電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下結算權轉讓在阻塞管理中的應用

肖云鵬

（1. 廣東電網(wǎng)有限責任公司電力調(diào)度控制中心，廣東省廣州市510600；2. 西安交通大學電氣工程學院，陜西省西安市710049）

0 引言

電力市場環(huán)境下的阻塞管理機制應準確提供反映阻塞成本的價格信號并建立有效的阻塞風險管理手段，以引導發(fā)、用電行為調(diào)整，改善潮流分布，實現(xiàn)輸電設備的高效利用，延緩電網(wǎng)投資與建設［1-5］。在應用節(jié)點電價的電力現(xiàn)貨市場中［6-7］，節(jié)點電價包含了能量分量、阻塞分量、網(wǎng)損分量3 個部分，其中，阻塞分量反映了線路或斷面阻塞產(chǎn)生的成本。當線路或斷面發(fā)生阻塞時，由于阻塞分量的存在，電能注入節(jié)點的電價將高于電能輸出節(jié)點，在結算時產(chǎn)生盈余資金，即阻塞盈余，相當于在電能注入節(jié)點的購電者額外繳納了阻塞費用。阻塞盈余將返還給擁有輸電權的市場主體，在沒有輸電權轉讓的情況下，則返還給繳納了輸電費用的市場主體。

線路或斷面阻塞風險的存在使阻塞費用（盈余）具有不確定性，體現(xiàn)為節(jié)點間電價差的不確定性，而中長期合同交易需設置交割點，無法用于阻塞風險管理。對此，成熟的電力現(xiàn)貨市場通常會建立針對輸電權的交易機制，這是因為阻塞費用的繳納和阻塞盈余的返還本質(zhì)上由輸電權決定。以美國PJM市場為例，在1999 年首次開展基于機組報價計算節(jié)點電價的現(xiàn)貨實時市場時，就率先配套了金融輸電權（financial transmission right，F(xiàn)TR）交易機制，早于現(xiàn)貨日前市場、細分的輔助服務市場、容量市場等機制的建立［6］。

中國在2015 年啟動了新一輪電力體制改革，力圖還原電力商品屬性，推動構建清潔低碳、安全高效的能源體系［8］。電力現(xiàn)貨市場能夠利用價格信號反映電力短期供需關系和時空價值，是構建完善的電力市場中的重要環(huán)節(jié)。截至2019 年底，中國已建立了促進富余可再生能源消納的省間現(xiàn)貨市場［9］，選取了8 個省份（地區(qū)）開展省內(nèi)現(xiàn)貨市場建設的試點工作，其中，南方（以廣東起步）、山西、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［10-11］，并積極探索建立調(diào)峰［12］、調(diào)頻［13］等輔助服務市場。然而，中國尚未建立有效的阻塞風險管理機制，考慮到市場初期實際特點和需求以及市場基礎條件和市場意識的薄弱性，成熟電力現(xiàn)貨市場中的金融輸電權交易機制在當前中國電力現(xiàn)貨市場中應用存在一定困難。

基于對當前中國電力現(xiàn)貨市場機制特點及結算特征的分析，探討當前市場中阻塞管理的缺失及開展阻塞風險管理的緊迫性和必要性，分析金融輸電權交易機制特點及其對當前中國電力現(xiàn)貨市場的適用性；進一步從阻塞費用繳納不確定性的風險管理角度，提出結算權轉讓交易機制，并與金融輸電權交易機制在阻塞風險管理機理及效用等方面進行對比。最后，通過算例驗證結算權轉讓交易機制的實用性和有效性。

需要說明的是，本文選取了中國第一個發(fā)布市場運營規(guī)則（征求意見稿）［14］、開展試運行、進行結算試運行的南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場為研究對象。雖然國內(nèi)外其他采用基于節(jié)點電價的集中式市場模式的電力現(xiàn)貨市場在價格機制、結算方式等方面略有差別，但也可有效地應用結算權轉讓交易機制。

