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💥第一部分——内容介绍

摘要

随着我国电力市场化改革持续深化，省间-省内两级电力市场协同运行的交易体系逐步成型，省间交易商作为衔接跨区域电力资源流转与省内电力供需平衡的核心市场主体，其购电决策直接影响区域电力资源配置效率与市场运行稳定性。当前新能源大规模并网带来的出力随机性、电力供需波动、市场电价浮动及跨区域交易壁垒等多重不确定因素，导致省间交易商购电过程面临多元风险，传统单一成本最优的购电决策模式已无法适配复杂市场环境。本文立足两级电力市场的交易架构与运行机制，系统梳理省间交易商购电环节的核心风险类型，构建兼顾成本经济性与风险可控性的最优购电决策体系，分析两级市场耦合作用下的购电决策逻辑与优化机理，探究风险规避策略对购电组合、交易时机与交易规模的影响规律。研究结果表明，计及风险的最优购电模型能够有效平衡省间电力交易的收益与风险，规避极端市场波动与新能源波动带来的决策偏差，提升省间交易商购电决策的科学性与稳健性，为两级电力市场下跨区域电力交易优化、市场主体风险管控及电力资源高效配置提供理论支撑与实践参考。

关键词：两级电力市场；省间交易商；购电优化；风险管控；电力交易；资源配置

1 引言

1.1 研究背景

我国电力市场改革已进入省间市场与省内市场协同联动的新阶段，打破了传统省级电力市场的地域壁垒，形成了“省间统筹、省内落地”的两级电力交易体系。省间电力市场主要承担跨区域电力资源调配、清洁能源跨省消纳、区域供需平衡调节的功能，省内电力市场聚焦本地电力交易组织、负荷供电保障与市场主体履约管理，两级市场相互耦合、相互制约，构成了当前电力市场化交易的核心载体。在该市场架构下，省间交易商作为核心中介主体，主要负责代理省内用电主体参与省间电力交易，统筹规划跨区域购电规模与购电结构，衔接省间交易出清结果与省内电力供需分配，是打通跨区域电力资源流转通道、实现清洁能源大范围优化配置的关键主体。

随着风电、光伏等间歇性新能源大规模并网，电力系统源侧出力的随机性、波动性显著增强，叠加用电负荷的季节性、时段性波动，电力市场供需格局呈现动态多变的特征。同时，两级电力市场的交易规则、出清机制、价格形成机制存在差异化特征，省间现货、中长期交易与省内各类交易品种交叉联动，导致市场电价波动幅度增大、交易不确定性显著提升。在此背景下，省间交易商的购电决策不再仅面临传统的购电成本风险，还叠加了新能源出力不确定风险、市场价格波动风险、供需失衡风险、交易履约风险等多重挑战。传统购电决策多以购电成本最小化为单一目标，忽视了各类风险对交易收益与供电稳定性的负面影响，极易造成高电价购电、电力冗余或缺额、交易亏损等问题，难以适配两级电力市场的复杂运行场景。

1.2 研究意义

理论层面，本文立足两级电力市场耦合运行特性，系统界定省间交易商购电交易的风险维度与形成机理，构建计及多类型风险的最优购电决策框架，弥补了现有研究重成本优化、轻风险管控的短板，丰富了两级电力市场下跨区域电力交易优化的理论体系，为复杂市场环境下电力交易主体的风险决策研究提供新的思路。

实践层面，本文梳理的购电优化逻辑与风险管控策略，能够帮助省间交易商精准识别、量化规避交易风险，科学优化省间中长期、现货市场的购电组合与交易规模，实现购电成本与交易风险的协同最优。同时，研究成果可为电力市场监管部门完善两级市场交易规则、优化跨区域资源调配机制、防范市场交易风险、提升清洁能源消纳水平提供实践依据，助力电力市场平稳有序运行与新型电力系统建设。

1.3 国内外研究现状

国外电力市场多以跨区域统一市场为主，市场化程度较高，交易机制更为成熟，相关研究多聚焦电力现货市场价格波动风险、新能源不确定性下的交易策略优化、市场主体风险规避方法等方面，形成了较为完善的电力交易风险评估与决策体系。但国外市场架构与我国省间-省内两级分层交易模式存在显著差异，相关研究成果难以直接适配我国电力市场运行场景。

