中國儲能網訊：11月22日，國家電網有限公司按照國家發改委、國家能源局《關于國家電網有限公司省間電力現貨交易規則的復函》（發改辦體改[2021]837號）要求，正式印發《省間電力現貨交易規則（試行）》（簡稱“新版規則”），用以替換2017年8月出臺的《跨區域省間富?？稍偕茉措娏ΜF貨試點規則（試行）》（簡稱“老版規則”）。新版規則的理念、設計方式、主要內容與老版規則基本相同、一脈相承，是老版規則的細化和擴圍。

其中，擴圍主要體現在除可再生能源以外的其他電源類型也可以作為省間現貨的賣方、除跨區通道以外的省間通道可也以開展省間現貨交易；細化主要體現在對老版規則施行四年來取得的成績進行了總結和固化。

除此以外，新版規則經歷兩年醞釀，真正的重點在于16124個字的新版規則中藏著這樣一句難以忽略的44字“金句”：“省間電力現貨交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清?！边@才是新版規則中的最大亮點。

當這句最具改革意義的“一發”被牽動，將使“老大難”的市場分級問題在交易結果執行過程中得到較為合理的解決，為全國統一電力市場建設的“全身”帶來影響深遠，當然也成為落實過程中最具挑戰的規則內容。

1、“金句”的含義

“省間電力現貨交易賣方成交結果作為送端關口（送端交流電網和外送通道的實際連接點，下同）負荷增量，買方成交結果作為受端關口（外受通道和受端交流電網的實際連接點，下同）電源參與省內出清”，是在描述省間現貨交易的雙方為實現交易結果，各自參加所在地區電力現貨市場的方式。簡而言之，就是省間現貨市場交易的雙方，賣方如何在送端省內市場獲得電能，買方如何在受端省內向電力用戶提供電能。

“賣方成交結果作為送端關口負荷增量”，可以理解為省間現貨的賣方（一般為發電企業），將省間現貨市場出售電能量的成交結果申報給送端?。▍^域）現貨市場運營機構，送端?。▍^域）現貨市場運營機構在當地負荷預測基礎上在送端關口位置增加省間現貨賣方出售的電能量作為總負荷，賣方完全按照送端?。▍^域）現貨市場的規則參與當地電力現貨市場，通過在送端?。▍^域）現貨市場購買電能，在送端電網和通道連接的關口進行交貨。賣方按照省間現貨交易價格收取來自省間現貨買方的省間現貨售電費，同時作為送端關口位置的負荷按照當時送端現貨市場價格向送端現貨市場支付購電費用，省間現貨售電費和向送端現貨市場支付的購電費之間產生的盈虧由賣方承擔。

“買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清”,是指省間現貨的買方（可能為代理購電的電網企業、市場化的售電公司或電力用戶），將省間現貨市場購買電能量的成交結果申報給受端?。▍^域）現貨市場運營機構，受端?。▍^域）現貨市場運營機構將其申報視為，處于受端關口位置虛擬出來的電源，申報的向受端電力現貨市場賣出電力的意愿[1]，完全按照受端?。▍^域）現貨市場的規則進行出清。買方按照省間現貨交易價格支付省間現貨賣方的省間現貨購電費，同時作為受端關口位置的電源按照當時受端現貨市場價格向受端現貨市場收取受端現貨交易售電費用。省間現貨向其收取的購電費和受端現貨市場向其支付的受端現貨交易售電費之間產生的盈虧由買方承擔。

舉例來說，假設甘肅省某電廠A和山東省某電網企業B通過甘魯線（舉例假設存在甘魯線），在省間現貨市場達成D日12-13時送10萬千瓦功率的交易，度電價格0.2元，甘魯線輸電費用0.1元。甘肅電力調度中心在預測負荷時需疊加位于甘魯線甘肅關口的虛擬負荷10萬千瓦（D日12-13時）作為總負荷，若甘肅電力現貨市場D日12-13時甘肅關口節點均價0.15元/度，A按照0.15元支付省內的現貨購電費，同時從省間現貨市場獲得0.2元/度的售電費，差價0.05元歸屬于A；B以0.3元（電價與輸電價之和）購得甘魯線上來電10萬千瓦，按照0.3元支付省間現貨市場購電費用，同時在甘魯線山東側關口作為虛擬電源，以價格接受者方式參與山東電力現貨市場，若山東側關口節點D日12-13時均價為0.45元，差價0.15元歸屬于B。

由于例子中電流是從該時段價格較低的甘肅省流入價格較高的山東省，若兩端省內現貨市場電價反應了送受兩端的邊際發電成本，那么該筆交易有助于降低兩端的總體發電成本，是促進社會福利提高的。利潤在省間交易雙方間的分配有助于增加交易量，促進改善社會福利的交易。