1 當前中國電力現(xiàn)貨市場的機制、結算關鍵特征及阻塞管理問題

1.1 市場機制關鍵特征

選取基于節(jié)點電價的集中式市場模式的南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場為例［15］，在市場初期，煤電、氣電參與市場但仍有部分基數(shù)電量，新能源發(fā)電、核電、水電、外來電等不參與市場，仍然采用標桿電價或協(xié)議電價結算，其出力作為市場出清時的邊界條件，用戶側也存在包含居民用電在內(nèi)的非市場電量。針對發(fā)、用兩側的計劃與市場雙軌制問題，采用發(fā)電側基數(shù)電量事后倒推、市場電量以用定發(fā)的計劃與市場解耦方法，即參與市場的各機組在各時段的基數(shù)電量和市場電量需根據(jù)用戶側實際市場電量計量結果倒推獲得，以保證各時段發(fā)電側市場電量與用戶側市場電量相等，從而實現(xiàn)計劃與市場的解耦。在交易日結束后，具體實施步驟如下:①采集實際發(fā)生的各時段用戶側市場和發(fā)電側參與市場機組的電量計量數(shù)據(jù)；②按照初始基數(shù)電量比例，為發(fā)電側參與市場機組分配各時段的基數(shù)電量，分配結果須使各參與市場機組的市場電量之和與用戶側市場電量相等，網(wǎng)損全部由計劃部分承擔。

考慮到當前市場基礎條件有待完善，用戶側市場意識有待健全，也使得市場建立前后利益調(diào)整不至于過大，在發(fā)電側應用節(jié)點電價的同時，在用戶側設置了虛擬的用戶側統(tǒng)一結算點，所有用戶均在用戶側統(tǒng)一結算點進行現(xiàn)貨交割。用戶側統(tǒng)一結算點電價計算式為:

式中:λi，t和分別為時段t 參與市場的機組i 所在節(jié)點及用戶側統(tǒng)一結算點電價；為時段t 參與市場的機組i 的市場電量；At為市場電量部分對應的理論阻塞盈余，計算式如式（2）所示。

式 中:λb，t，P和P分 別 為 時 段t 節(jié) 點b 的 電 價、用電量和發(fā)電量。括號內(nèi)部分為全系統(tǒng)理論阻塞盈余，即假設所有電量均按現(xiàn)貨節(jié)點電價結算時產(chǎn)生的阻塞盈余，括號外部分為市場電量在全系統(tǒng)電量中的占比。

由式（2）可見，在計算用戶側統(tǒng)一結算點電價時，較為粗略地將理論阻塞盈余按市場電量與非市場電量的比例劃分為兩部分，并認為市場電量部分對應的理論阻塞盈余與發(fā)電側市場電量應收電費之和為用戶側市場電量應繳納的總費用，即式（1）等式右側的分子部分，再除以市場電量即得到用戶側統(tǒng)一結算點電價。這種方法能夠保證發(fā)用兩側市場電量收支平衡，但忽略了用戶所在節(jié)點位置的差異。

此外，以中長期合同交易結果作為差價合約［16］進行結算，無須物理執(zhí)行。在市場初期，中長期合同的交割點唯一設置在用戶側統(tǒng)一結算點。

1.2 市場結算關鍵特征

中國在原有三公調(diào)度模式下已開展了多年的中長期交易［17-18］，以廣東為例，考慮到政策、機制的延續(xù)性，在應用節(jié)點電價的電力現(xiàn)貨市場啟動后，雖然將中長期交易結果作為差價合約執(zhí)行，但并未和成熟電力現(xiàn)貨市場一樣對全電量進行現(xiàn)貨結算，而是對中長期交易電量做差價結算；相反，在結算中仍然順次先對中長期交易電量進行結算且僅對現(xiàn)貨與中長期交易的偏差電量進行現(xiàn)貨結算。此外，由于當前中長期交易在結算時未計算阻塞費用，因而無法區(qū)分發(fā)電方的節(jié)點位置，即處于任意節(jié)點的發(fā)電廠都可與同一用戶簽訂無差別的中長期合同。在這種情況下，中長期交易價格無法體現(xiàn)電力資源空間分布的價值，難以契合應用節(jié)點電價的電力現(xiàn)貨市場機制，市場實際運營中也表現(xiàn)出了中長期交易價格與現(xiàn)貨價格偏離較大的情況［19］。特別是在市場初期中長期交易電量占比較大時，電力現(xiàn)貨市場優(yōu)化配置電力資源、反映電力空間價值的優(yōu)勢無法得到充分體現(xiàn)。同時，由于價格體系不一致，中長期交易對于現(xiàn)貨市場的風險管理作用也無法得到有效發(fā)揮。