国内学者围绕两级电力市场交易优化、省间购电决策开展了大量研究。现有研究多集中于两级市场出清机制优化、跨区域购电成本优化、新能源消纳视角下的交易策略调整等方向，部分研究引入风险理念开展购电决策分析，但仍存在一定不足。一是多数研究仅单一考虑电价波动或新能源出力风险，未全面覆盖两级市场耦合带来的多元交易风险；二是部分研究过度侧重模型算法优化，忽视了市场机制、交易规则对购电风险与决策行为的约束影响；三是缺乏兼顾经济性与稳健性的一体化购电决策体系，难以适配复杂多变的两级电力市场交易场景。因此，亟需系统性开展计及多维度风险的省间交易商最优购电模型研究。

1.4 研究内容与技术路线

本文主要研究内容包括：首先，梳理两级电力市场的架构体系、交易品种、运行机制及两级市场的耦合联动关系，明确省间交易商的市场定位、交易流程与决策边界；其次，系统识别省间交易商购电全过程的核心风险类型，剖析各类风险的形成机理与影响特征；再次，构建以综合效益最优为核心、兼顾多类型风险约束的省间交易商购电优化决策框架，明确购电决策的优化目标与约束条件；最后，分析风险因素对购电组合、交易策略与决策收益的影响规律，提出适配两级电力市场的风险管控与购电优化策略。

本文技术路线为：梳理研究背景与国内外现状→剖析两级电力市场运行机制与交易主体特征→识别购电交易核心风险及机理→构建计及风险的最优购电决策体系→分析风险影响规律→提出优化策略与结论展望。

2 两级电力市场运行机制与交易主体分析

2.1 两级电力市场整体架构

我国两级电力市场由省间电力市场与省内电力市场共同构成，形成“上层统筹跨区调配、下层落地供需匹配”的分层协同交易体系，两级市场独立出清、相互联动、动态平衡。其中，省间电力市场属于跨区域交易层级，主要交易品种包括省间中长期合约交易、省间现货交易、清洁能源专项交易、调峰辅助服务交易等，核心功能是统筹全国范围内电力资源优化配置，引导富余电力跨省输送，保障资源富集省份清洁能源消纳与负荷集中省份电力可靠供应，交易主体以各省交易商、跨区域发电企业为主。

省内电力市场属于省级交易层级，涵盖省内中长期交易、日前现货、日内滚动交易、实时平衡交易及各类辅助服务交易，主要服务于省内发电企业、售电公司、电力用户等主体的电力交易，负责落实省间交易落地电量，平衡省内实时电力供需，保障区域供电稳定。两级市场通过电量结转、价格联动、供需互济实现深度耦合，省间交易出清结果为省内市场供需平衡提供外部电量支撑，省内负荷需求与发电能力变化反向影响省间购电需求申报，共同决定区域电力交易格局。

2.2 省间交易商市场定位与交易流程

在两级电力市场体系中，省间交易商是衔接两级市场、连接跨省电源与省内负荷的核心枢纽主体，多由省级电力交易相关机构或授权电力企业承担，核心职能是根据省内年度、月度、日内电力负荷预测与供电缺口，统筹制定省间购电计划，参与省间各类电力交易，获取跨省外购电量，并将外购电量合理分配至省内市场，保障省内电力供需平衡。相较于普通市场主体，省间交易商的交易行为兼具市场性与公益性，既要追求购电成本最小化、交易收益最大化，也要承担区域供电保障、清洁能源消纳、市场风险防控的责任。

省间交易商的完整购电交易流程主要分为四个阶段：一是需求测算阶段，结合省内历史负荷数据、实时负荷变化、新能源出力预测、机组检修计划，测算不同时段省内电力供需缺口，确定省间购电基础需求；二是交易申报阶段，根据两级市场交易规则，结合市场价格走势，分别向省间中长期市场、现货市场申报购电电量与价格需求；三是市场出清阶段，参与省间市场统一出清，确定最终购电电量、成交价格与交割时段；四是落地执行阶段，将省间成交电量纳入省内电力供需平衡体系，配合省内市场完成电量交割、结算与履约管控，同时根据实时供需波动动态调整后续购电策略。