當然，本例僅為示意，如甘肅關口節點均價為0.25元，因為A的收入只有省間交易價的0.2元，則A產生0.05元虧損。如山東關口節點均價為0.1元，因為B要支付省間交易購買成本0.3元，則B產生0.2元虧損。這種情況下  A和B產生虧損的原因是由于A和B的錯誤預計產生了不經濟的潮流輸送，理當受到財務懲罰。同時，因為電流是從該時段高成本區流入低成本區，總體社會福利是降低的。對A和B的財務懲罰有助于減少降低社會福利的交易行為。

2、“金句”要解決的問題

電力調度采用分層分級（負責電力電量平衡的調度機構分為國調、區域調度和省調三級）方式進行平衡，因此省間通道的計劃形成會在時間上先于省內發電計劃的形成，從而導致實質上省間發電計劃比省內發電計劃更有優先權。只要電力系統運行需要分層分級平衡，那么就一定存在調度計劃的分級。

但是整個電力系統必須同時保證實時平衡，本地市場的價格由本地市場的供需和外來電（或外送電）共同決定。如果電力供給的經濟關系由于分層分級的調度方式產生割裂（市場分割），那么就會出現價格失真、社會福利損失和不平衡資金問題，由此產生了分級調度和不分級市場經濟關系的矛盾，第一批電力現貨市場試點地區外送受電產生不平衡資金就是這種矛盾的具體表現。

過去的實踐中，由于省間交易和省內交易分別開展，在現貨階段同時交割（電力交易合同交割過程中省內省間同時集中進行不能區分），省間和省內同一時間進行交易、交易成交價格不同就產生了不平衡資金。第一批電力現貨市場建設試點開展以來，外來電始終作為送出和受入兩端市場出清的邊界條件（分層分級平衡），省間交易（跨省跨區交易）的購售雙方并沒有承擔送受兩端省內市場相應的財務責任（即電量平衡和經濟關系的“雙邊界”），即賣方沒有承擔在送端現貨市場中的購電經濟責任（從發電上網關口到送端關口），買方沒有承擔在受端現貨市場中的售電經濟責任（從受端關口到用戶實際接入電網點）。具體來說，現行機制下省間購售雙方并不完全承擔省內市場的價格責任，造成了不平衡資金承擔方面的矛盾難于解決。

以上文為例，老版規則中一旦A和B成交，則無論是否還有其他更經濟的機組，甘肅調度會直接指定A開機（造成甘肅省機組組合出現了不按報價進行的情況）。同時B所代理的負荷會直接按照省間購入的電力進行削減，可能導致市場化機組與市場化負荷不匹配，從而產生不平衡資金。如果山東側甘魯線關口現貨價格為0.1元，由于售電公司或電力用戶（目前主要是電網企業）必須支付省間交易的0.3元，于是就產生了0.2元的不平衡資金。在這種情況下，B產生的不經濟購電責任留給了山東電力現貨市場，由此產生的不平衡資金按市場規則在眾多市場主體中分攤。

電力調度分層分級平衡暫時不會改變，那么送電方式就不會發生大的變化，也就是省間市場交易結果中的量不會發生變化，這個量仍然可以作為兩端市場的電量邊界。但是新版規則結束了電量平衡和經濟關系的“雙邊界”，在經濟關系上省間交易的送受雙方要肩負起經濟責任，在完成省間交易結算的同時，要分別作為虛擬的負荷和電源參加兩端電力現貨市場的出清，承擔相應的盈虧。換言之，新版規則改變了老版規則電量和經濟責任都做邊界的做法，實現了電量仍做邊界，經濟責任各自承擔的市場間交易執行銜接方式。

例如，按照新規則，上文中的A可以不必被指定開機，只要財務上從甘肅市場內購買其在省間市場作為賣方出售的電力即可，無論該電力是哪個機組提供。而B則通過作為電源參加山東省內現貨出清，承擔了0.2元的損失，不再把不平衡資金推給與之無關的其他各方。

實際上，A大概率不是接入甘魯線甘肅側關口的電廠，B代理的負荷也不是接在甘魯線山東側關口的用戶，A參加甘肅省現貨出清的目的是從自己的接入點送電到甘魯線甘肅側關口，B作為電源參加山東省現貨出清的目的是從甘魯線山東側關口送電到自己代理用戶的實際接線位置。這不是一個可做可不做的事情，是必須這么做才正確的事情。

在第一批現貨試點過程中，跨省跨區送電與省內現貨價格不同產生不平衡資金的解決方式各方很大程度上寄托于全國電力市場建設的進度，希望能夠“順理成章”自然解決。然而，由于跨省跨區送電既涉及各省重大利益和眾多參與主體，又由于理順現存的多級調度關系需要時間，放開跨省跨區調度計劃仍尚需時日，全國電力市場建設進度很難滿足第一批電力現貨試點解決眼下現實問題的需要。實踐中，第一批試點省的不平衡資金還引發了部分市場人為干預（例如“以用定發”），嚴重地干擾了某些省內現貨市場的長周期連續試結算。

