“迎峰度夏”的省间交易市场
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随着月份的增加，气温的逐渐升高，各地区的用电需求也在逐渐增长，省间电力交易在资源调配中的作用也逐渐明显。2022年迎峰度夏期间，受持久高温、用电需求增加、电力供应紧张等多重因素影响，省间价格颇高，且多次突破了记录，那么今年迎峰度夏期间的省间电力市场又会迸发出怎样的趋势？兰木达针对省内发电企业参与省间交易市场时提出的一些问题做了总结与系统的回答，希望能帮助各市场主体有效制定电力交易计划。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：汤慧娣）
一
省间交易市场规则文件及运行安排
2021年11月1日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号），同意国家电网有限公司按照省间电力现货交易规则组织实施。
2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》 （国家电网调〔2021〕592号）。
2021年9月2日，国家能源局印发了《国家能源局综合司关于同意印发的复函》（国能综函监管〔2021〕118号），同意国家电网有限公司按照跨区跨省电力中长期交易实施细则组织实施。
2022年5月25日，北京电力交易中心印发了《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（修订稿）》（京电交市〔2022〕26号）
省间交易市场的试运行情况
自2021年12月31日起开展模拟试运行以来，省间现货市场已完成了三轮次共计25天模拟试运行，以及2天（2022年1月13日-14日）、7天（2022年2月22日-28日）和3月份整月结算试运行。
2022年4月1日至今，连续开展季度结算试运行。
2021年10月1日起，跨区跨省电力中长期交易开始结算试运行，2022年3月21日至今，跨区跨省电力中长期交易按工作日连续试运营。
二
省间交易市场常见问题
Q1：哪些市场成员可以参与省间中长期市场？
参与省间电力中长期市场的市场成员包括两类:市场运营机构和市场交易主体。市场运营机构包括国调、网调和各省（区、市）调，以及北交电力交易中心，各省（区、市）电力交易中心。市场交易主体包括发电企业、电力用户、配售电企业、电网企业等。
Q2：省间电力中长期交易包含了哪些交易品种？
从交易周期来看，包括年度、多月、月度、月内交易；从组织方式来看，包括双边、挂牌、集中交易；从合约性质来看，包括发电企业与用户交易、外送交易、合同交易（回购、转让、置换）。此外还即将开展以周为单位的集中竞价交易。
Q3：省间多通道集中竞价交易如何运行？对已有交易是否存在影响？
省间多通道集中竞价交易是在以双边、挂牌为主的省对省交易基础上新增的一种购售电主体通过报量报价表达市场意愿的交易方式，平台以社会福利最大为目标，考虑通道可用输电容量、输电费用等市场边界，进行多通道集中优化出清，形成各市场主体分时段成交电量、电价、曲线。省间多通道集中竞价交易是在现有年度、月度、月内市场基础上的增量交易，不影响已成交合同的执行。
Q4：哪些市场成员可以参与省间现货市场？
参与省间现货市场交易的市场成员包括两类：市场运营机构和市场交易主体。市场运营机构主要是国家电力调度控制中心和区域电力调度控制中心，省调和各电力交易中心配合国调和网调开展工作。市场交易主体包括：风电企业、光伏企业、水电企业、火电企业、核电企业，省级电网公司、电力用户、售电公司。其中，风电企业、光伏企业、水电企业、火电企业、核电企业都是卖方市场主体，省级电网公司、电力用户、售电公司是买方市场主体。
Q5：卖方火电企业申报省间现货的条件是什么？
有两个条件，其一是满足电厂自己的条件，其二是满足送出省节点内部条件。
条件1：火电企业自己的条件：《省间电力现货交易规则（试行）》4.2.3.2条款规定：“火电和核电发电企业申报电力不得超过其实际发电能力与预出清（预计划）之差，预出清（预计划）中未安排开机的机组不得申报电力。”按此规则，对于山西、甘肃和蒙西的火电企业，其省内日前市场（预）出清结果决定开机状态，各时点开机状态决定该企业在省间现货日前市场里各时点是否可进行申报。对中标条件，山西从4月1日开始执行的V13版本对中标规则做了进一步细化，山西省内的火电机组在省间现货市场中标规则根据山西现货市场规则V13版本执行，本文不再赘述。
