广东（南方）电力市场的现状、挑战与建议

摘要：本文是荆朝霞教授在“广东省能源研究会2019年年会暨学术交流会”（2019年12月27日，广州）上发言的整理，进行了适当了扩充。对南方（广东起步）区域电力现货市场市场建设的现状进行了介绍，分析了面临的挑战及有待解决的关键问题，提出了一些一些解决的防范。重点分析内容包括电力市场顶层设计、效率和公平目标的协调、市场和政府的分工、政府发挥作用的方式、保障发电长期充裕度的机制、电能量市场与输电市场的协调、区域市场的建设等。对南方区域电力市场，提出了“局部现货市场+区域共同现货市场”到“区域统一现货市场”的发展路径。

（来源：微信公众号“走进电力市场”ID：PowerMarket 作者：荆朝霞）

关键词：广东电力市场 南方区域电力市场 现货市场 结算试运行

1.引言

能源体制改革是能源革命的重要内容之一，而电力市场改革是能源体制改革的关键内容。广东积极响应国家能源体制改革、电力市场改革的要求，并取得了显著的成效。目前我国正在进行的电力市场改革是我国电力行业建国以来的第二轮改革，第一轮改革从2000年左右开始，实现了厂网分开，南方电网公司也在此背景下成立。第二轮电力市场改革最早可以从2013年5月15日国务院下发《关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》开始，取消了“电力用户向发电企业直接购电试点”的行政审批，各地方政府随之发布了支持发电企业与大用户直接交易的一系列政策，电力市场交易逐渐活跃。2015年3月15号中共中央发布的〔2015〕9号《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称9号文），对我国新一轮电力市场改革做出了整体的设计，促进了零售竞争、增量配网、中长期交易、现货市场建设等一系列改革。我国的第一轮电力市场改革中，在厂网分开的背景下，包括浙江、华东、东北在内的多个省份、地区都进行了竞价上网的试点改革，部分地区进行了连续的商业化运行。南方区域举行了部分电厂参与的竞价上网模拟运行，但未进行商业化的运行，相关模拟竞价规则也相对比较简单。我国的第二轮电力市场改革中，广东在集中竞争市场的建立、售电侧改革、现货市场建设等多个方面走在了全国的前列，取得了一系列的成果。尤其是2019年5月15日在全国第一次开展了本轮电力市场改革的结算试运行，给其他地区的电力市场改革提供了非常宝贵的经验。当前电力现货市场建设在全国如火如荼的开展，但也进入了深水区，面临非常多的问题。本文对广东电力市场的现状、存在的问题进行简要的分析，对一些问题的解决方案进行简单的讨论。

2.广东电力市场改革成效

在本轮电力市场改革中，广东积极改革、勇于探索，起到了改革先锋、领头羊的作用，为建设中国特色的电力市场机制体制做出了非常大的贡献[1-16]。从引领、创新、实效三个方面分析。

2.1 电力市场改革引领

本轮电力市场改革中，广东在多个方面喝了“头啖汤”，做了“领头羊”，在全国电力市场改革中起到了带头、引领的作用。1）2013年12月开展线下电力集中竞价交易，2016年3月全国首次在集中竞价中引入售电公司作为市场主体参与。2）研究建立了基于调频里程、调频精度等的调频辅助服务市场机制，2017年12月开始模拟试运行；3）2018年8月30月，发布了全国首个电力现货市场交易规则《南方（广东起步）电力市场运营规则体系（征求意见稿）》（简称《规则体系》），形成了“1+8”模式的电力现货市场规则体系。4）2019年5月15日，开展了本轮电力市场改革的第一次现货市场结算试运行，获得了第一手资料，积累了许多宝贵的经验。

2.2 电力市场改革方案创新

我国电力市场改革面临复杂的外部环境，包括中国特色的政治经济体制、环保及新能源消纳政策、国家降成本降电价的要求等。在这些约束下，如何快速推进电力市场改革，广东做了许多探索和创新。无论对直接交易、中长期的交易规则，还是现货市场的规则，都已经有很多论文进行了详细的分析，这里进行简单的梳理，了解详细的内容可以查看相关的文献。