下面對國外成熟電力現(xiàn)貨市場與當前中國電力現(xiàn)貨市場中長期交易和現(xiàn)貨市場的結算方式進行對比。為突出研究重點，僅考慮與阻塞風險管理相關的中長期合同交易及現(xiàn)貨日前市場結算。假定節(jié)點m，n 各有一臺機組，與同一用戶分別簽訂了相同的價格λK、時段t 電量為的中長期合同，交割點為用戶側統(tǒng)一結算點。國外成熟電力現(xiàn)貨市場結算中，先對全電量按現(xiàn)貨電價結算，再單獨對中長期合同電量做差價結算，具體如式（3）至式（5）所示。

1）節(jié)點m 機組處收益Rm，t

2）節(jié)點n 機組處收益Rn，t

3）用戶購電成本Ct

式中:λm，t，λn，t和分別為時段t 節(jié)點m、節(jié)點n 和用戶 側 統(tǒng) 一 結 算 點 的 現(xiàn) 貨 電 價；Pm，t，Pn，t和分別為節(jié)點m、節(jié)點n 機組在時段t 的現(xiàn)貨出清電量和用戶在時段t 的用電量。

當前中國電力現(xiàn)貨市場結算中，先按中長期合同價格對中長期合同電量結算，再對現(xiàn)貨電量與中長期合同電量偏差部分按現(xiàn)貨電價結算，具體如式（6）至式（8）所示。

由式（5）和式（8）可看出，2 種結算方式下用戶購電成本相等，但對比式（3）和式（6）、式（4）和式（7）可知，2 種結算方式下機組收益并不相等。特別地，當=Pm，t且=Pn，t時，式（6）與式（7）在數(shù)值上相等，無法體現(xiàn)節(jié)點m 處與節(jié)點n 處機組因在系統(tǒng)中處于不同位置而具有不同價值電能的特點。這是由于未考慮中長期合同交易的阻塞費用。中長期合同交割點設置為用戶側統(tǒng)一結算點，因此，為了實現(xiàn)中長期合同的交割，發(fā)電廠需首先在自身所在節(jié)點按現(xiàn)貨電價出售電能并在用戶側統(tǒng)一結算點按現(xiàn)貨電價購買電能，此后發(fā)電廠才具備在用戶側統(tǒng)一結算點以中長期合同價格售電的權利。若發(fā)電廠所在節(jié)點與用戶側統(tǒng)一結算點電價不同，發(fā)電廠在中長期合同交易結算時需繳納中長期合同交易的阻塞費用，即在式（6）和式（7）的基礎上分別扣減可 見，中 長 期 合 同 交 易 的 阻 塞費用由發(fā)電廠所在節(jié)點現(xiàn)貨電價與用戶側統(tǒng)一結算點電價差決定，這部分費用由發(fā)電側實際繳納，但返還給繳納了輸電費用的用戶側，因而發(fā)電側承擔較大的阻塞風險。然而，由于中長期合同交易需設置交割點，即差價合約的價格參考點，因此，無法用于阻塞風險管理。

