当前电力现货难点及国内外典型经验分析

一、引言

电力现货市场是电力体制改革的重要环节。2018年是本轮电力体制改革的“现货元年”，随着我国电力体制改革的不断深化和中长期电力交易机制的不断成熟和完善，电力现货市场也将逐步启动、运行。

业内素有“无现货、不市场”之说。电力现货市场将产生反映电力商品不同时段、不同地点的边际发电成本和电力供需特性的价格信号。电力价格信号可以准确反映电力资源的峰谷用电需求差异和系统网络阻塞，通过市场指导资源时空优化配置，促进新能源消纳，提高电力资产利用率，保证电力系统的安全运行。

本文尝试解析当前电力现货难点与解决路径，并结合国内外典型经验提出对我国电力现货市场建设的建议和思路，供同行参考。

二、当前电力现货难点与解决路径

电力市场建设已成为电力行业发展的必然趋势。国家发展改革委、国家能源局等部门联合发布了多项改革政策文件，力促电力市场建设取得实质性进展。随着电改的逐步深入，涉及电改实质的各项难点问题逐渐暴露出来，亟待解决。

（一）理清政府部门和监管机构在开展现货市场中的职能

搞好电力现货市场，必须要遵循独立、公平、公正和公开原则。电力市场各主体之间要相对独立、互不隶属，并避免行政无故干预市场，同时监管机构也必须相对独立，与市场各参与主体没有关联。另外，市场中的信息要面向同级别的市场参与者公开，以保证电力现货市场中的电能交易在公正公平的基础上进行。

中发9号文要求改善对电力行业的监管，特别是提高监管机构的监管能力，改进监管方法，做好系统规划。我国的电力市场规划应明确政府机构之间以及政府与电网公司、发电公司和其他实体之间的规划角色和责任。兼顾市场机制与政府宏观调控，用好“看不见的手”和“看得见的手”，最大限度地减少行政干预。努力形成市场作用和政府作用有机统一、相互补充、相互协调、相互促进的格局。

此外，电力由于其特殊的物理属性，电力市场机制的设计和监管都将与其他大宗商品市场不同，对监管人员的知识结构、认知水平要求更高，因此应当整合电力管理职能，成立专业、相对独立的第三方监管评估机构。

（二）选择合适的电力现货市场模式

从我国网省两级调度的现状、各省级网络阻塞的不同和促进新能源消纳的角度出发，将现货市场分为集中全电量模式、集中偏差电量模式、双边偏差电量模式三种模式。

集中全电量模式：适用于具有阻塞的区域现货市场，在日前市场和实时市场实施全电量集中竞价与优化，由省级调度机构统一出清，交易机构进行结算，从而保证电网的安全稳定运行和资源的优化配置。相应地，中长期交易合同仅为规避风险、锁定价格的金融差价合同，不需要物理执行。

集中偏差电量模式：适用于具有大规模可再生能源的跨区域现货市场。在区域内出现可再生能源剩余时，在日前市场和日内市场实施可再生能源预测和计划偏差电量的跨区域集中竞价和优化，由网级或国家级调度机构统一出清，交易机构进行结算。

双边偏差电量模式：适用于阻塞较轻的区域现货市场。发用双方在中长期交易阶段签订双边实物合同，需要物理交割。日前阶段，市场成员自行安排次日的发用电曲线。售电商与发电商可以在现货市场买卖电量来保证不违反合同。

集中全电量模式和双边偏差电量模式适用于省级现货市场，省内阻塞严重时采用集中全电量模式，阻塞较轻时采用双边偏差电量形式。集中偏差电量模式适用于可再生能源富余省份的跨区域现货市场，用市场的力量促进可再生能源消纳。

（三）稳步推进电力现货市场的全面建设

事物的发展必然有一个过程，电力现货市场改革发展也不例外。建设电力现货市场在我国尚为一个新鲜事物，需要有一个循序渐进的过程。

要充分认识现货市场建设的紧迫性和重要性，要针对电力现货市场界定、市场模式选择、省间市场与省内市场衔接、中长期交易与现货交易衔接等重点问题，抓紧研究，促进形成更多共识。在推进电力现货市场建设时首先要明确选择什么样的市场模式。这需要摸清电力市场结构基础情况，结合各地的实际情况明确市场建设的目标（抓住主要矛盾和次要矛盾，先解决哪些后解决哪些）。选定市场模式后，再具体设计交易规则和建设技术系统。

（四）践行中长期市场和现货市场的有机衔接

我国中长期市场较为成熟，基本形成一套独特体系。中长期市场电价变化频度不大，更多反映的是电煤平衡和电量平衡。而现货市场电价则可以是一日多变，主要反映的是电力供需平衡，是负荷曲线每一点的价值。