条件2：送出省作为一个节点，必须满足《省间电力现货交易规则（试行）》3.5条款要求，即“同一交易时段，市场主体是否可以买入或卖出电能”，需根据以下情况进行界定：
（1）、交易节点内部可再生能源富余时，节点内部买方市场主体不得在省间电力现货交易中买入电能。
（2）、交易节点内部平衡紧张时，节点内部卖方市场主体不得在省间电力现货交易中卖出电能。对于可再生能源是否富余和电力平衡是否紧张的判定方法，由各地方政府主管部门确定或由各省调报地方政府主管部门确认同意。
Q6：卖方新能源企业申报省间现货的条件是什么？
与Q2一样，同样包括两个条件，其一是满足电厂自己的条件，其二是满足送出省节点内部条件。新能源企业自己的条件是：按《省间电力现货交易规则（试行）》4.2.3.2条款规定，“可再生能源企业申报电力不得超过其预测出力与预出清（预计划）之差”。对山西、甘肃和蒙西，因省内市场规则不同，新能源企业的申报条件不完全一样。
山西：通常情况下，山西新能源企业的日前申报预测功率即省内日前市场中标功率，日内超短期预测功率即省内实时市场中标功率，因此通常山西新能源企业无法在省间现货日前和日内市场里进行申报。但如果在省内日前市场或实时市场中出现弃风弃光，山西新能源企业的日前中标功率或实时中标功率将少于本企业的超短期预测功率，此时，山西新能源企业在省间现货市场中出现可申报量，才能申报卖出。
甘肃和蒙西：这两个市场里，新能源企业除了需要申报自己的功率预测以外，还需要在日前申报N段非递减的报量报价曲线，与火电企业报价曲线几乎一样（甘肃新能源和火电的申报限价完全相同；蒙西新能源企业可申报最低限价为0元/兆瓦时，火电可报最低限价为1元/兆瓦时，最高限价相同，均为5000元/兆瓦时）。对甘肃和蒙西的新能源企业，均有可能在进行省内日前市场申报时，通过调整报价曲线，持留一部分预测功率，用来申报省间现货市场。
Q7：为什么卖方申报了0价，但未成交/中标？
在省间现货市场的出清过程中，主要存在三方面不成交的原因：
（1）送受端申报电力时段不匹配：如送端在0：30申报了0价，而受端在0：30已无剩余需求，则不成交。
（2）送受端价格不匹配：在送端报出0价的情况下，通常情况下不存在送受端价格不匹配。但是，在极端情况下，如果受端报价很低，送受节点之间的通道路径又很长，也有可能出现受端报价按输电费用和网损折算到送端节点以后，折算后的购电价格出现负价格的情况。例如，送端报价0，受端报价200元/MWh，送受节点之间剩余有容量的通道路径输电费用加网损折算后，总输电价格达到220元/MWh，此时价差为-20元/MWh，无法成交。
（3）通道可用容量受限：尽管时点匹配、价格匹配也最优，但已无剩余通道容量。
Q8：为什么有些天有些时点中标电量很高但边际价格很低？
因为省间现货市场与省内现货市场不同，省间现货市场是送、受两侧市场主体在96个时段分时段申报，且分时段出清。
Q9：怎么判断会不会有高价购买需求？
要根据主要需求省份的供需特点来进行判断。在买卖双方市场主体申报之前，即使是作为市场运营机构的国调和网调也没有具体需求数据和供给数据。准确判断省间现货市场需求必须基于省间现货市场历史数据进行分析，判断各需求省的供需特点，尤其是影响或导致供电缺口的关键因素。
Q10：省内现货价格与省间现货接近时，送出省火电企业如何合理申报？
应根据省间现货价格的水平和时点分布预判省内现货市场价格预测结论，设置不同中标率作为假设边界，测算各种省内报价方案并决策，以实现收益最大化为目标，合理预留省间可申报容量。
Q11：送出省火电企业或新能源企业距离外送通道较远时，出清顺序是否会靠后？
有此可能。根据《省间电力现货交易规则（试行）》2.2.6条款规定，省调“负责按调管范围开展安全校核”。《省间电力现货交易规则（试行）》4.4条款规定：
（1）国调中心、网调、省调按各自调管范围确定通道可用输电能力或断面限额，省间电力现货交易出清过程闭环考虑通道安全约束。
（2）省间电力现货交易出清后，国调中心统筹组织网调、省调开展安全校核。安全校核未通过时，按照灵敏度由高到低顺序，取消相关省间电力现货交易，消除设备越限，出清边际电价不变。
Q12：为什么省间日前市场的成交量比日内市场高，成交价也比日内市场高？
一是对卖方发电企业来说，在日前市场申报比在日内市场申报更为便利；二是反映出受端电网调度中心继续在日前解决系统平衡问题的策略，虽然有时难免提高了省间现货市场的日前价格，但该策略能够最大限度保证供电安全，符合各级调度中心的核心工作目标。
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