1.3 金融輸電權交易機制及其適用性分析

如前文所述，阻塞費用的繳納和阻塞盈余的返還本質(zhì)上由輸電權決定，成熟的電力現(xiàn)貨市場通常會建立針對輸電權的交易機制以實現(xiàn)阻塞風險管理。如美國PJM 市場引入了金融輸電權交易機制，從阻塞盈余返還金額不確定的角度進行阻塞風險管理。金融輸電權交易機制由哈佛大學W. Hogan 教授在1992 年首次提出［20］，其核心思想是擁有節(jié)點間金融輸電權的市場主體可獲得相應節(jié)點間阻塞盈余的返還。因電力用戶繳納了輸電費用可直接獲得金融輸電權，但返還的阻塞盈余金額具有不確定性，用戶可通過拍賣、雙邊協(xié)商等方式出售金融輸電權獲得固定收益，但放棄了獲得較高金額的阻塞盈余返還的可能性。相應地，金融輸電權的購買者支付固定成本，獲得具有不確定性的阻塞盈余返還。市場會對金融輸電權交易進行基于電網(wǎng)拓撲及運行約束的同時可行性測試，以保證結算中會產(chǎn)生足夠的阻塞盈余以支付給金融輸電權所有者。在系統(tǒng)運行期間，因故障、檢修、新設備投產(chǎn)等原因可能造成網(wǎng)絡拓撲結構變化，產(chǎn)生不平衡資金，還需單獨建立不平衡資金賬戶［21］。

金融輸電權基于節(jié)點間電價差確定阻塞費用，因而相比基于線路潮流的輸電權而言，更適用于集中式電力現(xiàn)貨市場［22］。文獻［23］對金融輸電權的基本原理、交易機制、風險管理作用等關鍵問題進行了較為全面的總結和評價。文獻［24］探討了市場主體參與金融輸電權競價中的最優(yōu)策略。文獻［25］建立了適用寡頭競爭市場的3 種模型，分別研究了金融輸電權在3 種模型中對市場主體市場力的影響，并提出了影響市場力的關鍵因素。文獻［26］針對近年來風電參與市場機制的變化，分析了風電可能給金融輸電權持有者帶來額外風險的機理。經(jīng)過多年的應用及研究，金融輸電權在有效規(guī)避阻塞風險、提升節(jié)點電價的阻塞管理作用等方面的效用受到了廣泛認可。金融輸電權為一種金融性質(zhì)的風險管理工具，美國PJM、美國中西部獨立系統(tǒng)運行商（MISO）、美國加州獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）等允許金融機構參與金融輸電權的交易，以提升市場流動性，但市場難以避免地出現(xiàn)了投機、套利等行為，對市場穩(wěn)定運行帶來挑戰(zhàn)［6］。如今，金融輸電權交易機制本身仍然在不斷完善中，如PJM 等市場增加了up-to-congestion 的交易品種［27］，用于在日前購買兩節(jié)點間實時電價差，以抑制市場主體利用金融輸電權和虛擬投標組合套利，造成日前市場發(fā)生阻塞而實時市場實際上不存在阻塞的現(xiàn)象。

金融輸電權雖然是一種有效的阻塞風險管理工具，但考慮到當前中國電力現(xiàn)貨市場的實際特點及需求，應用金融輸電權交易機制存在如下困難。

1）在市場特點方面，由于只有用戶側繳納了輸電費用而擁有初始的金融輸電權，因而金融輸電權交易的開展依賴用戶側的積極參與。但當前中國用戶側市場意識有待健全，且因中長期合同交易交割點唯一設置在用戶側統(tǒng)一結算點，發(fā)電側承擔較大阻塞風險，而用戶側已可通過中長期合同完全鎖定購電成本上限，并無進行阻塞風險管理的需求。

2）在實施難度方面，市場初期的各方條件難以支持開展多輪次的新交易品種拍賣及進行同時可行性測試。此外，還需建立新的不平衡資金賬戶，增加了不平衡資金疏導難度。

2 基于結算權轉讓的阻塞風險管理機制

不同于從阻塞盈余返還金額不確定性帶來的風險出發(fā)且需依賴用戶側參與的金融輸電權交易機制，本文基于當前中國電力現(xiàn)貨市場實際特點及需求，從阻塞費用繳納不確定性帶來的風險出發(fā)，提出可主要在發(fā)電側內(nèi)部開展的結算權轉讓交易機制，實現(xiàn)有效的阻塞風險管理。

