Analysis on Characteristics of Singapore′s Power Market Settlement and Risk Management

新加坡国土面积约716 km²，人口约530万，2018年发电装机容量约1 3.990 TW，最高负荷约7.070 TW，年用电量约50.400 TWh。总体来说电力系统呈现以下特点：

1)电网结构相对简单。受地理位置和供电范围等因素影响，新加坡电网结构相对简单，但系统较为稳定，供电可靠性达到99.999 9%。网架结构分为输电和配电两级网络，均为城市电缆线路，其中，输电网络电压等级分为400 kV，230 kV和66 kV，配电网络电压等级分为22 kV，6.6 kV和400 V。区内含400 kV变电站6座，230 kV变电站33座，66 kV变电站138座。区外通过两回230 kV，容量为50万kW的海底电缆与马来西亚电网联接，联接线主要用于事故支援备用，新加坡电网结构示意图如图1所示。

Figure 1.  The main structure of Singapore′s power grid

2)电源结构较为单一。新加坡电力市场中发电侧主要有7家大型发电厂，主要分布在南部裕廊岛，机组以燃气机组为主，其中，燃气-蒸汽联合循环机组市场份额占比高达98.2%，电源结构较为单一，且燃料全部依赖进口，主要来自马来西亚和印度尼西亚的管道天然气，以及部分液化天然气，因此，电力市场价格与天然气价格密切相关。

新加坡电力市场化改革始于1995年，经过二十多年的发展，实现了发电侧的充分竞争、用户侧的全面全放开。新加坡电力市场采用“放开两头、监管中间，交易和调度独立”模式。如图2所示，新加坡电力市场体系包括了电力批发市场、电力期货市场以及零售服务市场。主要成员包括政府监管机构、服务提供商与市场参与者。服务提供商包括能源市场公司(EMC)、电力系统调度机构(PSO)、输电许可证持有者(SP Power Assets)、市场支持服务许可证持有者(MSSL)。市场参与者包括发电企业、批发市场交易商、零售商与电力用户^[3]。

Figure 2.  The main structure of Singapore′s market

新加坡电力批发能量市场采用“全电量优化”的单边市场模式，2018年交易电量约50 TWh，用户侧价格为110.29元/MWh(新币)。发电侧通过报量报价竞争上网，采用节点电价计算发电费用，用户侧不报量不报价，需求统一由调度机构(PSO)提供每半个小时的负荷预测，用于市场出清，用户采用节点电价加权平均价的统一价格结算。

新加坡电力零售市场从2018年4月起分区分时段逐步全面放开，在2019年5月实现全面放开零售市场，所有用户都可以向EMA申请成为市场用户后并向零售商购电，新加坡零售市场分区放开情况如图3所示。对于未申请成为市场用户的仍可以按保留合同电价向MSSL购电。新加坡零售电价由三部分构成，包括电能费用、过网费以及EMC、PSO和MSSL收取的服务费。EMC只负责批发市场的结算，零售市场的结算由零售商和市场用户进行结算，MSSL和非市场用户或选择MMSL服务的市场用户进行结算^[4]。

Figure 3.  Chart of liberalization area of Singapore′s retail market

新加坡电力批发市场的市场结算工作由EMC的市场运行部负责，结算人员每天要进行四个结算计算流程，即D＋6日的预结算计算、D＋10日的正式结算计算、D＋48日的第一次重算及D＋253日的第二次重算，分别由A、B岗两个业务人员校核计算过程并确认完成，每个流程都有截止时间，需要按时完成工作任务。

在批发市场上，新加坡采用“事前定价、事后定量”的集中结算方式，即按照市场出清的价格以及MSSL提供的计量数据进行结算，EMC统一负责批发市场购售双方的交易结算，包括电能量费用、辅助服务费用、EMC及PSO手续费等。若发电机组实际运行情况与出清结果有偏差，允许偏差为10 MW，超偏差将会考核。EMC对发电厂、PSO、辅助服务商、自备电厂、可中断负荷、大用户、零售商及MSSL等主体出具发票和结算报表，并向零售商、大用户和MSSL收取账款，并分别向发电厂、PSO、辅助服务商、自备电厂及可中断负荷支付相应的账款。

在零售市场上，用户可自主选择成为竞争用户和非竞争用户，前者可以自由选择零售商，后者只能以政府管制电价向MSSL购电。EMC不负责零售市场的结算，零售市场结算由售电公司或MSSL与各自对应的用户进行结算。

