电力市场交易价格波动风险管控策略研究

电力市场交易价格波动风险管控策略研究

常莎1, ,段俐存2  ,景江帆3

国网山西省电力公司运城客户服务中心1   山西运城  044000  国网山西省电力公司运城市经济技术开发区供电公司2   山西运城  044000  国网山西省电力公司运城市经济技术开发区供电公司3   山西运城  044000

摘要：在市场经济体制下，电力市场的竞争力度越来越大，新电改正努力促进电力的市场化改革，而新电改的实施，使电网逐渐退出售电侧，促进需求侧管理趋势的发展。在这个背景下，给电力市场交易价格带来较大的影响。而在这个过程中，交易价格的波动带来一些风险的出现，给电力市场造成不良影响。文章分析了售电侧改革过渡期的特点以及对电力市场带来的影响，并提出这期间电力交易价格波动存在的风险，并继而提出有效的风险管控措施。

    关键词：电力市场；交易价格波动；风险管控

    1 售电侧改革过渡期特点

1.1交易范围局限在省内

主要是在省内进行购电和售电交易，也就是说对国内整个发电格局的影响不大。特别是对于发电比较集中、发电效率高的省份，参与改革的主动性不高，对电力市场交易产生一定影响。

1.2交易主体相对较少

当前对于售电主体的准入还是分批公示，售电公司和用户多是直接交易，使得买方市场不活跃，容是形成市场力，影响电力市场交易。

1.3信息不对称

售电侧放开初期，交易主体可能对市场供需形势、发电和售电市场集中度、市场交易成交情况等信息掌握不全面，影响交易主体的竞价决策，造成市场交易价格大幅波动.

1.4交易规则调整带来影响

主要是交易主体的准入机制、退出机制、出清方式、电量考核等的调整，都可能对交易主体进行决策或者用户对于售电主体的选择倾向等带来干扰。

1.5市场主体交易行为监管体系不够完善

突出表现在对电力市场的监管职能分散于发改委、能源局等各个政府部门，中央和地方两级管理体制职责权限也有重叠，分工不够明确等方面。过去监管机构主要依靠行政手段、突击检查等方法对电力交易实施监管，监管方式不够规范化、精细化。面对售电侧改革过渡期的新特点，高效监管策略还有待建立健全，交易主体可能存在影响市场有序运营的行为。

    2售电侧改革过渡期电力交易价格波动风险

    2.1市场交易价格形成机制的风险

市场供需关系、机组发电边际成本、售电公司的收益水平等都会引起双边交易电价的波动。参与双边协商交易的市场主体包括参与直接交易的发电机组与售电主体或大用户，以及售电主体与代理用户。

在竞争充分、监管严格的较理想市场中，大用户或售电主体可自由选择发电机组，机组售电价格(发电商参照自身边际成本定价) 的高低决定了在卖方市场的竞争力;大用户或放开选择权的普通用户可自由选择售电公司，售电公司的售电价格(包括售电公司购电成本、售电公司收益、含线损的输配电价、政府性基金)和服务质量，决定了其市场竞争力，其中售电公司的购电来源包括集中竞价交易电量和发电机组的双边协商交易电量，间接受到集中竞价交易和双边协商交易价格达成因素的影响。

    2.2正常交易价格波动的风险

正常交易价格波动一般来说波动变化不大，但如果遇到特殊情况也会发生较大变化，比如我国煤炭价格上涨时，发电成本增加，交易市场电价会有所增高。这方面的风险主要是遇到突发情况带来的电价增高，使得电价波动幅度超出合理阈值的情况，则会产生较为严重的负面影响，售电公司和用户的购电、用电需求萎缩，影响正常的经济、社会发展秩序。相关市场主体无法履约，大用户和放开选择权的普通用户转由电网公司以政府管制价格进行保底供电，此时电网企业如果从集中竞价交易中以较高的市场价格购电、以较低的保底售电价格供电(参照我国电价调整周期的特点，保底购售电交易价格调整可能会滞后一年)，严重影响电网企业的正常生产经营，继而影响电网正常投资、电力系统的有序运行，整个电力工业的可持续发展都会受到影响。   