2.1 結算權轉讓交易機制

首先，定義結算權為市場主體擁有的以某一價格進行結算的權利。在進入電力現(xiàn)貨市場后，市場主體自然擁有以自身所在節(jié)點現(xiàn)貨電價進行結算的權利，而在簽訂中長期合同后，市場主體也擁有了對合同約定電量以合同電價進行結算的權利。實際上，在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下開展的發(fā)電權（合同）轉讓及用電權（合同）轉讓均屬于結算權轉讓的一種形式，即轉讓以合同約定價格結算的權利。除此之外，結算權轉讓還包括轉讓以自身所在節(jié)點現(xiàn)貨電價結算的權利。

在結算權轉讓交易中，市場主體針對特定的電量，通過以雙邊協(xié)商為主的方式向另一市場主體支付一定費用，獲得其結算權，并在實際結算中以該結算權下的價格進行結算。

2.2 結算權轉讓在阻塞風險管理中的應用

同樣考慮1.2 節(jié)中的假定條件，基于當前中國電力現(xiàn)貨市場結算方式及中長期合同交割點為用戶側統(tǒng)一計算點的設定，并計算發(fā)電側應在中長期合同結算時繳納的阻塞費用。節(jié)點m，n 處機組收益分別如下。

可將式（9）和式（10）分別改寫為:

機組可通過結算權轉讓實現(xiàn)阻塞風險管理。節(jié)點m 處機組向節(jié)點n 處機組支付固定費用E，以獲得節(jié)點n 處機組對電量X 以合同價格λK結算（售電）的權利，但由于兩機組原本只擁有對有限的特定電量（即PKt+Pm，t-PKt和PKt+Pn，t-PKt）進 行 結 算（售電）的權利，因此，節(jié)點m 處機組還應將原本自身擁有的對電量X 以節(jié)點電價λm，t結算（售電）的權利轉讓給節(jié)點n 處機組，以確保兩機組能夠對全部電量進行結算。此時，節(jié)點m，n 處機組收益分別如下。

通過與節(jié)點n 處機組的結算權轉讓交易，節(jié)點m 處機組能夠以固定價格結算的電量增加，因而可獲得更為穩(wěn)定的收益，而節(jié)點n 處機組能夠以固定價格結算的電量減少，因而將承擔更大的風險。交易雙方進行的2 次對于相等電量的結算權轉讓交易，從效果上來說相當于進行了一次電價互換交易［28］。特別地，當X =Pm，t時，節(jié)點m，n 處機組收益分別如下。

此時，節(jié)點m 處機組的收益與其自身所在節(jié)點現(xiàn)貨電價無關，完全規(guī)避了自身所在節(jié)點現(xiàn)貨電價波動的風險。若節(jié)點m 處機組希望完全鎖定市場收益，可再與用戶進行結算權轉讓交易，即向用戶支付固定費用F，以獲得用戶對電量Y 以合同價格λK結算（購電）的權利。與節(jié)點n 處機組的結算權轉讓交易一樣，節(jié)點m 處機組還應將原本自身擁有的、對電量Y 以用戶側統(tǒng)一結算點現(xiàn)貨電價結算（購電）的權利轉讓給用戶。此時，節(jié)點m 處機組收益、用戶成本分別如下。

通過與用戶的結算權轉讓交易，節(jié)點m 處機組能夠以固定價格結算的電量進一步增加，因而可獲得更為穩(wěn)定的收益，而用戶能夠以固定價格結算的電量減少，因而將承擔更大的風險。從結果來看，同樣相當于交易雙方進行了一次電價互換交易；對于用戶來說，也相當于其進行了一次用電權交易，出售了用電合同。特別地，當Y =PKt時，節(jié)點m 處機組收益和用戶成本分別如下。

此時，節(jié)點m 處機組的收益完全鎖定，完全規(guī)避了市場風險。

若節(jié)點m 處機組并非極端的風險厭惡者，并且認為節(jié)點n 現(xiàn)貨電價將顯著高于節(jié)點m，節(jié)點m 處機組還可與節(jié)點n 處機組進行如下對現(xiàn)貨電價的結算權轉讓交易。節(jié)點m 處機組向節(jié)點n 處機組支付固定費用H，以獲得節(jié)點n 處機組對電量Z 以節(jié)點電價λn，t結算（售電）的權利，并將原本自身擁有的對電量Z 以節(jié)點電價λm，t結算（售電）的權利轉讓給節(jié)點n 處機組。此時，節(jié)點m，n 處機組收益分別如下。

