電力現(xiàn)貨市場下基于電價互換的不平衡費用風(fēng)險管理策略

張潮，彭文兵，黃書旭

(1.上海電力大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院，上海201306；2.華電國際電力股份有限公司鄒縣發(fā)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(gòu)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(qū))作為第一批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點，也全部開展了現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行[2]。其中，南方(以廣東起步)、山東、浙江等地區(qū)選擇了基于節(jié)點電價的集中式市場模式[3]。然而，上述電力市場建設(shè)并不完善，大多數(shù)省(區(qū))的輔助服務(wù)和電力金融等市場仍處于探索階段，缺乏有效的風(fēng)險管理機制。在電力現(xiàn)貨市場試運行期間，由于中長期電力市場與現(xiàn)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(fēng)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?shù)纫蛩禺a(chǎn)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(chǎn)生不僅包括阻塞盈余費和成本補償費用，還包括優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)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(chǎn)生不是偶然現(xiàn)象，上一輪東北區(qū)域的電力市場改革折戟的具體原因也是因為市場調(diào)電產(chǎn)生的34億不平衡資金[6]。因此，不平衡費用處理是現(xiàn)貨市場機制設(shè)計的重中之重。根據(jù)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(wù)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(fēng)險管理的角度出發(fā)，通過引入金融輸電權(quán)(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(chǎn)品up-to congestion(UTC)，用來規(guī)避阻塞程度發(fā)生變化的風(fēng)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(xiàn)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(fēng)險管理，這個中國電力現(xiàn)貨市場中的特有問題，研究還較為匱乏。文獻[10]梳理總結(jié)了適用于中國電力現(xiàn)貨市場現(xiàn)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(chǎn)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(xiàn)貨試點交易規(guī)則中非市場處理手段的延續(xù)，對如何運用市場思想管理雙軌制偏差費用風(fēng)險缺乏必要分析。

目前國內(nèi)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(fù)雜性，不平衡費用合理分攤在當(dāng)前中國電力現(xiàn)貨市場中應(yīng)用存在一定困難。為此，基于對應(yīng)用節(jié)點電價的集中制電力現(xiàn)貨市場結(jié)算特點的分析，從非市場與市場兩個層面探討中國電力現(xiàn)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(fā)，提出運用電價互換交易機制實現(xiàn)不平衡費用風(fēng)險在市場內(nèi)部重新分配與消化，最后利用期望效應(yīng)和風(fēng)險態(tài)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(chǎn)生了巨額不平衡費用的山東省電力現(xiàn)貨市場為研究對象。雖然國內(nèi)外其他基于節(jié)點電價的集中制電力現(xiàn)貨市場在結(jié)算方式方面略有差別，但是也可有效地應(yīng)用電價互換交易機制。

1 中國電力現(xiàn)貨市場的關(guān)鍵特征及不平衡風(fēng)險

1.1 市場機制關(guān)鍵特征

選取基于節(jié)點電價的山東省集中制電力現(xiàn)貨市場為例[14]，現(xiàn)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(nèi)機組組合調(diào)整環(huán)節(jié)，并采用全電量申報、集中優(yōu)化出清的方式開展交易。在電力現(xiàn)貨市場組成方面，山東試點與其他集中制電力現(xiàn)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(nèi)機組組合調(diào)整環(huán)節(jié)，以適應(yīng)由于機組非計劃停運、新能源出力預(yù)測偏差等邊界條件變化引起機組組合調(diào)整的情況。日內(nèi)機組組合調(diào)整環(huán)節(jié)的增加不僅有助于保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，還對成本補償?shù)炔黄胶赓M用減少有著正向促進作用，而且日內(nèi)機組組合環(huán)節(jié)調(diào)整不出清價格，仍以實時市場出清價格進行結(jié)算，不對現(xiàn)貨市場的價格出清產(chǎn)生影響，值得其他現(xiàn)貨試點學(xué)習(xí)借鑒。