2.2.1 直接交易及中长期电力市场建设

广东在电力直接交易及中长期市场建设方面做了很多探索[1-16]。这里的中长期市场是指现货市场以前，以年度/月度电量为交易标的物的交易市场。

1）直接交易中不进行“容量扣除”[17]早期的直接交易规则中，许多省份的规则中都有“容量扣除”的相关规定，以解决“计划+市场”双轨制下的一些特殊问题。在“先市场，后计划”的情况下，首先根据设定的市场化交易电量情况进行市场化交易,然后再由相关主管部门根据计划体制下的分配规则考虑机组类型、容量、能耗等对剩余电量在机组之间进行分配。大多数省份的规则中，在进行后一阶段的计划电量分配时，对在市场化环节竞争得到的电量，按一定的方法进行“容量扣除”，这在客观上将降低在竞争市场中获得较多市场份额的机组的计划电量份额，不利于市场竞争。广东的直接交易规则中，在进行计划电量的分配中，不对机组进行“容量扣除”，大大加大了竞争的力度。

2）中长期交易中采取价差模式[1]中长期交易面临两个方面的挑战：一方面，在长期的计划经济体制下，无论是发电侧上网电价还是用户侧的目录电价，都含有大量的交叉补贴成分；另一方面，在推动直接交易、中长期交易时，独立的输配电价尚未核定。在这种背景下，广东的大用户与电厂的直接交易，以及后来的中长期电力交易均采用价差模式，即发电侧、用户侧在竞价中申报在计划体制下的上网电价、目录电价基础上的降价值，根据降价的高低来确定出清结果。这种方法会降低市场进行资源配置的效率，但解决了相关配套机制不完善下电力交易的快速推进问题。

3）集中竞价的价差返还机制[1]广东2016年的电力中长期集中竞价交易中，采用了“价差返还机制”。不同集中竞价规则的关键区别就在于定价/结算机制的不同。结算规则的基本原理是“对生产者的结算价格不低于其报价，对消费者的结算价格不高于其报价”，满足这个要求的结算机制都是可行的方式。MCP（Marginal Clearing Price）定价和PAB（Pay as bid）定价是两种常见、常用的结算方式。广东在2016年的中长期集中竞价市场中，采取了一种特殊的结算机制：首先将所有的市场盈余按一定比例分给供给侧和需求侧，然后将供给侧/需求侧的总盈余分别按发电/用户报价的“价差电费”的比例分配到具体的市场主体。尽管对这种方法的评价具有较大的争议性，一些专家指出了这种方法的问题，但客观上在市场建设的早期活跃了市场，促进了售电公司的发展。

4）通过参数调整供需比以控制市场价格[7]市场的基本原理是价格反映供需情况。在供大于求的时候，在竞争比较充分的情况下，会使市场的价格接近生产者的短期边际成本，导致较低的电价；在供不应求的时候，市场价格会升高，在生产者具有较强的市场力的的情况下，价格由消费者的边际效用决定。在电力市场改革的初期，相关市场力控制机制、保证发电容量充裕度的机制缺乏或不健全，市场无法承受过低或过高的电价。广东电力市场中，采取了限制“供需比”的方法控制价格。从2017年的交易结果可以较为明显的看到这种方法的效果。2017年初的几个月出现了较高的价差（较大的降价幅度），随着后续月份对供需比的限制，市场价格逐渐被控制在一定的范围内。从长期看，这种设置“供需比”的方法不是一种市场化的方法，但解决了在相关市场配套机制不完善的情况下的市场发展问题。

2.2.2 现货市场体系建设

在本轮的现货市场建设中，广东电力市场也走在了全国的前列，在全国首个推出了系统的现货市场交易规则体系《南方（广东起步）区域电力市场运营规则体系（征求意见稿）》（简称《规则体系》）。《规则体系》主要借鉴美国PJM市场的规则，并结合我国、南方、广东的政治、经济、行业特性及电力市场的发展阶段做了一些变化[3-16]。其意义为首次系统性的建立了适合我国当前国情和行业发展需求的电力市场规则体系。《规则体系》在2018年8月30日发布以后，结合模拟试运行、结算试运行的情况陆续进行了一些修改，不断完善相关规则。《规则体系》的主要创新反映在以下一些方面。

1）日前市场的组织[4]结合当前的技术条件建立了适合我国电力行业运行特点的日前市场建设的发展路径。提出了“用户侧报量不报价”与“用户侧报量报价”两个发展阶段，给出了两个阶段的市场出清、结算模型。第一阶段为“用户侧报量不报价”，采用发电侧报价和系统的负荷预测出清，对发电和负荷均采用“日前+实时”双结算的机制，负荷的日前结算量采用日前的申报量。为了防范系统运营机构通过负荷预测寻租的风险，建立了对需求侧主体的由于日前申报与实际用电量偏差造成的收益的返还机制。

