对推进电力市场建设的思考-第2页-北极星输配电网

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需强调的是，由于确切的开机组合通常是提前24小时才确定，电网安全约束及其他特殊机组出力的约束也才能同时确定，因而，不论购售双方在日以上的时间段达成了什么样的合同(财务结算合同或实物交割合同)，都必须在生产日前(日前市场)通过竞价，或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力(功率)曲线，并告知电力系统的运行者(电力交易中心、电力调度中心)。

同样，电能在当日的每个时间段都按照电力电量平衡的原则安排，由于影响电力系统运行的干扰因素始终存在，如气温的预报偏差对空调负荷影响、发用电设备意外停机、临时检修等，都出现在日前市场平衡的电力电量在生产运行日内失衡，市场环境下同样要调整这些，即实时平衡市场。不同负荷性质的用户即使在中长期市场上拿到同样的电价，由于受到实时平衡市场对发电和用电平衡的要求，负荷不稳定的用户最终平均购电价将高于同样交易电量但负荷稳定的用户。

由于电力运行的特性主要表现在电力的实时平衡、有功功率和频率的耦合、无功功率和电压的耦合。为保持电力实时平衡，市场主体中还需保留一部分旋转备用或可中断负荷;为保证频率和电压的稳定，需预留调频调压资源;同时为避免电力系统完全“停机”的风险，还要预留黑启动资源。这些都是市场主体需要承担的辅助服务义务，需要建立辅助服务市场，由发用电双方按照“谁受益，谁付费”原则进行辅助服务交易。

一旦出现输电和发电能力的不足，将影响社会稳定和国民经济发展，当发电容量充裕度低于一定水平时，就需要建立一个容量市场。同时，为规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险及确定大宗电量交易价格的问题，还需建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场。计划体制下，单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计，调度机构“闪转腾挪”的空间也很大，由于电量的平均分配，且5500小时未充分发挥机组设计能力，因而单个节点一般不会受到约束，也不存在大量不能完成的合同。但是，在市场条件下，机组间获得利用小时数差距会很大，潮流变化也相应较大，加之我国近年来风电、水电和供热机组的装机规模不断增大，很多地方还存在电网阻塞问题，中长期合同再以实物交割合同形式签订，易造成无法执行。应通过财务差价合同或期货等金融合同的方式，对大规模电量交易进行“保价”，以维持市场价格的长期稳定，因此，中长期交易标的往往是只进行财务结算的金融合同，而不是需要实物交割的电能，中长期合同电量价格应以现货价格作为参照价格。这是我国电力工业史上没有出现过的购售电合同种类。

电力市场体系中这六个市场并不是电力市场模式独有的，与现行的计划管理手段相比，都发挥相同的作用，只是机制不同。(详情见表)

三、当前推进电力市场建设存在的问题

电力市场建设目标有很多。首先应是形成市场化的定价机制。从电力市场建设的一般规律看，市场模式是发电侧和用户侧放开，电网中间环节加强管制。无论采用何种市场模式，都必须建立在电力系统平稳运行的基础上，形成满足电力实时平衡、安全约束和输电约束的市场价格，通过价格信号，引导市场主体的生产运行、电力投资(包括电源和电网);此外，还能极大提升企业的生产管理水平。发电企业和用户为了达到电力系统平衡要求，减少因为发用电量的偏差，支付的高额电费和辅助服务费用或保险金，在生产安排、设备检修等方面，尽可能做到精细和准确，努力提高设备使用效率，降低能耗，减少成本支出。

中国当前的电力市场，仍然还存在不足和认识偏差。

(一)现有电力直接交易模式存在诸多难以克服的弊端。前文提到的电力实时平衡等特殊性和电力需求以及可再生能源发电能力的不确定性，只有到了日前和日内才能将电力供需状况、电力输送和分配受到的约束条件全部看清，此时市场产生的现货价格才是电力的真实价格，这正是我们长期忽视的电力时间价值和空间价值。