現(xiàn)貨市場采用節(jié)點電價機制定價，節(jié)點電價包括系統(tǒng)電量價格和阻塞價格兩部分，其中，系統(tǒng)電量價格反映全市場的電力供需情況，阻塞價格反映節(jié)點所在位置的電網(wǎng)阻塞情況。節(jié)點電價除了可以有效地反映系統(tǒng)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(dǎo)電力網(wǎng)絡(luò)的建設(shè)[15]?，F(xiàn)貨市場在設(shè)計之初就包括了輔助服務(wù)市場，以“現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)市場”的雙市場模式更好地滿足了現(xiàn)貨市場機制設(shè)計理念，成本補償費用也會隨著輔助服務(wù)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(chǔ)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(yōu)發(fā)電量，這些電量由電網(wǎng)公司或政府授權(quán)的其他企業(yè)代表與發(fā)電方、輸電方簽訂以政府批復(fù)的上網(wǎng)電價結(jié)算。當(dāng)非市場用戶實際用電量扣除優(yōu)先發(fā)電量后與合約電量無法保持一致時，可以采用“以用定發(fā)”的方法，實現(xiàn)結(jié)算平衡。

1.2 市場結(jié)算中的不平衡風(fēng)險

考慮到當(dāng)前現(xiàn)貨市場中用戶側(cè)的市場意識有待健全，在采用節(jié)點電價的同時，發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)節(jié)點電價的結(jié)算方法設(shè)計略有不同。其中，發(fā)電側(cè)節(jié)點以每小時內(nèi)(15 min)節(jié)點電價的算術(shù)平均值作為結(jié)算電價；而用戶側(cè)通過設(shè)置統(tǒng)一結(jié)算點，以市場發(fā)電側(cè)每小時節(jié)點電價的加權(quán)平均值作為市場結(jié)算電價。用戶側(cè)通過設(shè)置統(tǒng)一結(jié)算點采用發(fā)電側(cè)節(jié)點電價加權(quán)平均，可避免相近距離的用戶出現(xiàn)電能價格不同，或經(jīng)濟發(fā)達與欠發(fā)達地區(qū)出現(xiàn)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(nèi)的多數(shù)現(xiàn)貨試點地區(qū)也都采用這種結(jié)算方法。

在現(xiàn)貨市場中，發(fā)用電雙方對于中長期合約優(yōu)先出清[17]；在日前市場中，現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨價格出清。為突出研究重點，僅考慮與不平衡費用相關(guān)的中長期合約和現(xiàn)貨日前市場，并遵照中國現(xiàn)貨市場交易中結(jié)算的優(yōu)先順序，即：先保證中長期交易合同優(yōu)先出清，再對中長期交易合同電量與現(xiàn)貨市場出清電量的差值按現(xiàn)貨價格出清。

1)節(jié)點m處機組收益Rm,t

(1)

2)節(jié)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(chǔ)的計劃用電放開前，電網(wǎng)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(fā)改委批復(fù)的上網(wǎng)電價購買非市場發(fā)電側(cè)的合約電量。電網(wǎng)公司只承擔(dān)結(jié)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(cè)市場意識不強，雙軌制偏差費用暫由非市場發(fā)電機組承擔(dān)。具體實施步驟如下：1)采用以用定發(fā)的方法確定雙軌制偏差電量的多少；2)由非市場發(fā)電機組根據(jù)日前現(xiàn)貨市場電價進行偏差電量結(jié)算。

需要說明的是，用戶側(cè)仍承擔(dān)和電網(wǎng)公司約定的合約電價，為更直觀地分析非市場發(fā)電機組面臨的雙軌制偏差風(fēng)險，假設(shè)合約電價等于批復(fù)的上網(wǎng)電價。進而得到非市場發(fā)電機組t時段雙軌制偏差費用為C。

(4)

1.3 現(xiàn)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(wù)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(xiàn)在電力市場中風(fēng)險管理重點與難點。

