜性，不平衡費用合理分攤在當前中國電力現貨市場中應用存在一定困難。為此，基于對應用節點電價的集中制電力現貨市場結算特點的分析，從非市場與市場兩個層面探討中國電力現貨市場不平衡費用的特殊性以及不平衡費用處理的重要性，進一步從市場角度出發，提出運用電價互換交易機制實現不平衡費用風險在市場內部重新分配與消化，最后利用期望效應和風險態度理論給出電價互換的交易費用，并通過算例來說明電價互換交易機制的有效性和實用性。

需要說明的是，本文選取了試運行期間產生了巨額不平衡費用的山東省電力現貨市場為研究對象。雖然國內外其他基于節點電價的集中制電力現貨市場在結算方式方面略有差別，但是也可有效地應用電價互換交易機制。

1 中國電力現貨市場的關鍵特征及不平衡風險

1.1 市場機制關鍵特征

選取基于節點電價的山東省集中制電力現貨市場為例[14]，現貨市場不僅包括日前市場和實時市場，還增加了一個通過可靠性機組組合校驗的日內機組組合調整環節，并采用全電量申報、集中優化出清的方式開展交易。在電力現貨市場組成方面，山東試點與其他集中制電力現貨試點不同，通過在日前市場和實時市場之間增加一個起緩沖作用的日內機組組合調整環節，以適應由于機組非計劃停運、新能源出力預測偏差等邊界條件變化引起機組組合調整的情況。日內機組組合調整環節的增加不僅有助于保證電力系統的安全穩定運行，還對成本補償等不平衡費用減少有著正向促進作用，而且日內機組組合環節調整不出清價格，仍以實時市場出清價格進行結算，不對現貨市場的價格出清產生影響，值得其他現貨試點學習借鑒。

現貨市場采用節點電價機制定價，節點電價包括系統電量價格和阻塞價格兩部分，其中，系統電量價格反映全市場的電力供需情況，阻塞價格反映節點所在位置的電網阻塞情況。節點電價除了可以有效地反映系統中不同空間維度電能的價值和線路的阻塞情況外，還可以提供更有效的價格信號，引導電力網絡的建設[15]。現貨市場在設計之初就包括了輔助服務市場，以“現貨市場+輔助服務市場”的雙市場模式更好地滿足了現貨市場機制設計理念，成本補償費用也會隨著輔助服務市場和容量補償機制的逐漸完善而得到解決。

在市場初期，由于以國家計劃為基礎的計劃用電尚未放開，市場中仍有部分以外來電和以供熱、核電、新能源等為主的年度優發電量，這些電量由電網公司或政府授權的其他企業代表與發電方、輸電方簽訂以政府批復的上網電價結算。當非市場用戶實際用電量扣除優先發電量后與合約電量無法保持一致時，可以采用“以用定發”的方法，實現結算平衡。

1.2 市場結算中的不平衡風險

考慮到當前現貨市場中用戶側的市場意識有待健全，在采用節點電價的同時，發電側與用戶側節點電價的結算方法設計略有不同。其中，發電側節點以每小時內(15 min)節點電價的算術平均值作為結算電價；而用戶側通過設置統一結算點，以市場發電側每小時節點電價的加權平均值作為市場結算電價。用戶側通過設置統一結算點采用發電側節點電價加權平均，可避免相近距離的用戶出現電能價格不同，或經濟發達與欠發達地區出現電價差異較大的情況，在一定程度上保證了市場主體間的公平性[16]，包括南方(以廣東起步)在內的多數現貨試點地區也都采用這種結算方法。

在現貨市場中，發用電雙方對于中長期合約優先出清[17]；在日前市場中，現貨出清電量與中長期合約日前分解電量的差值需要按照日前市場現貨價格出清；在實時市場中，實際用電量與日前市場出清電量的差值，按照實時市場現貨價格出清。為突出研究重點，僅考慮與不平衡費用相關的中長期合約和現貨日前市場，并遵照中國現貨市場交易中結算的優先順序，即：先保證中長期交易合同優先出清，再對中長期交易合同電量與現貨市場出清電量的差值按現貨價格出清。