2.3 两级市场耦合对购电决策的影响

两级电力市场的差异化运行规则与联动特性，对省间交易商购电决策形成显著约束。一方面，两级市场交易周期错位，省间中长期交易以年度、月度为主，侧重锁定基础购电电量、平抑长期价格波动，省间现货与省内现货交易以日前、日内实时交易为主，侧重平衡短期供需缺口，交易周期的差异化要求交易商必须构建“中长期锁定+现货微调”的组合购电模式，增加了决策复杂度。另一方面，两级市场价格存在联动传导效应，省间市场电价受跨区供需、输电通道容量、新能源外送规模影响，省内市场电价由本地供需、机组成本决定，两级电价的价差波动直接影响购电收益，若决策失衡易出现高价外购、低价内销的亏损风险。此外，跨区输电通道约束、两级市场履约考核规则、清洁能源消纳政策要求，进一步压缩了购电决策的灵活空间，提升了风险管控难度。

3 省间交易商购电交易风险识别与机理分析

基于两级电力市场运行特性与省间交易商购电全流程，结合新型电力系统下电力交易的不确定性特征，可将省间交易商购电核心风险划分为市场价格风险、供需不确定风险、政策机制风险、交易履约风险四大类，各类风险相互交织、协同影响购电决策效果。

3.1 市场价格波动风险

价格风险是省间交易商购电过程中最核心、最直接的风险，主要源于两级电力市场电价的动态波动。省间电力市场电价受跨区域电力供需格局、新能源跨省外送规模、输电通道阻塞情况、煤炭等一次能源价格波动等多重因素影响，呈现显著的时段性、季节性波动特征。新能源大发时段，外送省份电力富余，省间电价偏低；负荷高峰、新能源出力不足时段，跨区购电需求激增，电价大幅攀升，极端场景下易出现电价尖峰。同时，省内市场电价与省间电价存在价差波动，若交易商未精准预判两级电价走势，盲目申报购电需求，易出现高价购入、低价落地的收益亏损问题。此外，两级市场中长期与现货电价的联动波动，会导致购电组合的综合成本不稳定，大幅增加成本管控难度。

3.2 供需不确定性风险

供需不确定风险主要来源于源荷两侧的随机性波动，是新型电力系统下购电交易的新型核心风险。源侧方面，风电、光伏新能源出力受天气、季节、时段影响显著，预测误差较大，导致外送省份可跨省交易的清洁能源电量存在不确定性，可能出现申报购电电量无法足额交割的情况，造成省内供电缺口。荷侧方面，省内用电负荷受气温、产业生产、节假日等因素影响，存在短期波动与预测偏差，若实际负荷高于预测值，现有省间购电电量无法满足供电需求，需高价临时补购电力；若实际负荷低于预测值，会出现外购电力冗余，造成电量浪费与成本损耗。同时，两级市场供需信息存在滞后性与不对称性，交易商难以精准掌握跨区实时供需格局，进一步加剧了供需错配风险。

3.3 政策与市场机制风险

我国两级电力市场仍处于持续完善阶段，交易规则、出清机制、价格政策、清洁能源消纳考核要求处于动态调整过程中，形成了机制性交易风险。一是两级市场交易规则存在差异化且持续更新，跨区交易申报流程、出清方式、电量结算规则的调整，会直接改变购电决策的约束条件，导致原有最优购电策略失效；二是清洁能源消纳、碳排放管控等政策要求，倒逼交易商增加新能源跨省购电比例，但新能源交易的不确定性更高，加剧了决策风险；三是跨区输电通道配额、交易规模限制等机制约束，会导致最优购电方案无法落地，造成资源配置效率下降；四是两级市场的价格联动机制不完善，存在电价传导滞后、价差不合理的问题，增加了交易收益的不确定性。