1)阻塞費用

阻塞費用反映的是兩個節(jié)點之間電能的空間價值之差，其本質(zhì)來源是發(fā)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(diào)用高價電而產(chǎn)生的額外成本。基于1.2節(jié)中對中長期合約和現(xiàn)貨日前市場阻塞費用風(fēng)險的分析，以圖1為例介紹阻塞的產(chǎn)生與現(xiàn)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(jié)算參考點位于節(jié)點B，發(fā)電機組G1需要承擔(dān)阻塞費用=200×(400-500)=-2 萬元(即支出2萬元)，在實現(xiàn)了市場結(jié)算平衡后，還剩余1萬元的阻塞盈余?？芍捎谑袌龀跗谥虚L期合約的結(jié)算參考點選取在用戶側(cè)的統(tǒng)一結(jié)算點處，中長期合約的簽訂需要基于對結(jié)算參考點價格的預(yù)測，當(dāng)價格預(yù)測誤差較大時，發(fā)電側(cè)仍將面臨較大虧損的可能，而且由于發(fā)電側(cè)并未繳納輸電費用、不存在輸電權(quán)，所以也無法獲得阻塞盈余的分攤。

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

2)雙軌制偏差費用

只要優(yōu)發(fā)優(yōu)購曲線不匹配就會產(chǎn)生雙軌制偏差費用。2020年5月山東省電力現(xiàn)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(fā)電，使得該部分偏差電量在發(fā)電側(cè)結(jié)算時形成了“高買低賣”的格局，即以批復(fù)上網(wǎng)電價高價買入非市場增發(fā)電量，并以較低的日前現(xiàn)貨電價賣出中長期合同的欠發(fā)電量，由此產(chǎn)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(nèi)可再生能源、優(yōu)先機組等優(yōu)先電量按照電費比例分攤”。雖然非市場機組電量增發(fā)需要負一定的經(jīng)濟責(zé)任，且這種分攤方法也在一定程度上體現(xiàn)出了市場的公平性，但也與國家關(guān)于新能源發(fā)電和戰(zhàn)略性輸電協(xié)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(jié)算電價將與山東省市場化機組現(xiàn)貨結(jié)算電價無異，考慮到當(dāng)前中國實際，非市場機組也沒有意愿與能力去承擔(dān)現(xiàn)貨市場中電價波動的風(fēng)險。

而廣東電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行時，則是通過調(diào)整省內(nèi)火電機組基數(shù)電量來分配以用定發(fā)電量，以實現(xiàn)表面上的“不平衡費用清零”。但本質(zhì)上，火電機組完全承擔(dān)了雙軌制偏差的經(jīng)濟責(zé)任，而且為保證基數(shù)電量調(diào)節(jié)能力勢必會阻礙發(fā)用電計劃的進一步放開，更不利于區(qū)域電力市場(全國統(tǒng)一電力市場)的建設(shè)。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(fēng)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(lǐng)域?qū)⒈３钟媱澟c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(fā)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(fēng)險問題。

2 基于電價互換的不平衡費用風(fēng)險管理

當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場中，無論是針對阻塞風(fēng)險用還是雙軌制偏差費用風(fēng)險都缺乏相應(yīng)的風(fēng)險管理機制。由于阻塞風(fēng)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(dǎo)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(fēng)險管理問題。為此，考慮中國電力現(xiàn)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(fēng)險和雙軌制偏差費用風(fēng)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(zhì)上是一種金融衍生工具，參與者同意在一段時間內(nèi)交換其貨幣種類、利率、商品合約或其他金融資產(chǎn)，起著規(guī)避風(fēng)險的作用，互換的基礎(chǔ)取決于參與者進行互換交易時的比較優(yōu)勢[18]。在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境中，參與者可能擁有不同的風(fēng)險偏好，這也意味著不同的參與者承擔(dān)不同的價格風(fēng)險。針對一段相同大小確定時間段的電量，風(fēng)險厭惡者希望獲得固定電價，而風(fēng)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(fēng)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(jié)算價格不會改變，只有互換參與者結(jié)算電價會發(fā)生改變，并不影響現(xiàn)貨市場出清及電力平衡[19]。