1)節點m處機組收益Rm,t

(1)

2)節點n處機組收益Rn,t

(2)

3)用戶購電支出Ct

(3)

以國家計劃為基礎的計劃用電放開前，電網公司通過合約電價銷售的方式代理了全部非市場用戶，并通過發改委批復的上網電價購買非市場發電側的合約電量。電網公司只承擔結算交易中的非市場部分，對于非市場用戶實際用電量與合約電量的偏差部分，考慮市場初期，用戶側市場意識不強，雙軌制偏差費用暫由非市場發電機組承擔。具體實施步驟如下：1)采用以用定發的方法確定雙軌制偏差電量的多少；2)由非市場發電機組根據日前現貨市場電價進行偏差電量結算。

需要說明的是，用戶側仍承擔和電網公司約定的合約電價，為更直觀地分析非市場發電機組面臨的雙軌制偏差風險，假設合約電價等于批復的上網電價。進而得到非市場發電機組t時段雙軌制偏差費用為C。

(4)

1.3 現行不平衡費用的處理方法

成本補償費用的處理會隨著輔助服務市場和容量補償機制的完善而水到渠成，阻塞盈余費用和雙軌制偏差費用的處理則仍然是現在電力市場中風險管理重點與難點。

1)阻塞費用

阻塞費用反映的是兩個節點之間電能的空間價值之差，其本質來源是發電成本小的機組受限于輸電線路的物理特性無法完成輸電計劃，需要調用高價電而產生的額外成本。基于1.2節中對中長期合約和現貨日前市場阻塞費用風險的分析，以圖1為例介紹阻塞的產生與現實處理方式。

圖1 阻塞費用的處理

在圖1所示的情況下，由于合同結算參考點位于節點B，發電機組G1需要承擔阻塞費用=200×(400-500)=-2 萬元(即支出2萬元)，在實現了市場結算平衡后，還剩余1萬元的阻塞盈余。可知，由于市場初期中長期合約的結算參考點選取在用戶側的統一結算點處，中長期合約的簽訂需要基于對結算參考點價格的預測，當價格預測誤差較大時，發電側仍將面臨較大虧損的可能，而且由于發電側并未繳納輸電費用、不存在輸電權，所以也無法獲得阻塞盈余的分攤。

發電側除了提高自身市場仿真分析能力外，無其他應對阻塞風險的辦法，而且由于無法獲得阻塞盈余費用，發電側也將完全暴露在阻塞風險中，進而對阻塞風險管理機制有著迫切的需求。

2)雙軌制偏差費用

只要優發優購曲線不匹配就會產生雙軌制偏差費用。2020年5月山東省電力現貨市場試運行期間，由于外來電、新能源等非市場機組的超額發電，使得該部分偏差電量在發電側結算時形成了“高買低賣”的格局，即以批復上網電價高價買入非市場增發電量，并以較低的日前現貨電價賣出中長期合同的欠發電量，由此產生巨額的雙軌制偏差費用。而山東省針對此次雙軌制偏差費用給出的處理辦法是“由外來電和省內可再生能源、優先機組等優先電量按照電費比例分攤”。雖然非市場機組電量增發需要負一定的經濟責任，且這種分攤方法也在一定程度上體現出了市場的公平性，但也與國家關于新能源發電和戰略性輸電協議的“保價”扶植政策存在明顯沖突。而且分攤后的非市場機組部分電量結算電價將與山東省市場化機組現貨結算電價無異，考慮到當前中國實際，非市場機組也沒有意愿與能力去承擔現貨市場中電價波動的風險。