MSSL作为新加坡电力公司的计量机构及保底供电机构，负责向EMC提供计量数据，按照批发市场价格向部分竞争用户提供供电服务，按照保留合同电价向非市场用户提供保底供电服务^[5]。

EMC负责按日进行批发市场的结算，具体流程如图4所示：交易日市场出清引擎推送出清电能量、调频及辅助服务量价数据至结算系统；市场主体在D＋4日提供双边合同；MSSL在D＋5日提供D日每30分钟计量电量数据(用户侧的计量数据为各零售商代理用户的汇总)及保留电价合同的量价信息；D＋6日结算系统计算并发布预结算单，D＋10日结算系统计算并出具最终结算单，开具税务发票；D＋20日零售商向EMC付款，收到付款后第二日EMC向发电商付款(如遇周末及节假日顺延)。

Figure 4.  The flow chart of settlement and payment

此外，结算系统在D＋48天和D＋253日分别进行两次再计算，用于差错退补。需要指出的是，这两个再计算是固化的流程，不论是否存在差错退补都会进行，即每日结算系统都会进行D-6日前的预结算单、D-10日前的正式结算单、D-48日前的第一次重算及D-253日前的第二次重算。这一设计主要考虑在解决分歧和争议时，不会因为突发的争议打乱每日进行的各个结算流程。例如在D＋6日预结算单中存在差错，可以在D＋10日正式单据中调整则调整，若不能及时明确则在D＋48日或D＋253日的重算中调整，超出253日则不再追溯。

EMC的结算系统使用的结算算法主要有三种：量乘以价的计算方法、按比例分摊的计算方法及改良飞机跑道模型方法。

电能量费用的计算按照量乘以价的计算方法，其中保留电量合同和双边合同的结算方式略有不同。

保留电量合同的结算。为了限制发电商的市场力，保持非市场用户的电价稳定，EMA于2004年建立了保留电量合同机制。保留电量合同由发电商和MSSL签订，合同电量和电价由EMA确定。无论批发市场上的价格如何，发电商所有的保留电量合同均按照政府定价结算，EMA按照保留电量合同的电量和电价分别和发电商和MSSL结算。保留电量合同用于满足非市场用户的用电需求。保留电量合同价格由EMA根据市场上燃气-蒸汽联合循环机组的“长期边际发电成本”模型确定，每两年对模型基础变量进行更新，每季度根据燃料价格和汇率变动情况进行联动调整^[6]。以确保各发电企业一定的开机容量且获得“边际成本＋一定收益”，降低市场竞争电量占比及边际成本，激活发电侧市场。非市场用户的目录电价每季度同步调整，以保证燃料成本的变化能及时传导到用户端。

双边合同的结算。在新加坡电力市场中，具有发电背景的零售商和其同一家公司的发电厂会签订双边合同，以对冲现货波动带来的风险，双边合同一般占其发电厂电量的60%左右。市场主体可以将签好的双边合同电量递交到EMC，则发电厂和售电公司在EMC结算过程中，按照这部分电量和现货市场电价算出来的电费可以进行对抵，不用和EMC结算，相应的由于交易额的减少，市场主体可以少交保证金，市场风险的分摊也相应减少^[7]。

例如，电厂A发电量1 GWh价格MYM96元/MWh；零售商B售电量600 MWh价格MYM98元/MWh该售电商与电厂签订的双边合同100%覆盖其售电量。在没有双边合同情况下EMC需向零售商B收取电费600×98＝588 000元；向电厂A支付电费1 000×96 ＝96 000元。在有双边合同情况下EMC付电厂A电费37万2 000元；零售商B无需向EMC付钱。

按比例分摊的计算方法主要用于由用户和运行机组共同承担的如调频费用、EMC服务费及PSO服务费等的费用分摊。

以调频费用分配为例：

分配的调频价格(AFP)＝总调频费用/(总实际用电量＋min(机组上网电量，5))

电厂承担的调频费用＝AFP×min(该机组上网电量，5)

零售商承担的调频费用＝AFP×该零售商实际用电量。

改良飞机跑道模型方法主要应用于备用容量费用的分配，即备用费用由该时段运行机组分摊，负荷较高的机组和故障率高的机组分摊比例更大。故障率等于历史强迫停机事件除以机组累计运行时间，其中历史强迫停机事件根据连续1年的数据，每季度更新一次。

例如，有A、B、C三个机组，假定故障率为2：1：1，A机组容量150 MW、B机组容量140 MW、C机组容量100 MW，其备用容量费用的分配示意如图5所示，则A电厂需要分摊备用费用比例为(45＋26.7＋10)/140＝0.583、B电厂需要分摊备用费用比例为(22.5＋13.3)/140＝0.257、C电厂需要分摊备用费用比例为22.5/140＝0.160。