就不平衡費用風(fēng)險管理而言，通過引入電價互換交易機制，不論是阻塞風(fēng)險還是雙軌制偏差費用風(fēng)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(xiàn)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(fēng)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(fēng)險。電價互換交易機制能夠使得交易雙方根據(jù)自身的判斷與風(fēng)險偏好，實現(xiàn)不平衡費用在市場內(nèi)部傳導(dǎo)和規(guī)避，進而有效地管理不平衡費用風(fēng)險。

2.2 電價互換交易機制在阻塞風(fēng)險管理中的應(yīng)用

文獻[20]提出了一種基于結(jié)算權(quán)轉(zhuǎn)讓的輸電阻塞管理方法，結(jié)算權(quán)轉(zhuǎn)讓的本質(zhì)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(yīng)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(fēng)險管理中的應(yīng)用只給出如下簡要分析。

根據(jù)中國電力現(xiàn)貨市場交易關(guān)鍵特征，并基于1.2節(jié)中的分析和假定條件，可以得出節(jié)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(jié)點處比較優(yōu)勢的存在，通過假設(shè)節(jié)點m處機組是風(fēng)險厭惡的，節(jié)點n處機組是風(fēng)險偏好的，兩個節(jié)點處的機組就可以采用電價互換交易機制管理阻塞風(fēng)險。節(jié)點m、n處的機組通過雙邊協(xié)商確定對時段t的電量X進行電價互換，節(jié)點m處機組獲得對電量X以中長期合約電價PL結(jié)算的權(quán)利，節(jié)點n處機組獲得以m節(jié)點處機組現(xiàn)貨電價Pm,t結(jié)算的權(quán)利。節(jié)點m處機組為獲得固定電價還需向節(jié)點n處機組支付一定的交易費用a。此時，節(jié)點m、n處機組收益為：

(9)

(10)

特別地，當(dāng)X=Qm,t時，節(jié)點m處機組規(guī)避了自身現(xiàn)貨節(jié)點電價波動的風(fēng)險，若節(jié)點m處機組希望進一步規(guī)避現(xiàn)貨電價波動的風(fēng)險，可以選擇繼續(xù)與用戶側(cè)進行電價互換交易，即節(jié)點m處機組通過向用戶側(cè)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(jié)算的權(quán)利。

其實，在電力現(xiàn)貨市場的環(huán)境中，機組不需要規(guī)避所有的風(fēng)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(fēng)險之中。重要的是依據(jù)自身的風(fēng)險偏好和市場預(yù)測選擇合適的阻塞費用風(fēng)險管理策略。

2.3 電價互換交易機制在雙軌制偏差費用風(fēng)險管理中的應(yīng)用

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

(12)

(13)

而非市場機組亦可以針對即將“超發(fā)”的電量提前與市場機組簽訂電價互換合約，這樣不僅現(xiàn)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(xiàn)貨電價波動的風(fēng)險。目前，全國8個現(xiàn)貨試點全部完成了結(jié)算試運行，現(xiàn)貨市場建設(shè)進一步提速，關(guān)于外來電、新能源發(fā)電入市的頂層設(shè)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(yīng)現(xiàn)貨市場環(huán)境，即可以在適當(dāng)承擔(dān)現(xiàn)貨市場電價波動風(fēng)險的同時應(yīng)用電價互換交易機制，進一步實現(xiàn)效用最大化。

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

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(fēng)險的有效手段，要使電價互換交易機制在電力現(xiàn)貨市場中成功應(yīng)用，均衡的交易費用成為關(guān)鍵。為此，引入期望效用和風(fēng)險態(tài)度理論，并給出了參與電價互換交易發(fā)電側(cè)機組在電力現(xiàn)貨市場中的效用函數(shù)，進一步得到電價互換的交易費用。