而廣東電力現貨市場結算試運行時，則是通過調整省內火電機組基數電量來分配以用定發電量，以實現表面上的“不平衡費用清零”。但本質上，火電機組完全承擔了雙軌制偏差的經濟責任，而且為保證基數電量調節能力勢必會阻礙發用電計劃的進一步放開，更不利于區域電力市場(全國統一電力市場)的建設。所以這種方法更多的是“掩蓋”問題，更不是解決雙軌制偏差費用風險的正確方法。

在電力市場初期，非市場機組起著保障電力安全與促進清潔能源消納的作用，為此我國電力領域將保持計劃與市場長期共存的格局，而雙軌制偏差費用也將長期存在。在逐步推進發用電計劃放開的同時，也需要考慮非市場機組所面臨的雙軌制偏差費用風險問題。

2 基于電價互換的不平衡費用風險管理

當前電力現貨市場中，無論是針對阻塞風險用還是雙軌制偏差費用風險都缺乏相應的風險管理機制。由于阻塞風險的存在，市場化機組不得不面臨阻塞費用繳納不確定所導致的市場主體收益或支出存在不確定性的問題；而以外來電和清潔能源等為代表的非市場機組也需要考慮非市場機組由于雙軌制偏差費用分攤而面臨的風險管理問題。為此，考慮中國電力現貨市場的實際特點和需要，進一步從市場角度提出針對阻塞風險和雙軌制偏差費用風險管理的電價互換交易機制。

2.1 電價互換交易機制

互換(Swaps)，又稱為掉期，本質上是一種金融衍生工具，參與者同意在一段時間內交換其貨幣種類、利率、商品合約或其他金融資產，起著規避風險的作用，互換的基礎取決于參與者進行互換交易時的比較優勢[18]。在電力現貨市場環境中，參與者可能擁有不同的風險偏好，這也意味著不同的參與者承擔不同的價格風險。針對一段相同大小確定時間段的電量，風險厭惡者希望獲得固定電價，而風險偏好者希望獲得可變電價，因此，他們之間可以提出一種互換合約來對沖交易風險。而且互換交易與中長期交易不同，在進行電價互換后，整個電力市場結算價格不會改變，只有互換參與者結算電價會發生改變，并不影響現貨市場出清及電力平衡[19]。

就不平衡費用風險管理而言，通過引入電價互換交易機制，不論是阻塞風險還是雙軌制偏差費用風險都可以在參與雙方之間進行重新分配。其中，持可變電價(現貨電價)的一方通過電價互換交易機制獲得了固定電價(中長期合約電價)，減小了自身風險的同時也失去了獲得更多收益的可能性；相反，持固定電價的一方通過互換得到了可變電價，雖然提升了獲得更多收益的可能性，但也不得不面臨較高的風險。電價互換交易機制能夠使得交易雙方根據自身的判斷與風險偏好，實現不平衡費用在市場內部傳導和規避，進而有效地管理不平衡費用風險。

2.2 電價互換交易機制在阻塞風險管理中的應用

文獻[20]提出了一種基于結算權轉讓的輸電阻塞管理方法，結算權轉讓的本質仍為電價互換交易，雖然只分析了電價互換在輸電阻塞管理中的應用，而且并沒有給出互換交易的費用，缺乏實用性，但仍具有很強的參考意義。因此，對于電價互換交易機制在阻塞風險管理中的應用只給出如下簡要分析。

根據中國電力現貨市場交易關鍵特征，并基于1.2節中的分析和假定條件，可以得出節點m、n處機組真實收益分別為：

(5)

(6)

3)進一步化簡得到：

(7)

(8)

由于不同節點處比較優勢的存在，通過假設節點m處機組是風險厭惡的，節點n處機組是風險偏好的，兩個節點處的機組就可以采用電價互換交易機制管理阻塞風險。節點m、n處的機組通過雙邊協商確定對時段t的電量X進行電價互換，節點m處機組獲得對電量X以中長期合約電價PL結算的權利，節點n處機組獲得以m節點處機組現貨電價Pm,t結算的權利。節點m處機組為獲得固定電價還需向節點n處機組支付一定的交易費用a。此時，節點m、n處機組收益為：