相对中长期市场，现货市场技术更加复杂，需要考虑的问题更多。现货市场下中长期市场与现货市场衔接的一个基本原则是：中长期合同必须在签订的时候就确定曲线分解的方式。中长期市场为与现货市场配合与衔接，中长期交易合约将有以下几点变化：1）中长期交易合约将由现行的物理合约转变为差价合约，通过差价结算在日前市场中“多退少补”，起到锁定价格、规避风险的作用；2）中长期交易合约需要规定分解曲线，将合约电量分解到合约周期内的每个小时，各个小时的分解量将根据该小时的日前现货市场价格做差价结算；3）中长期交易合约需要规定结算参考点，以结算参考点的日前现货市场价格作为差价结算的依据。

（五）打破省间壁垒、建立跨区跨省的电力市场交易平台

我国发电资源与负荷中心呈逆向分布，各地区的发电资源种类差别也较大，同一地区由于缺乏多种资源进行优势互补，导致部分地区风电等间歇性能源无法充分利用。电力交易省间壁垒问题主要表现在地方政府严格控制省外购电量和行政干预省间交易价格。省间壁垒降低了市场有效性，阻碍了市场资源在更大范围的优化配置。随着电力市场化改革的不断深入，在发、输、配、售、用等环节将逐步引入市场化交易机制，进行跨区域电力交易已成为必然趋势。

现如今，纵横交错的输电网络为跨区跨省的电能交易提供了极好的物理基础。然而，在跨地区电能交易过程中，可能会出现交易电能超过输电容量的限制。这就需要在有限的输电容量情况下，电力市场引导跨区域电能交易，实现各市场参与者的利益最大化的同时保障输电网络的安全。

（六）利用现货市场开展综合需求侧响应

在服务产品方面，电力企业从单一的电能生产者或销售者向综合能源供应商转变，既要扩大产品种类，又要提高服务水平。综合能源服务、能源互联网等新业态、新技术更是在电改环境里获得了广泛发展和应用。如果所有需求侧用户都是同一个价格，既不利于用电侧的资源配置，也不利于用电侧的能源服务模式创新。电力市场在用户侧的价值应当是根据用户性质进行差异定价，改变用户的用电习惯，降低负荷曲线的峰谷差。可以利用能源互联网建立用户综合能量管理系统，发挥自身的技术优势，激发用户成为源网荷互动的资源。

（七）建立精确的数学模型提高出清计算的收敛性

如果能解决电力交易省间壁垒问题，那么从理论上讲跨区域电力现货市场并不是很复杂的事情，市场小利润就小，市场大利润也大，尤其是我国区域分布呈发电中心和负荷中心逆向分布，跨区域的交易肯定有必要性，可以优势互补，能源可以相互转换。但技术端来讲，跨区域电力现货市场的难度是在模型上，跨区域范围越广，电网的模型也就越大，如果电网模型不准确或模型太大，导致潮流计算不收敛。潮流不收敛，日前和日内市场出清计算也算不了。在实际现货市场中，区域大而跨区多的市场出清是一个很难问题，区域越大、跨区域越多，出清计算上遇到的困难会越多。为此，提出下面解决这一问题的一些经验：

1.各区域的电网设备参数命名方法、计算基准值和参数计算方法要统一，尤其是各区域间的联络线命名和参数要一致。

2.潮流计算要具备多岛计算的能力。当某些故障导致电网模型形成几个独立的区域（岛），需要在各自的区域（岛）内选择恰当的参考节点，并完成孤立的多区域潮流计算。

3.当出清计算过程中出现死节点（dead bus）时，要能够找到死节点与相邻电力有效节点之间的物理关系，从而计算电网中所有节点包括死节点的电价。

4.利用分布式参考节点代替单一平衡节点，从而保证在电网网络结构不变的情况下，任何时候计算的出清节点电价都是一样的。

5.对特别大的跨区域电力现货市场，其电网模型的节点有数万个甚至十万以上，交流潮流计算难以满足日前或日内出清计算的时间要求，需采用快速有效的解耦潮流计算方法进行安全校核。

三、国内外典型经验分析

（一）南方（以广东起步）电力市场

从广东电网的电力资源、负荷特性、电网结构等实际情况可看出，集中式市场相比分散式市场更加适合广东电网。这是因为目前南方电网仍然存在输电阻塞，部分省份阻塞较为严重，集中式现货市场能够更好地与现有调度机制衔接，有效保障电力供应可靠与电网安全稳定运行，此外，由于广东电网运行方式复杂多变、不确定性较大，调度机构只有到了日前和日内才能将电力供需状况、运行方式和网络约束条件全部看清，中长期时间尺度上无法对分散式的实物合同进行准确的安全校核，实物合同可能因为边界条件变化导致难以完成物理交割。

基于现货交易的广东电力市场包括基数电量、中长期交易、现货交易和辅助服务交易。基数电量为一般必须调度的机组的发电量，它是由政府主管部门制定下达，落实优先发电、优先购电政策，保障清洁能源全额消纳，保障不参与市场交易的用户用电。中长期电能量交易市场以中长期电能量合约为基础，通过典型曲线或自定义曲线约定合约周期内分时电量，并约定结算价格参考点。现货电能量市场交易包括日前现货交易和实时现货交易，采用全电量集中竞价优化、分时分节点出清的组织方式。广东辅助服务市场交易包括调频辅助服务市场交易，初期与能量市场分开运行、独立优化，后期与现货能量市场联合优化、统一出清。