實際上，發(fā)電廠在參與電力現(xiàn)貨市場時并不需要規(guī)避全部的風險而失去獲取更大收益的可能，只需根據(jù)自身風險偏好和對市場的判斷進行一定程度的風險管理。此外，具備一定市場意識和風險應對能力的用戶通常也無須完全鎖定購電成本，而會選擇適當承擔風險以獲取更大的獲利可能性。

綜上所述，通過結算權轉讓交易進行阻塞風險管理，需要交易雙方對相同的電量進行2 次方向相反的結算權轉讓，進而實現(xiàn)阻塞風險在雙方間重新分配。其中，一方減小了自身承擔的風險但降低了獲取更大收益的可能性，另一方增加了自身承擔的風險但也提升了獲取更大收益的可能性，交易不會影響市場中其他各方的收益及風險。

2.3 結算權轉讓與金融輸電權的對比

金融輸電權交易機制主要解決因阻塞風險造成阻塞盈余返還金額不確定而使市場主體收益或成本存在不確定性的問題。因成熟電力現(xiàn)貨市場中的中長期合同可自由設置交割點，在實際簽訂合同時，可選擇一方所在節(jié)點作為交割點，由另一方購買金融輸電權并在結算中繳納阻塞費用，再獲得阻塞盈余返還，從而使雙方均能實現(xiàn)市場收益或成本的鎖定。由于只有用戶繳納了輸電費用，因而在市場初始階段只有用戶擁有輸電權，故金融輸電權交易機制的有效開展必須依靠用戶側的廣泛參與。

當前中國電力現(xiàn)貨市場中用戶的市場意識有待健全，且中長期合同交割點唯一設置在用戶側統(tǒng)一結算點，這也保證了用戶僅通過中長期合同交易就可以完全鎖定購電成本上限，但發(fā)電側需要支付中長期合同結算時的阻塞費用，且由于未繳納輸電費用、不擁有輸電權而無法獲得阻塞盈余的返還，這使得發(fā)電側具有更為迫切的阻塞風險管理需求。

結算權轉讓交易機制主要解決因阻塞風險造成阻塞費用繳納金額不確定而使市場主體收益或成本存在不確定性的問題?；趯κ袌龅呐袛嗪惋L險偏好，發(fā)電廠可與其他市場主體進行結算權轉讓交易，實現(xiàn)有效的阻塞風險管理。需要說明的是，若發(fā)電廠希望完全鎖定市場收益，還需用戶側參與結算權轉讓交易，但這并不影響結算權轉讓交易在市場初期應用的效果。一方面，因為發(fā)電廠間的結算權轉讓交易已經(jīng)能夠規(guī)避大部分阻塞風險，且發(fā)電廠也不需要完全鎖定收益而失去在現(xiàn)貨市場中獲取更大收益的可能性；另一方面，具有一定市場意識和風險應對能力的用戶也有參與結算權轉讓交易的意愿及需求，以獲取更大的收益可能性。

綜上，結算權轉讓交易應用于阻塞風險管理時，可主要在發(fā)電側內(nèi)部開展，但也激勵用戶側的參與，與當前中國電力現(xiàn)貨市場特點及阻塞風險管理的實際需求一致。

3 算例分析

本章以PJM 市場實際數(shù)據(jù)為例，測算結算權轉讓交易對機組市場期望收益和風險的影響，驗證其在電力現(xiàn)貨市場阻塞風險管理中的實用性和有效性。事實上，考慮期望收益、風險及風險偏好，可以衡量市場主體在結算權轉讓交易前后的效用，效用之差即為結算權轉讓交易的價值，即該市場主體愿為結算權轉讓交易付出的費用［29-30］。限于篇幅，本文研究重點在于結算權轉讓交易機制和其在阻塞管理中的應用方法，結算權轉讓交易中的博弈和定價問題將在后續(xù)研究中詳細探討。