(9)

(10)

特別地，當X=Qm,t時，節點m處機組規避了自身現貨節點電價波動的風險，若節點m處機組希望進一步規避現貨電價波動的風險，可以選擇繼續與用戶側進行電價互換交易，即節點m處機組通過向用戶側支付一定的交易費用b，從而獲得在t時段以中長期合約電價PL對交易電量Y結算的權利。

其實，在電力現貨市場的環境中，機組不需要規避所有的風險而失去獲得更高收益的可能性，也不需要過度追求高收益而使自己陷入高風險之中。重要的是依據自身的風險偏好和市場預測選擇合適的阻塞費用風險管理策略。

2.3 電價互換交易機制在雙軌制偏差費用風險管理中的應用

以山東省電力現貨試點中存在的真實雙軌制偏差費用風險為例，并考慮由非市場機組“超發”所面臨的雙軌制偏差費用分攤和隨之而來的市場化風險管理問題，提出應用電價互換的風險管理策略。

(11)

實際上通過將上式化簡則能更直觀地分析非市場機組所面臨的雙軌制偏差風險，得到：

(12)

(13)

而非市場機組亦可以針對即將“超發”的電量提前與市場機組簽訂電價互換合約，這樣不僅現貨市場提前避免了雙軌制偏差費用，非市場機組也不用再面臨現貨電價波動的風險。目前，全國8個現貨試點全部完成了結算試運行，現貨市場建設進一步提速，關于外來電、新能源發電入市的頂層設計也呼之欲出，這將是一個新的契機。非市場機組亦可借助電價互換交易機制，逐步適應現貨市場環境，即可以在適當承擔現貨市場電價波動風險的同時應用電價互換交易機制，進一步實現效用最大化。

綜上所述，不論是阻塞風險還是雙軌制偏差費用風險，都可以采用電價互換交易機制對風險進行管理。針對阻塞風險，電價互換交易機制從阻塞費用繳納不確定的風險管理角度出發，運用市場手段使得阻塞費用在交易雙方之間合理傳導，實現阻塞風險在現貨市場中的重新分配；而對于雙軌制偏差風險，通過提前簽訂電價互換合約不僅可以提前規避了雙軌制偏差費用，非市場機組也實現了擺脫現貨電價波動風險的目的。而且考慮到同樣具有金融屬性的差價合約已經在中國電力現貨市場中成功應用，電價互換交易機制這種與差價合約運行機理相似的風險管理工具同樣可以很好地應用于中國電力現貨市場的建設。

3 電價互換中交易費用形成機制

電價互換交易機制是管理不平衡費用風險的有效手段，要使電價互換交易機制在電力現貨市場中成功應用，均衡的交易費用成為關鍵。為此，引入期望效用和風險態度理論，并給出了參與電價互換交易發電側機組在電力現貨市場中的效用函數，進一步得到電價互換的交易費用。

3.1 期望效用和風險態度理論

期望效用理論是描述人們在不確定風險條件下如何做出決策的經典理論，即參與者通過將最終結果的效用值乘以客觀概率得到加權總和，然后比較不同風險的預期效用來進行選擇[21]。期望效用很大程度上取決于參與者的衡量準則，因此，期望效用可以用于衡量參與者對某些決定的偏好。

參與者的效用函數U定義如下：

U=E(R)-?σ(R)

(14)

式中：E(R)為參與者的期望收益；σ(R)為收益的標準差；?為參與者的風險態度，0表示風險偏好、0.5表示風險中立、1表示風險厭惡。

3.2 電價互換的交易費用

(15)

(16)

(17)

(18)

由于互換交易是一種使參與者都受益的交易，因此節點m和n處機組的效用都會增加，即：

(19)

(20)