2）调频辅助服务市场建立了现货市场下的调频辅助服务市场规则。调频辅助服务市场以调频里程和调频容量为交易标的，采取“日前预出清+日内正式出清”的模式，市场出清中对里程报价按归一化的调频性能指标进行折算。调频服务提供者获得里程补偿和容量补偿两方面的补偿，其中里程补偿考虑提供的调频里程量、里程出清价及调节性能指标；容量补偿考虑调频容量及月度日前平均节点价与核定的发电成本之差。这种调频市场机制是在能量现货市场不完善的情况下的一种简化的、可以快速实施的方法。

3）计划和市场双规制下的市场结算机制[9]提出了一种“计划和市场解耦”的机制解决计划市场双轨制下相关结算问题。发电机组分为A类和B类两类机组。A类机组不参与市场；B类机组具有一部分基数电量，剩余的能力参与市场竞争。B类机组的基数电量采用差价合约形式结算，电量事后根据非市场用户的实际用电量确定。系统的启停成本、辅助服务成本等也根据这种解耦原则分摊到基数电量和市场电量。

4）现货市场下的中长期市场设计[6]提出了适合于我国国情和电力市场发展现状的现货市场下的中长期市场交易规则。设计了年度合同分解到月、日及小时的方式，设计了若干种标准交易产品。借鉴金融市场的方法，建立了对中长期市场中交易电量、交易价格的限制机制，控制市场的风险。

5）现货市场下的信用管理体系建立了考虑广东市场中电网公司、交易中心不同市场运营机构分工特点的电力市场信用管理体系，包括信用评价指标体系、市场风险评估体系、信用额度管理体系等。提出了综合考虑中长期市场交易、现货市场交易、零售市场交易的基于净额结算的风险评估和信用额度计算方法。

6）现货市场结算试运行方案设计提出了在未全面开展现货市场时的现货市场结算试运行方法，并在试结算过程中不断完善。探讨了未全面开展现货市场时中长期合同的分解机制及结算机制、中长期合同的阻塞费处理方法、市场盈余的处理方法等。

2.3 电力市场改革的成效

广东电力市场的改革取得了巨大的成效。对2018年的中长期交易及2019年的现货结算试运行的效果进行简要介绍。

2.3.1 2018年中长期市场交易市场

1）电量与电价。广东市场化交易总成交电量1705.8亿千瓦时，其中，一级市场（年度双边协商、年度集中竞争、月度集中竞争）总成交电量1572.1亿千瓦时，平均成交价差-65.5厘/千瓦时；二级市场（发电合同转让）总成交电量133.7亿千瓦时，平均成交价格341.9厘/千瓦时。

2）降成本/减排。广东电力市场累计降低用户用电成本103亿元，累计节省耗煤85.4万吨，减少二氧化碳排放227.2万吨、二氧化硫排放1.6万吨，降低社会发电成本约6.8亿元，平均度电交易成本约0.5厘。

3）市场主体。截至2018年底，共有9647家市场主体获得市场准入资格，其中售电公司412家，发电企业87家，总装机容量8893.5万千瓦（占省内装机容量的76.3%），大用户773家，一般用户8375家。在准入市场的主体中，参与市场交易的7140家，其中售电公司148家，发电企业、大用户参与交易的比例都在90%以上。

2.3.1 现货市场结算试运行

1）试结算组织。结算试运行可以认为是在实际系统进行的一种短时间的经济实验。2019年广东共组织了三次现货市场结算试运行，5月15日-16日、6月20-23日及10月21日-27日，持续时间分别为2日、4日和7日，逐步增加。每次结算试运行都对中长期合同与现货市场的转换与衔接、市场报价、市场结算等进行了详细的规定。

2）技术支持系统完善。试运行的过程中，逐渐发现、完善了电力市场技术支持系统的一些问题，包括与检修、营销等其他系统的接口，信息的一致性等，为现货市场的连续运行奠定技术基础。

3）价格信号。现货市场产生了反映供需情况的分时、分位置价格信号。尽管对电厂的报价及市场出清价都设置了最高和最低价格限制，试运行期间得到的日前市场和实时市场的分时电价都与负荷曲线有较高的相关性，相关价格信息对进一步的市场规则调整、市场主体制定市场策略都起到了参考作用。图1为2019年5月15日现货市场的分时电价情况；图2为2019年10月23日日前市场的分时电价情况，图3为2019年10月23日日前市场16:45时刻电价的空间分布情况。