当前开展的大用户直接交易、跨省区交易都是通过计划调度来执的，实际用电曲线和发电曲线与交易不太相关。受到电力实时平衡、安全约束和输电约束等因素限制，发电主体合同电量执行和实际用电量会存在一定偏差，交易电量规模小时，在发电主体整体利用小时相当的背景下，可以通过调整发电主体计划电量、优先执行交易电量结算等方式，促成交易的执行。当交易规模不断扩大、计划电量不断缩小时，发电主体交易电量会出现大量偏差，造成部分机组超交易合同电量执行，同时另外一部分机组交易合同不能完成。加上我国电网断面约束问题较为突出，同一省内存在多个输电断面，同时供热、保障新能源发电优先上网、资源综合利用机组运行特殊要求多的特点。电力用户和发电主体都无法提前确定交易合同到了日前和日内时能否执行、能否交割，交易机构也无法应对因计划电量调整而带来的大量工作，通过调整计划电量消化偏差的能力将逐渐降低直至消失，完全放开发用电计划的目标也不可能实现。

(二)人们对电力市场的误解。一是认为建立电力市场会降低居民电价。市场化改革首先是批发市场改革，只有一定功率和用电量之上的用户参与市场才能够体现规模效应，例如新加坡计划2015 年 7月放开的低电压用户，每月平均用电量要超过两千度。用电量规模小的用户不如由稳定的供应商提供目录电价。中国目前的电价体制存在交叉补贴，开展市场交易，电力价格回归正常，短期内由于供过于求，大用户的电价可能有所下降，但交叉补贴恐怕暂时无法消除。二是电价高低一定和购电量多少相关。这个结论不一定正确，决定电力价格的是负荷性质和电量，因为电力的特点是实时平衡，大量存储极不经济，只有用电量大而且用电平稳的用户，电价最便宜。用电量小，用电又不平稳的用户，电价最高。同样的用电量，用电非常不稳定的用户比起用电稳定的用户(如用电曲线像一条直线)，电价高出两三倍也不奇怪。三是只有好的电力用户和发电企业才能进入市场。市场机制和计划机制都是电力系统运行的技术经济准则，两种机制下，不存在好用户或差用户，也不存在好发电厂或差发电厂。市场只有合法、平等的主体，人为设置市场准入门槛，即使是希望排除落后产业参与或保护优势产业，也属于市场歧视，不公平对待市场主体。随着市场机制的逐步完善，交易规模的扩大，全部的用户和全部的发电厂都会逐步进入市场，按照市场规则开展竞争，在市场环境中成长或淘汰。

(三)电力行业缺乏合格的市场主体。长期以来的行政管制，电力行业已经形成了“企业为国家办电，国家管控企业经营，消费者为企业买单”的状态。国企经营主要取决于国家政策，难以很快适应市场机制。更适应市场的非国企由于势单力薄，与国企之间难以形成竞争。

(四)潜在的市场化受益者尚未形成足够的力量。扣除通货膨胀因素，2014之前市场经济发达的国家实现了电价的稳定或略上涨，同期的煤炭石油均有两倍左右上涨，相对二次能源，电价基本不变可以说相对下降。这主要因为发达国家普遍在电力管制时代采用报酬率定价法，该方法有一个清晰的计算基础，几乎把所有的费用都考虑计价成本中，使得电价偏高，电力市场化制改革提高了资源优化配置的水平，降低了无效率和监督成本，电价出现了一定程度的下降。大多数发展中国家电价均有上涨，主要因为发展中国家普遍认为电价保持较低水平对社会经济发展有好处，在电力管制时代人为压低电价，开展市场化改革后，扭曲的电价得以矫正，形成正常的电价水平和电价结构。同时，发展中国家电力处于蓬勃发展期，需要更高的电价吸引电力投资者，实现电力与经济同步发展。

四、如何推进中国的电力市场

从世界各国电力市场建设沿革来看，基本上是在完成日前市场、实时平衡市场、辅助服务市场、中长期合约市场建设后，考虑建设容量市场和金融市场。

原标题：对推进电力市场建设的思考

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