選 取PJM 市 場2019 年11 月1 日 至12 月31 日 共1 464 個時段的實際數(shù)據(jù)作為場景［31］。假定在現(xiàn)貨市場中，機組A 以Eastern Hub 的電價結算，機組B以MID-ATL/APS 的電價結算，用戶以PJM-RTO區(qū)域電價結算，阻塞風險反映為3 個現(xiàn)貨電價的差異。3 個節(jié)點/區(qū)域的電價數(shù)據(jù)見附錄A 圖A1，平均電價分別為23.74，27.07，26.33 美元/（MW·h）。假設機組A 的現(xiàn)貨出清電量為PJM-RTO 區(qū)域總負荷的1/200，如附錄A 圖A2 所示。機組A 與用戶簽訂了價格為20 美元/（MW·h）、各時段電量均為400 MW 的中長期合同，交割點為用戶所在節(jié)點。機組A 希望與機組B 及用戶進行結算權轉讓交易，以規(guī)避市場風險。采用條件風險價值（conditional value at risk，CVaR）量度風險［32］，該數(shù)值反映了損失超過某個給定的風險價值（value at risk，VaR）條件下?lián)p失的平均值，而風險價值指在一定置信度下的最大可能損失。由于本文考慮機組收益而非成本，因而在計算CVaR 時，機組收益數(shù)值取負，置信度取95%。需要說明的是，本文著重研究結算權轉讓交易在阻塞管理中的應用，故算例中提到的結算權轉讓交易均為雙向進行的交易，即交易雙方針對相同電量各向對方轉讓一次結算權，結果相當于互換了結算電價。

3.1 機組間對現(xiàn)貨電價的結算權轉讓交易

在未進行結算權轉讓交易時，利用式（9）可計算出機組A 的時段平均售電收益為8 257.07 美元，CVaR 為-2 975.55 美元。由于阻塞的存在，機組A與機組B 結算所用的現(xiàn)貨電價產(chǎn)生差異，機組A 與機組B 對現(xiàn)貨電價進行結算權轉讓交易（場景1）。圖1 為在結算權轉讓交易電量在0～1 000 MW·h 變化時，機組A 的時段期望收益及CVaR。可見，由于機組B 的現(xiàn)貨電價均值較機組A 高，隨著結算權轉讓交易電量的增加，機組A 有更多的電量能夠以機組B 的現(xiàn)貨電價進行結算，因而期望收益提升。交易電量增加初期導致的風險顯著減小，主要源于期望收益的提升，但由于機組A 通過結算權轉讓交易獲得的結算電價仍然是波動的現(xiàn)貨電價，因此，其承擔的風險不會隨交易電量的持續(xù)增加而不斷減小。

圖1 機組A 期望收益及CVaR 與結算權轉讓交易電量的關系（場景1）Fig.1 Relationship among expected revenue，CVaR and exchanged quantity via settlement right transaction of unit A (scenario 1)

圖2 顯示了機組A 在與機組B 進行現(xiàn)貨電價結算權轉讓交易時，在不同的交易電量下收益與風險的對應關系。其中，符號Δ 標注的曲線部分為機組A 在交易中的有效前沿［33］，其表示在某一風險水平下，通過交易可獲得的最大期望收益，機組A 可根據(jù)自身風險偏好，決定結算權轉讓交易電量。

圖2 機組A 與機組B 進行現(xiàn)貨電價結算權轉讓交易的有效前沿（場景1）Fig.2 Efficient frontiers when unit A and unit B conduct settlement right transaction on spot electricity price(scenario 1)

3.2 機組間對現(xiàn)貨電價與合同電價的結算權轉讓交易

如式（13）所示，機組A 與機組B 還可分別進行現(xiàn)貨電價與合同電價的結算權轉讓交易，即機組A購入機組B 的合同電價結算權，并將現(xiàn)貨電價結算權轉讓給機組B。圖3 和圖4 分別展示了在機組B擁有不同電價的合同的情況下（場景2），機組A 的期望收益及CVaR 與結算權轉讓交易電量的關系。

圖3 機組A 期望收益及CVaR 與結算權轉讓交易電量的關系（場景2）Fig.3 Relationship among expected revenue，CVaR and exchanged quantity via settlement right transaction of unit A (scenario 2)