Figure 5.  The diagram of distribution on reserve capacity cost

新加坡从2018年4月起，分区分时段逐步全面放开零售市场，在2019年5月实现全面放开零售市场。随着零售市场的全面放开，独立零售商的数量增加及市场份额的扩大，市场履约风险大幅增加。新加坡电力市场通过建立完善的履约保证金管理体系进行风险防控。

所有的市场主体，应向EMC缴纳至少30天的履约保证金，每天的缴纳标准按照过去90天应向EMC支付结算费用的平均值确定，每天滚动调整。新进入市场主体，先按提交入市申请前一天用户侧平均结算价格×预测用电曲线缴纳30天保证金；正式开展交易后，缴纳标准调整为已交易日中结算费用最高值，直至90个交易日后，与其它市场主体统一标准执行。

可接受担保物有以下三种：现金、标普评级为A及以上银行提供的保函(当天可兑现)、新加坡政府国债(按当前价值扣减2%计算担保额)。

EMC对市场主体20天(结算周期)累计账单费用进行动态监控，当超过其缴纳保证金的60%时，EMC将向用户发布风险预警，建议其增加保证金；当超过其保证金70%时，EMC将马上发出追加保证金通知，要求市场主体在2个工作日内补缴欠费或保证金，将累计账单费用占比降至50%以下。

当市场主体出现欠费行为，EMC将在1个工作日内兑现其保证金；当市场主体持续欠费或未按要求在2个工作日内补缴保证金时，EMC即将该事件报告市场监管与合规小组(MSCP)，MSCP需在4个工作日内召开听证会，讨论应急处置措施，及是否暂停相关市场主体的交易资格。被暂停交易资格零售商所服务的用户将全部转由MSSL提供保底供电服务，直至与新的零售商签订用电合同。当违约市场主体剩余保证金不足以支付全部欠费时，差额部分暂由非违约市场主体按照产生偏差期间的结算费用占比分摊。

新加坡电力市场化改革历经20余年，市场改革成效显著，很多经验值得我国借鉴。对于南方区域电力市场建设的启示，具体有几点思考：

1)注重电力市场顶层设计。新加坡电力市场化改革历经24年，中间改革思路虽然有所变化，但现阶段改革发展主要按照当地政府电力监管机构EMA“放开两头、监管中间、交易和调度独立”清晰的改革思路逐步推进，采取了“政府主导，外脑支持，企业参与”的实施方式，兼顾各方利益，确保方案的可行性。在南方区域市场建设方面，市场建设缺乏顶层设计，省为实体不利于区域资源的优化配置与市场的融合，交易机构应该建立系统性改革思维和全局性战略眼光，逐步理清市场建设思路，提出包含电能量市场、辅助服务市场、金融市场、容量市场等多个市场的一体化设计建议，推动国家层面做好南方区域电力市场顶层设计，出台区域市场发展建设规划，形成清晰改革思路。

2)健全政策法规和规则体系。新加坡在改革开始之际通过了电力法，并以此为基础制定了《电力许可证管理制度》、《输电管理规定》、《电力市场管理规则》等一系列完善的法律法规。新加坡市场的规范运作是基于完善的政策法规和规则体系，所有市场活动行为都是有法可循，保障市场有序运行。当前我国市场建设主要由各省(区)政府主导实施，市场建设目标不太一致，市场规则各自设计，制约了市场的进一步发展。南方区域电力市场建设应该推动国家层面的电力法律法规和市场规则统筹设计制定，加快推进电力市场标准化委员会筹建工作，促成各方相互合作，建立电力市场的基础行业标准，共同推动市场向前规范发展。

3)建立市场信用评价标准。独立零售商的增加及市场份额的扩大，新加坡电力市场履约风险大幅增加，EMC通过建立完善的履约保证金管理体系进行防控。目前南方区域电力市场信用评价工作开展乘次不齐，仅广东、云南开展，评价标准不统一，影响力不强。建议加强信用风险管理研究，逐步规范统一信用评价指标体系，建立南方区域信用风险管理标准，实现区域统一及信用风险管理共享，提升信用评价影响力。

4)加强多元化人才储备。新加坡电力市场从业人员除了电力专业，更涵盖了金融、IT等多个专业，无论技术力量还是人员储备都为电力市场的安全稳定运行打下了坚实的基础。南方区域电力市场人员储备以电力背景人员居多，对金融、经济方面的储备不足，随着改革的深入人才引进、培养等需求将更为紧迫。