（二）内蒙古电力市场

按照内蒙古电力多边市场体系建设思路，中长期市场的核心是电能量交易，现货市场的核心是电力交易执行。以日前市场为基础编制日前计划，日内及实时市场指导日内偏差调整，实现了市场对电网日前、日内运行方式的直接优化，真正做到资源调配由计划体制向市场机制转变。由于开展的中长期交易品种无法根本上解决风、光等新能源消纳问题，需要在中长期交易的基础上开展电力现货市场，提高电网调节能力，构建新能源消纳机制。内蒙古将中长期交易电量分解到日内来实现中长期市场和现货市场的衔接。

（三）英国电力市场

英国是最早实施电力市场化改革的国家之一。英国电力市场化改革从1988年的《电力市场民营化》白皮书开始，英国推行的以打破垄断为主要特征的电力行业重组和电力市场建设，为许多国家所效仿，继而掀起了世界电力市场化改革的浪潮。多年来，英国仍在不断地探索，随着环境形势的变化及时对市场机制不断做出调整。英国电力市场改革经历了电力库模式、新电力交易规则（NETA）模式以及英国电力交易和输电制度（BETTA）模式，现今正在进行实现低碳发展的第四轮电力体制改革。自NETA模式起，英国即形成了以双边交易为核心的电力生产、交易与监管体系。

从英国经验来看，开放、公平的电力市场是交易机构独立运行的前提条件，构建充分竞争的市场环境，有利于市场参与者之间的权益制衡。

（四）北欧电力市场

北欧作为首个跨国的区域电力市场，多年来市场运行相对平稳，市场范围不断扩大，交易机制较为完善，为大多数国家所认可。开放共享的市场交易机制使得北欧地区各国资源实现优势互补，在应对季节性能源匮乏、环境污染等方面起到重要作用，同时也确保了区域间电力供应的安全稳定。北欧电力市场体系较为完善，电力运行的多个环节采用市场竞争机制，包括发电、电力实时平衡、系统辅助服务、售电等。

北欧电力市场从交割方式的角度可分为物理市场和金融市场。北欧电力市场交易机构与调度机构分开，交易机构负责电力的物理和金融交易（欧洲电力交易，europex），调度机构（输电系统运营者，TSO）运营实时平衡市场，负责电力运行安全和实时平衡。

北欧电力市场允许不同国家按照不同的发展阶段选择部分加入市场，在保持市场统一性的同时制定符合本国特色的调度政策，且交易模式多样，我国在建设区域电力市场时可以借鉴其建设历程和市场架构。

（五）美国PJM电力市场

PJM是美国比较典型且较为成熟的一个电力市场，它不拥有任何输电线路、变电站、发电机组或者其他电力设施，是一个独立的实体，与任何电力市场参与者没有关联。PJM电力市场包括能量市场、辅助服务市场、容量市场、金融输电权市场、双边交易。从时间尺度来看，PJM市场调度分年度（1-5年）、月度（1-12月）、日前和日内实时（小时、5分钟、2秒）。PJM电能量市场，它包括日前和实时两个市场，均采用全电量竞价模式，都用节点边际电价法(LMP)出清，也就是以电网中特定节点上新增单位负荷所产生的新增供电成本为基础来核定电价。

PJM市场具有以下特点：输电网络属功能性分离；实现市场运行与物理运行紧密结合；采用集中全电量模式；实现了主能量市场和辅助服务市场的联合优化；严格的市场力检测；严格的市场监管。上述这些特点促使PJM电力市场日趋完善和成熟，竞争性的市场保持电力系统可靠性和强韧性，市场在低成本下提升了系统可靠性。PJM市场作为最成功的集中式市场，在美国被作为标准市场模式的设计模板，成为各区域、国家电力市场改革学习、借鉴的对象。

四、结语

随着我国电力体制改革全面深化，亟待加快探索建立电力现货交易机制，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，进一步释放改革红利。2019年是全面建成小康社会的关键之年，电力行业应坚持新发展理念，坚持推动高质量发展，坚持以供给侧结构性改革为主线，坚持深化市场化改革，为加快建设现代化经济体系做出实质性贡献。

鉴于我国电力现货市场有别于国外市场的特殊性，保证其有序健康发展和电网的安全经济运行无疑将是新一轮电力体制改革所面临的关键挑战，也是学术界所面临的重要研究课题。因此，在电力现货市场建设的道路上，一方面我们要借鉴国外电力市场的先进经验，另一方面我们国家的电网远比其他国家复杂，国情也不一样，不能完全照搬国外电力市场模式，从而稳妥地推进我国电力现货市场的发展。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年6月21日第23、24期