新版規則可謂獨辟蹊徑，在不需要放開現有跨省跨區計劃的前提下，尋找到了省內現貨市場最主要的不平衡資金的解決方式。同時，該內容通過強制送受端交易方在完成省間現貨交易的同時承擔在送售兩端現貨市場買賣電的財務責任[2]，促進社會福利改善的省間交易，并通過計算遠程購電經濟性，為未來跨省跨區送電機制改革，甚至是電網建設積累數據。

3、“金句”的發展方向

新版規則“金句”的本質是把電力調度分層分級與市場主體的經濟責任協調統一，最終實現社會福利最大化。無論是送端的負荷增量，還是受端的買方作為電源出清，都引入了美式市場的“虛擬交易商”的理念。與在北美的市場中相同，虛擬交易商并不提供或消費電能，僅僅是承擔日前和實時市場的經濟（價差）責任?！敖鹁洹逼鸬搅祟愃频淖饔茫核投税l電廠并不需要實際發電來完成省間交易的電量，受端售電公司（或電力用戶、電網企業）也不需要實際使用購買的電量，但送受雙方都要承擔經濟（價差）責任。

這種做法非常符合中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出的“加快建設國家電力市場，引導全國、?。▍^、市）、區域各層次電力市場協同運行、融合發展”的要求。通過在省間市場上引入“虛擬交易商”，引導各個市場協同運行。

實質上，新版規則“金句”的做法就是美國早期現貨市場之間交易的做法。目前，美國的市場間交易已經引進了更為高級的協同交易制度(Coordinated Transaction cheduling或CTS) ，該制度不再需要虛擬負荷或電源。為了降低原虛擬交易商對實時市場電價預測的風險，提高市場間（可以視為國內的省間交易）交易效益，北美部分市場間（紐約ISO、PJM、MISO、新英格蘭等）采用了“協同交易”方式[3]，不在送端關口虛擬負荷增量，也不在受端關口虛擬電源。改由簽訂有“協同交易”的獨立系統運營商（相當于國內第一批試點地區的電力調度機構）各自預測市場內外送受電落地節點交易的出清價格（通常是邊境地的節點或母線價格），并將預測的價格輸入共享出清平臺。交易商（發電企業、售電公司和電力用戶等）只需向共享平臺申報成交價格意愿：當預測的送受兩端價格差高于虛擬交易商的申報價格時，其申報的交易便會成交?！皡f同交易”減少了交易程序，因為交易商不用預測兩端市場的現貨價格，也不用在送受兩端市場申報并出清，從而適當降低交易商的交易風險。

同時，除了按小時出清，“協同交易”也允許每15分鐘出清一次，兩個獨立系統運營商自動分享出清結果，大大地簡化了調度程序，縮短了交易時間。高頻率的出清有利于提高市場間交易量，有利于可再生能源大范圍流動，促進可再生能源的消納。

值得指出的是，目前的省間現貨市場既不是全國或區域統一市場，也與國外流動性強的跨區域交易有著重大差別。在全國或區域統一市場里，發用雙方不用指定潮流通道，只需按發電和用電意愿報價報量參與統一市場，系統出清軟件會自動按成本最小的方式調度機組。國外跨區域交易通常由交易商完成，而不是通過發用雙方。交易商類似于各個市場的進出口商，賺取的是市場間價差，承擔所有交易風險。發用方只需參與本地市場，而不用考慮跨區域交易的各種風險。在某種意義上講，目前的省間現貨市場是大區域交易市場的起步階段，但是非常重要一個階段。

總而言之，規律簡單、關系復雜，“金句”雖短、意味悠長?；厥?年的電力市場建設，電力現貨市場的概念從不被接受到深入人心，市場化的理念正在逐漸代替計劃調度的基本概念。

我們相信：“金句”落地雖難，卻代表經濟學原理和市場發展方向。我們還相信：當現在的新版規則成為老版規則的時候，也許會有比“協同交易”更優的省間交易方式出現在下一版省間現貨規則當中，為建設全國統一電力市場體系貢獻力量。

【1】 穩妥起見可采用價格接受者方式確保全部送入受端省，也可報價報量參加，但是送入電量保持與省間現貨交易結果相同，與其報價報量在受端電力現貨市場不成交部分，視為偏差，接受受端現貨市場價格并接受按調度指令出力考核。

【2】省間現貨交易的電量仍作為兩端市場的邊界，實現系統運行的需要。

【3】詳情見：https://www.iso-ne.com/static-assets/documents/2015/09/iso-ne_cts_training_20150921.pdf https://www.nyiso.com/documents/20142/3036853/CTS+ISONE.pdf