圖4 機組A 與機組B 進行合同電價結算權轉讓交易的有效前沿（場景2）Fig.4 Efficient frontiers when unit A and unit B conduct settlement right transaction on contract electricity price(scenario 2)

由圖3 可以看出，合同電價越高，機組A 在結算權轉讓交易后的期望收益越高、風險越低。對于電價較高的合同，隨交易電量的增加，機組A 承擔的風險先減小后增加，這是由于在交易電量較小時，隨交易電量的增加，結算權轉讓交易后的期望收益顯著提升，暴露在現(xiàn)貨電價風險中的電量減少；而在交易電量較大時，隨交易電量的增加，由式（13）等號右側的第三項可知，機組A 反而將有越來越多的電量暴露在現(xiàn)貨電價風險中。圖4 顯示了機組A 與機組B 進行現(xiàn)貨電價與合同電價的結算權轉讓交易的有效前沿，其中，若機組B 所擁有的合同電價為20 美元/（MW·h），則機組A 無法通過結算權轉讓交易獲得預期收益增加或風險降低，因而不會與機組B 進行交易。

3.3 機組與用戶的結算權轉讓交易

如式（17）所示，機組A 與用戶還可分別進行現(xiàn)貨電價與合同電價的結算權轉讓交易，即機組A 購入用戶的合同電價結算權，并將現(xiàn)貨電價結算權轉讓給用戶。圖5 和圖6 分別展示了在用戶擁有不同電價合同的情況下（場景3），機組A 的期望收益及CVaR 與結算權轉讓交易電量的關系。

圖5 機組A 期望收益及CVaR 與結算權轉讓交易電量的關系（場景3）Fig.5 Relationship among expected revenue，CVaR and exchanged quantity via settlement right transaction of unit A (scenario 3)

圖6 機組A 與用戶進行合同電價結算權轉讓交易的有效前沿（場景3）Fig.6 Efficient frontiers when unit A and consumer conduct settlement right transaction on contract electricity price (scenario 3)

由圖5 可以看出，合同電價越低，機組A 在結算權轉讓交易后的期望收益越高、風險越低。對于電價較低的合同，隨交易電量的增加，機組A 承擔的風險先減小后增加，這是由于在交易電量較小時，隨交易電量的增加，結算權轉讓交易后的期望收益顯著提升，暴露在現(xiàn)貨電價風險中的電量減少；而在交易電量較大時，由式（17）等號右側的第4 項（-(PKt-Y )）可知，隨著交易電量的增加，機組A 反而將有越來越多的電量暴露在現(xiàn)貨電價風險中。圖6 顯示了機組A 與用戶進行現(xiàn)貨電價與合同電價的結算權轉讓交易的有效前沿，其中，若用戶擁有的合同電價為35 美元/（MW·h）或40 美元/（MW·h），機組A 無法通過結算權轉讓交易獲得預期收益增加或風險降低，因而不會與用戶進行交易。

4 結語

形成合理的阻塞價格信號并建立有效的阻塞風險管理機制是電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下阻塞管理的重要目標。當前中國電力現(xiàn)貨市場中已可通過節(jié)點電價中的阻塞分量反映阻塞成本，但尚未建立阻塞風險管理機制。本文基于對當前中國電力現(xiàn)貨市場特征及需求的分析，提出了應用于阻塞風險管理的結算權轉讓交易機制。相對于國外成熟電力現(xiàn)貨市場從阻塞盈余返還金額不確定性的風險管理角度，建立的金融輸電權交易機制，結算權轉讓交易機制從阻塞費用繳納金額不確定性的風險管理角度出發(fā)，使發(fā)電廠可通過與其他發(fā)電廠或用戶進行針對相同電量的2 次方向相反的結算權轉讓交易，實現(xiàn)阻塞風險在交易雙方間的重新分配。結算權轉讓交易更適用于當前中國電力現(xiàn)貨市場中長期合同交易與現(xiàn)貨交易順次結算、中長期合同交割點唯一設置在用戶側統(tǒng)一結算點、發(fā)電側承擔較大阻塞風險等特征。進一步研究將關注結算權轉讓交易的均衡價格及對市場主體行為策略的影響。

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