2.3非正常交易价格波动的风险

    非正常电价波动是指电价偏离合理水平，不能反映真实的市场供需关系和相应的成本。非正常电价波动并不是由机组发电边际成本变化、市场供求关系产生，而是拥有市场力的市场成员通过市场力危害市场有效竞争，从而导致的价格畸高或畸低。

　　售电侧改革初期，准入交易主体数量不多，可能出现市场集中度偏高的问题。如发电集中度较高的省份，有可能利用自身在局部地区的市场支配地位，降低用户的有效选择权，获得超额垄断效益。部分地区尤其是试点阶段和售电侧放开初期，部分大用户有较强的议价能力，也可能恶意压价格。

    3市场交易价格波动风险管控措施

    3.1针对正常价格波动

    在这方面，相关部门应当加强对准入主体的指导和教育，提高这些主体的决策能力和风险管控能力，同时强化对电价的监控、监管工作，保证电价波动处于正常范围。准入主体应严格遵守相应的市场交易规定，按规定进行交易，同时做好供需、价格预测、风险预警等工作，尽量做到避免风险问题的出现；另外电网企业还要加强跨区省的电力调配，有效缓解不同地区电力供需紧张的局面。

    如果电力市场交易价格波动超出合理阈值，此时需要政府直接干预，必要时可终止电力市场运行。根据导致交易价格超出阈值的原因的分析，政府可直接干预本地电力市场的供需关系，调节供需平衡，比如政府可以直接锁定购售电价，使其在一定时间内保持稳定值；实施拉闸限电、削减终端用户负荷需求等措施减少用电；或者可以适当增加地区之间的电力调配，以此在短时间内增加区域内的电力供应。

    3.2针对非正常价格波动

    非正常价格波动在某些地区是比较常见的，因此政府相关部门要充分发挥监管作用，对电力市场进行严格监管，做出风险预警，严厉打击违背电力市场交易规的不法行为。

   一是加快全国统一电力市场建设，通过扩大交易范围避免局部市场力的形成。售电侧改革初期，针对交易主体数量规模不足、局部发电企业集中度偏高、发电机组利用小时数较高、市场交易意愿不强等问题，通过加快全国统一电力市场建设，允许更多符合条件的交易主体上平台交易，能够避免市场力的形成。在全国统一电力市场建立健全前，可提高跨区跨省交易开展频次达到相同目标。

　　二是对市场机制、交易规则进行科学论证后实施，实现市场的平稳、高效运行。结合各省电力工业特点和实际情况，因省制宜确定交易主体准入条件、集中竞价交易出清方式，避免发电和售电侧形成较高的市场集中度，从源头降低非正常交易价格波动发生的可能性，同时减少非市场主体(包括地方政府、市场运营机构)的市场干预行为和影响，避免售电市场在建设运行初期因各方利益而扭曲畸形。

　　三是建立健全与售电侧改革相适应的市场监管体系，为售电侧改革可持续发展提供支撑和保障。一方面，实现监管机制规范化，完善事前、事中、事后监管机制，事前监管主要针对市场准入条件的设置和审核;事中监管机制主要针对市场行为监管，如市场成员是否拥有市场力、是否利用了市场力、市场成员利用市场力危害市场有效竞争的程度等;事后监管机制主要针对非正常交易价格波动责任主体的认定和处罚。另一方面，实现监管手段多样化，随着售电主体的增多、监管内容的增加，应用传统监管手段的同时，增加与大云物移等新兴互联网技术的结合，提高监管效率和预警能力。

     结语

总而言之，在市场化运营不断深入的背景下，电力市场趋于成熟。在诸多因素的作用下，市场人员越来越关注交易价格波动风险管理，根据目前电力市场交易价格波动风险实施相应的管理控制对策，有助于进一步控制电力市场交易价格，避免市场交易价格波动风险。         

参考文献：

[1]薛松，张晓萱.电力市场交易价格波动风险管控[J].中国电力企业管理,2017.

[2]鲍洁，谢秦，王中荣.基于风险管理理论的电力市场交易管理[J].电气时代，2017（11）：20-21.