3.4 交易履约与运营风险

履约运营风险贯穿购电交易全流程，主要包括电量交割风险、考核违约风险与运营管控风险。在电量交割环节，受输电通道故障、机组停机、新能源出力突变等因素影响，省间成交电量可能无法足额、按时交割，导致省内电力供需失衡。在考核违约环节，两级电力市场均设置了履约考核机制，若交易商购电申报偏差过大、电量履约率不达标，将面临考核罚款、交易权限受限等处罚，增加交易成本。在运营管控环节，省间交易涉及多区域、多品种电量统筹，交易数据量大、流程复杂，若供需测算、电量分配、结算管控出现偏差，易出现运营失误，引发经济损失与交易风险。

4 计及风险的省间交易商最优购电决策框架

基于两级电力市场运行特征与多维度交易风险，突破传统单一成本最优的决策模式，构建成本最优、风险可控、履约可靠、适配政策的多目标最优购电决策框架，明确决策目标、核心约束与优化逻辑，实现购电决策的经济性与稳健性协同最优。

4.1 购电决策核心目标

本文构建的最优购电模型以省间交易商综合效益最大化为核心目标，兼顾经济收益与风险防控双重维度。一是经济性目标，通过优化省间中长期、现货市场的购电电量配比、交易时机与价格区间，最小化综合购电成本，降低两级市场电价波动带来的成本损耗，提升电力交易盈利空间；二是风险性目标，通过规避极端价格波动、供需错配、履约违约等核心风险，降低交易收益波动幅度，保障购电决策的稳定性与可靠性，避免极端场景下的重大交易亏损；三是合规性目标，适配清洁能源消纳、市场交易规则、供电保障等政策要求，保障购电交易合法合规、落地可行。

4.2 购电决策核心约束条件

结合两级电力市场运行规则与交易实际，最优购电决策需满足多重现实约束，确保决策方案落地可行。一是电力供需平衡约束，省间外购电量与省内本地发电量、储能可调电量协同匹配，满足不同时段省内用电负荷需求，杜绝电力缺口与电量冗余；二是市场交易规则约束，购电申报电量、价格需符合省间与省内市场的交易限额、申报区间、出清规则，适配跨区输电通道容量限制；三是风险阈值约束，将电价波动风险、供需偏差风险、履约违约风险控制在可承受范围内，规避高风险交易行为；四是政策考核约束，满足清洁能源消纳权重、电力保供、市场履约考核等政策要求，保障交易合规性。

4.3 风险适配的购电优化核心逻辑

计及风险的最优购电模型核心优化逻辑为“风险预判-分层配置-动态适配-稳健优化”。首先，通过梳理历史交易数据、负荷与新能源出力数据，预判不同时段的市场价格风险、供需波动风险等级，划分高、中、低风险交易场景；其次，基于风险场景分层配置购电组合，低风险场景下侧重经济性，加大现货市场低价购电比例，压缩综合购电成本，高风险场景下侧重稳健性，提高中长期合约购电占比，锁定基础购电电量与价格，规避现货市场极端波动风险；再次，结合两级市场实时联动态势，动态调整购电规模与交易结构，适配省内负荷波动与省间市场供需变化；最后，在满足所有约束条件的基础上，筛选综合收益最优、风险最低的购电方案，实现多目标协同优化。

5 风险对购电决策的影响规律分析

5.1 价格风险对购电组合的影响

市场价格波动风险直接决定省间购电的品种配比与交易时机。当省间市场电价波动幅度较小、走势平稳时，价格风险处于较低水平，交易商可灵活调整中长期与现货购电比例，通过现货市场低价套利降低综合购电成本，此时经济性为决策核心导向。当电价波动剧烈、尖峰价格频发时，价格风险显著升高，现货市场交易不确定性大幅增加，盲目参与现货交易易造成大额亏损，此时最优决策为提升中长期合约购电比例，锁定大部分基础购电电量，仅保留少量现货电量用于供需微调，通过固化购电成本规避价格波动风险。同时，两级电价价差的动态变化，会引导交易商调整跨区购电与省内自发电替代比例，实现成本与风险的动态平衡。