因為PL表示固定電價，所以E(PL)=PL，D(PL)=0。在電力現貨市場交易中固定合約電價(中長期合約電價)是根據現貨電價預測得到的，因此可以得到PL=E(Pm,t)。進一步將式(19)—(20)展開并化簡，得到：

(21)

(22)

根據式(21)—(22)可以確定交易價格p的范圍為：

?nσ(Pm,t)

(23)

(24)

特別地，當σ(Pm,t)為0時，則意味著現貨電價將保持恒定，市場不存在風險，也不需要進行電價互換交易。

4 算例分析

電價互換交易機制可以實現不平衡費用風險在市場主體之間的重新分配，而其實用性和有效性則需要通過算例做進一步的驗證。本節選取PJM市場中Eastern Hub節點處2020年2月1日到2020年5月31日共2 887個實時電價數據作為場景[22]，由于實時電價在峰谷處波動較為劇烈，定義中σ難于獲得，所以用日平均電價代替實時電價，并把日平均電價分為2—3月和4—5月兩組，用于后續對比分析。圖2為驗證2—3月和4—5月兩組日平均電價數據是否服從正態分布，可見，兩組數據是正態性數據。進一步，給出2—3月和4—5月兩組日均電價數據的標準差為：σ1=2.26，σ2=3.05。

圖2 日均電價數據與正態分布對比圖

假定在現貨市場中，機組A和機組B進行電價互換交易來管理不平衡費用風險，電價互換交易電量為500 MWh，其中，機組A的現貨出清電價分別為2—3月和4—5月的日平均電價，機組B以固定電價出清。算例結果在表1—2中列出。

表1 σ1=2.26時電價互換交易的算例結果

表2 σ2=3.05時電價互換交易的算例結果

從表1可以發現，發電機組不同的風險態度如何在電價互換交易中產生不同的增量效用價值。通過方案1—3的對比可以看出，隨著機組間風險態度差(?A、?B)的逐漸減少，從電價互換交易中獲得的增量效用價值也逐漸降低，特別地，當參與電價互換交易的機組風險態度均為中立時，增量效用價值均為0。這意味著機組間的比較優勢(風險態度)會影響效用價值。通過方案4則可以看出，當機組間缺乏比較優勢時，參與電價互換交易反而會使機組的效用價值減少。所以，在電力現貨市場環境中進行電價互換交易時，參與者應根據自身的風險態度(風險管理能力)，充分發揮彼此之間的比較優勢。

將表1—2的數據做進一步對比可知，當現貨電價的波動率σ較高時，參與電價互換交易的機組需要更多的交易價格。而且，當風險態度不變時，較高的現貨電價波動率也意味著較高的增量效用價值。這種情況也反映出電價互換交易機制可以很好地適應電力現貨市場環境。

而在實際應用中，風險態度值可根據發電廠風險管理能力量化得到，量化方法可以參考關于發電廠的信用評級等級，認為信用評價等級越高，發電廠的風險管理能力越強，進而風險態度值越小，即表現為強風險偏好[23]。

5 結語

2020年，全國8個現貨試點全部完成了結算試運行，現貨市場建設進一步提速，建立有效的不平衡費用風險管理機制是電力現貨市場穩定運行的重要保障。本文對電力現貨市場中不平衡費用的組成進行了分析，并考慮當前中國電力現貨市場關鍵特征，提出了基于電價互換的不平衡費用風險管理策略。相對于現行的運用非市場手段對不平衡費用進行分攤的處理角度，電價互換交易機制從電力市場運行基本規律和市場風險管理角度出發，不僅實現不平衡費用風險在交易雙方之間的重新分配，還能在一定程度上避免雙軌制偏差費用的產生。運用期望效用和風險態度理論給出了電價互換的交易費用，并通過算例驗證了電力互換交易機制的實用性與有效性。電價互換交易操作靈活，適用于中國電力現貨市場初期中長期合約優先出清、市場與計劃并行、發電側承擔較大不平衡費用風險的特征。