3.1 期望效用和風(fēng)險態(tài)度理論

期望效用理論是描述人們在不確定風(fēng)險條件下如何做出決策的經(jīng)典理論，即參與者通過將最終結(jié)果的效用值乘以客觀概率得到加權(quán)總和，然后比較不同風(fēng)險的預(yù)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(shù)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(fēng)險態(tài)度，0表示風(fēng)險偏好、0.5表示風(fēng)險中立、1表示風(fēng)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(jié)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(xiàn)貨市場交易中固定合約電價(中長期合約電價)是根據(jù)現(xiàn)貨電價預(yù)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(jù)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(dāng)σ(Pm,t)為0時，則意味著現(xiàn)貨電價將保持恒定，市場不存在風(fēng)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(xiàn)不平衡費用風(fēng)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(jié)選取PJM市場中Eastern Hub節(jié)點處2020年2月1日到2020年5月31日共2 887個實時電價數(shù)據(jù)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(xù)對比分析。圖2為驗證2—3月和4—5月兩組日平均電價數(shù)據(jù)是否服從正態(tài)分布，可見，兩組數(shù)據(jù)是正態(tài)性數(shù)據(jù)。進一步，給出2—3月和4—5月兩組日均電價數(shù)據(jù)的標準差為：σ1=2.26，σ2=3.05。

圖2 日均電價數(shù)據(jù)與正態(tài)分布對比圖

假定在現(xiàn)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(fēng)險，電價互換交易電量為500 MWh，其中，機組A的現(xiàn)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(jié)果在表1—2中列出。

表1 σ1=2.26時電價互換交易的算例結(jié)果

表2 σ2=3.05時電價互換交易的算例結(jié)果

從表1可以發(fā)現(xiàn)，發(fā)電機組不同的風(fēng)險態(tài)度如何在電價互換交易中產(chǎn)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(fēng)險態(tài)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(dāng)參與電價互換交易的機組風(fēng)險態(tài)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(yōu)勢(風(fēng)險態(tài)度)會影響效用價值。通過方案4則可以看出，當(dāng)機組間缺乏比較優(yōu)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(xiàn)貨市場環(huán)境中進行電價互換交易時，參與者應(yīng)根據(jù)自身的風(fēng)險態(tài)度(風(fēng)險管理能力)，充分發(fā)揮彼此之間的比較優(yōu)勢。

將表1—2的數(shù)據(jù)做進一步對比可知，當(dāng)現(xiàn)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(dāng)風(fēng)險態(tài)度不變時，較高的現(xiàn)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(yīng)電力現(xiàn)貨市場環(huán)境。

而在實際應(yīng)用中，風(fēng)險態(tài)度值可根據(jù)發(fā)電廠風(fēng)險管理能力量化得到，量化方法可以參考關(guān)于發(fā)電廠的信用評級等級，認為信用評價等級越高，發(fā)電廠的風(fēng)險管理能力越強，進而風(fēng)險態(tài)度值越小，即表現(xiàn)為強風(fēng)險偏好[23]。

5 結(jié)語

2020年，全國8個現(xiàn)貨試點全部完成了結(jié)算試運行，現(xiàn)貨市場建設(shè)進一步提速，建立有效的不平衡費用風(fēng)險管理機制是電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)定運行的重要保障。本文對電力現(xiàn)貨市場中不平衡費用的組成進行了分析，并考慮當(dāng)前中國電力現(xiàn)貨市場關(guān)鍵特征，提出了基于電價互換的不平衡費用風(fēng)險管理策略。相對于現(xiàn)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(guī)律和市場風(fēng)險管理角度出發(fā)，不僅實現(xiàn)不平衡費用風(fēng)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(chǎn)生。運用期望效用和風(fēng)險態(tài)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(xiàn)貨市場初期中長期合約優(yōu)先出清、市場與計劃并行、發(fā)電側(cè)承擔(dān)較大不平衡費用風(fēng)險的特征。