5.2 供需不确定性风险对决策稳健性的影响

源荷双侧的供需不确定风险主要影响购电决策的精准度与落地稳健性。新能源出力预测偏差会导致省间清洁能源购电交割电量不稳定，若过度依赖新能源跨省购电，在新能源出力不足时易出现供电缺口，倒逼交易商临时高价补购火电电力，推高整体购电成本。负荷预测偏差则会造成购电电量冗余或不足，引发成本浪费或供电风险。计及该风险的最优购电模型会主动预留合理的购电冗余空间，平衡源荷波动带来的偏差，同时优化新能源与常规电力的购电配比，避免单一电源购电带来的高不确定性，大幅提升购电决策的适配性与稳健性。

5.3 机制与履约风险对交易策略的影响

政策机制的动态调整与履约考核约束，会持续优化交易商的购电行为模式。在市场规则调整、政策考核严格的阶段，机制风险与履约风险升高，交易商会主动降低购电申报偏差率，减少激进型交易行为，优先选择合规性强、履约稳定的中长期交易品种，规避考核罚款风险。在市场机制稳定、履约考核宽松的场景下，交易商可适度提升交易灵活性，通过现货交易、临时跨区交易优化购电成本。同时，跨区输电通道约束、清洁能源政策要求，会倒逼交易商优化购电空间布局与电源结构，兼顾政策合规、风险防控与经济收益。

6 两级电力市场下省间交易商购电优化与风险管控策略

6.1 优化分层组合购电策略，平衡收益与风险

结合不同风险场景，构建“中长期为主、现货为辅、分层适配”的组合购电体系。针对年度、月度基础用电需求，通过省间中长期合约交易锁定70%以上的基础购电电量，固化购电成本，规避长期价格波动与供需缺口风险；针对日内、短时负荷波动，依托省间现货市场开展精细化电量微调，利用现货电价波动机遇降低短期购电成本；针对新能源消纳政策要求，合理配比跨省新能源电力与常规电力购电规模，在保障风险可控的前提下提升清洁能源消纳占比，实现政策效益、经济效益与风险防控的协同统一。

6.2 构建风险预判机制，提升决策前瞻性

依托电力大数据，搭建源荷供需、市场价格、政策动态的全方位风险预判体系。通过挖掘历史负荷、新能源出力、两级市场电价数据，建立多场景风险预判模型，精准识别不同时段的价格波动风险、供需错配风险等级；实时跟踪两级电力市场交易规则、考核政策、输电通道配额的动态调整，提前预判机制性风险；建立风险预警阈值，针对高风险时段提前调整购电策略，规避极端交易风险，从被动应对风险转变为主动预判、提前防控风险。

6.3 适配两级市场联动机制，优化决策适配性

深度衔接两级电力市场耦合运行规律，建立双向联动的动态购电调整机制。向上衔接省间市场跨区供需、电价走势、输电通道状态，动态调整省间购电申报规模与价格区间；向下对接省内市场负荷变化、机组运行、电量落地需求，保障省间外购电量精准适配省内供需格局。依托两级市场电量结转、价格联动规则，建立跨周期购电调节机制，平抑短期市场波动带来的决策偏差，提升购电方案的落地性与适配性。

6.4 完善全流程履约管控，降低运营风险

建立购电交易全生命周期履约管控体系，覆盖需求测算、交易申报、电量交割、结算考核全流程。优化负荷与新能源出力预测算法，降低供需测算偏差，减少购电申报误差；严格落实两级市场履约规则，规范电量交割、台账统计、费用结算流程，规避违约考核风险；建立交易偏差复盘机制，针对电量交割偏差、价格波动亏损、考核违规等问题，定期复盘优化购电决策逻辑，持续降低运营交易风险。

7 结论与展望

7.1 研究结论

本文立足我国省间-省内两级电力市场协同运行的架构特征，聚焦省间交易商最优购电决策与风险管控问题，系统剖析了两级市场运行机制与交易主体特征，识别了价格波动、供需不确定、政策机制、履约运营四大类核心购电风险，阐明了各类风险的形成机理与影响规律，构建了兼顾经济性、稳健性、合规性的计及风险最优购电决策框架，并提出了适配两级市场的购电优化与风险管控策略。