图1. 2019年5月15日广东现货市场出清电价

图2. 2019年10月23日广东日前市场出清价

图3. 2019年10月23日广东16：45日前电价空间分布

4）市场的培育。在结算试运行中，所有市场主体直接参与市场报价，真实进行结算。各类市场主体对现货市场规则理解更加透彻，有助于发现市场的不完善的地方并不断改进。

3.广东电力市场面临的挑战

3.1 面临的挑战的整体分析

1）继续领先全国现货市场建设的挑战目前全国的8个现货市场试点省份/地区的现货市场都在快速推进，一些地区在一些方面已经超过了广东的进度：市场机制上不同地区设计了政府授权差价合约、输电权分配、日内修改报价等机制，更好实现现货市场的目标；价格信号方面一些地区的现货市场在部分时段产生了“负电价”，得到了更能真实反映供需情况的价格曲线；试运行方面多个地区开展了多次的7日连续结算试运行，并计划在2020年1月开展更长时间的连续模拟试运行。

2）市场规则不完善带来的风险另一方面，广东现货市场设计本身有很多不完善的地方，市场在多个方面存在着风险:发电侧节点电价造成发电收益的风险[6]，日前负荷预测的误差+双结算机制造成市场主体收益受预测结果影响的风险[14]，由于价格上下限及输配电价机制造成的系统峰谷电价差变小的风险等。现货市场的设计是一个复杂的体系，必须采用科学的方法进行系统的设计。美国加州电力危机等事件告诉我们，电力市场并不会一定带来社会福利的增加、电价的降低、供电可靠性的提高。不好的市场设计，可能造成反面的影响，甚至带来灾难性的后果。

3）效率与公平目标的协调党的十九大报告宣告中国特色社会主义进入了新时代，并指出新时代的社会主要矛盾是“人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾”。反映到电力市场建设中，要求我们必须要兼顾效率与公平两方面的目标。效率目标关注资源的优化配置、社会总体福利的增加，公平目标关注不同地区、不同类型市场主体的均衡发展。为实现效率和公平目标的协调，必须处理好改革中市场与政府的关系：让市场在资源配置中发挥决定性的作用；让政府更好发挥作用。市场环境下不合适的政府管制经济的方式可能对市场建设造成反面的影响。

3.2 政府如何更好发挥作用

3.2.1政府发挥作用的两个方面

1）市场建设中市场与政府的分工电力市场的一种英文翻译是“deregulation”，可以翻译为“解除管制”、“放松管制”。但是实际上，多方面的原因使得电力市场是一个非常复杂的市场，电力市场建设、运行过程中政府必须发挥必要的作用。政府要做的，不是“解除管制”，也不是“放松管制”，而是改变管制方式，通过科学、现代化的方法进行管制。这也是我国建设现代化的社会主义国家治理体系的要求。市场环境下，政府的作用主要反映在两个方面：产权分配及市场监管，下面分别进行简要的介绍。

2）市场监管：解决市场不完善、不完美问题亚当·斯密在《国富论》中提到，市场机制下可以实现“每个人追求自己的利益，在这个过程中就促进了社会福利的最大化”的目标。但其有很多前提，包括竞争充分、信息完全、交易成本低等。实际市场中，有很多因素使得市场不是完美的市场，因此会发生市场失灵，需要政府的干预。对电力市场来说，市场的不完美反映在：发电领域竞争的不充分、用户需求弹性的缺乏、市场建设初期产品的不完善（竞争的辅助服务市场未建立）、清洁能源发电的外部性等。

3）产权分配：实现分配、公平目标政府在市场建设中的一个关键角色是产权分配及公平目标的实现。“产权分配”和“公平目标的实现”不是两个独立的任务，实际上，产权分配是实现公平目标的一种手段。这里，公平是指一种广义的公平，包括各种社会的、政策的目标。根据科斯理论，如果满足“财产权明确”且“交易成本为零或者很小”这两个条件，则无论在开始时将财产权赋予谁，市场均衡的最终结果都是有效率的，可实现资源配置的帕累托最优。这给出了市场和政府分工的思路：政府通过产权的定义、分配实现公平方面的目标，市场通过市场的设计实现资源配置的优化。计划经济环境下，政府的公平目标直接通过生产计划、消费计划及行政性定价实现，理想情况下这种方式可以实现资源的最优配置。但市场情况下，由于所有市场主体的行为是由市场价格决定的，政府的目标一般不宜通过直接干涉电价实现，较好的方式是通过产权的分配。具体到电力市场建设中，产权的分配包括发用电权的分配及输电权的分配两个方面。电力市场后，特别是现货市场后，不同市场主体的责权利会发生很大的变化，政府需要做的，就是评估改革前后各类市场主体利益的变化，设计合理的机制减小变化，使得改革可以平稳过渡。需要注意的是，在设计相关机制时，需要特别注意要在保证公平、稳定的前提下尽量减小对市场效率的不利影响。