研究表明，两级电力市场的耦合联动特性大幅提升了省间购电决策的复杂度，传统单一成本最优的购电模式无法适配多重风险叠加的市场场景；多类型风险对购电组合、交易时机、决策稳健性存在差异化约束作用，价格风险主导购电品种配比，供需风险影响决策精准度，机制与履约风险约束交易行为边界；通过分层组合购电、风险预判预警、两级市场联动适配、全流程履约管控的优化体系，可有效平衡购电经济收益与交易风险，提升省间交易商决策的科学性与稳定性，助力两级电力市场资源高效配置。

7.2 研究展望

随着新型电力系统建设持续推进，高比例新能源并网、大容量储能规模化应用、电力市场机制持续完善，两级电力市场的交易场景将更加复杂，省间购电交易的风险维度将进一步拓展。后续研究可进一步考虑储能、虚拟电厂等新型市场主体参与两级交易的场景，丰富购电风险维度与优化体系；同时，可结合不同省份的资源禀赋、负荷特性与市场差异，开展差异化购电决策研究，形成适配不同区域的定制化交易策略，为电力市场高质量发展与新型电力系统稳定运行提供更全面的理论支撑。

📚第二部分——运行结果

文献来源：

两级电力市场模式的引入将使得省间与省内电力交易之间的耦合联系更加紧密。考虑到未来较

长一段时间内，大部分电力用户难以参与市场申报，本文采用“省间交易商”的概念，以省间交易

商作为代理本省电力用户参与省间交易的“市场接口”[9]。根据现有的方案，在两级市场建设初期，

各省电力公司将作为购电主体参与省间电力交易，并在未来逐步允许售电企业参与交易[10]。因此，在市场建设初期，可将各省电力公司视为省间交易商代理省内用户参与省间电力交易。同时，各省电力交易中心组织省内电力交易满足省内用户的购电需求。根据现阶段省间-省内两级电力市场模式的运作思路，省间电力交易结果将作为各省份开展省内电力交易的边界条件[10]。因此，省间交易结果会对省内交易产生一定程度的影响。一方面，省间交易商在省间出清的电量将势必压低其所在省的机组在省内电力市场的交易空间；另一方面，省内新能源出力与负荷需求的不确定性使得省间交易商在日前申报的省间交易购电需求与实际需求存在一定偏差，而偏差部分将给省内交易带来一定的市场风险。考虑到省间交易和省内交易具有不同的市场模式、市场主体，如何让省间交易商综合决策其所在省的省间购电需求以增加促进电力资源优化利用，降低终端用户的用电成本，同时适当规避各类不确定性带来的风险，是当前亟待解决的问题。

形成省间交易商最优购电决策的双层优化模型如图 2 所示。在上层模型中，由于新能源出力与负

荷需求预测误差将影响省间交易商的购电决策，进而对省内市场最终的运行成本产生影响。本文基于预测误差的概率模型，形成多个预测场景，计算各个场景下省内市场运行成本，即省间购电成本、省内机组出清电能成本与备用成本的总和。最后综合各场景概率，以最小化省内市场运行成本期望为目标进行优化，得到省间购电需求。在下层模型中，省间市场以最小化省间市场运行成本，即最小化省间联络线送端机组出清电能成本为优化目标来满足省间交易商的省间购电需求，形成省间市场的预出清价格。

两级电力市场环境下计及风险的省间交易商最优购电模型研究

通过最优购电模型，省间交易商能在两级电力市场模式下充分利用省间与省内机组的发电资源，在降低省间交易商购电成本的同时促进电力资源的跨区域优化配置。同时，采用 CVaR 方法能有效降低不同预测场景间省内市场运行成本的差异，从而帮助省间交易商在不确定环境下有效进行风险控制。此外，随着风险厌恶程度的提高，省间交易商将加大对省间市场购电资源的依赖，省间出清电能与电价也会相应提升。

🎉第三部分——参考文献

文章中一些内容引自网络，会注明出处或引用为参考文献，难免有未尽之处，如有不妥，请随时联系删除。(文章内容仅供参考，具体效果以运行结果为准)

[1]郭立邦,丁一,包铭磊,曾丹.两级电力市场环境下计及风险的省间交易商最优购电模型[J].电网技术,2019,43(08):2726-2734.

​​​​​​🌈第四部分——本文完整资源下载

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