3.2.2广东电力市场建设中政府发挥作用方面的挑战广东电力市场建设中，面临以下方面的挑战。

1）国家层面降低电价及稳定电价的要求。从提高市场效率的角度，需要让价格反映供需情况，在供不应求时价格上升，在供大于求时价格降低。但一方面，在我国当前的政治、经济形式下，国家层面提出了降低电价的一系列要求；另一方面，由于电力既是基本的生活资料，又是很多企业的生产资料，从社会稳定的角度，政府不希望电价波动太大，特别在电力市场改革初期。如何在市场建设中兼顾“降电价、平稳”与“价格准确反映供需、随供需情况波动”、两个方面可能相互矛盾的目标？

2） 不同类型机组同台竞价的问题。现货市场定价的基本原则是系统边际成本定价，在相同的时间、相同的地点，所有生产者、消费者面对相同的价格。在改革初期，相关配套机制不完善的情况下，这会造成两个方面的问题：高成本机组的全成本回收和低成本机组的搭便车。对低成本机组来说，由于市场出清价远远高于其成本，可以获得高额的利润，对高成本机组来说，市场出清价仅能补偿其可变成本，固定成本无法回收。

图4.不同类型机组同台竞价的问题

3）全面放开发用电计划的要求。根据国家发改委《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，支持中小用户参与市场化交易。这里有两层意思，首先根据用户的类型放开用电计划，即符合条件的用户都可以参与市场化交易；其次，进入市场的用户对应的发电计划也放开，价格由市场形成。如果新放开的用户的目录电价与发电的上网电价之间的价差与核定的输配电价不一致，将造成电网公司收益的变化。

4）电网使用权利方面缺乏清晰的定义。电与其他商品相比的一个特殊性在于电需要通过电网进行传输。电能交易的结果必须通过电网安全校核才可执行。现货市场之前的月度中长期市场中，交割期为一个月，较少发生由于网络约束造成电能交易结果不能执行的情况：如果某个时刻发生了电网阻塞问题使得某个电厂的出力受到限制，可以通过在后续其他时刻增加其出力来保证月度电能交易结果的执行。这种情况，并没有对每个电厂的“使用电网的权利”做清晰的定义。现货市场后，一方面，交割期缩短为1个小时，在一个交割期内无法交割的电力无法转移到其他时期；另一方面，产生了分时、分位置的价格，不同的时间、不同节点的价格都不一样，在电网使用权利没有清晰定义的情况下，会产生很多运行、结算方面的问题。5月份第一次试结算中，发生了阻塞盈余为负的现象，其中一个可能的原因就是优先发用电、基数发电未缴纳阻塞费，根本的原因是没有清晰定义优先发用电、基数电、市场电分别具有的电网使用的权利、缴纳阻塞费的责任。

3.2.3广东电力市场解决公平、政策问题的思路

1）设置比较严格的价格上限、价格下限，一方面限制价格波动的幅度，另一方面限制价格的整体水平。现货市场模拟试运行中，对发电申报价格、市场出清价格分别设定了最高、最低限制。以10月的试运行为例，发电侧报价的最高最低价格分别为800元/MWh及0元/MWh,市场出清价的最高、最低价格分别是1000元/MWh和0元/MWh。

2）对高成本机组按照市场出清量进行补贴。对现货市场前上网电价高于燃煤标杆电价的机组，对市场出清中标量进行补贴，补贴价格为其上网电价与燃煤标杆电价的差。比如，如果燃煤标杆电价为463元/MWh,如果某机组核定的上网电价为650元/MWh，则该机组在现货市场的补贴价格为187元/MWh。对补贴成本，暂未在用户电价中反映，暂由电网公司承担。

3）对于第一次结算试运行中出现的阻塞盈余为负的问题[12]，通过多种方式解决。①按照发电侧加权平均价计算用户侧的结算电价。②对中长期交易的阻塞费，采用所有发电企业按电量平均分担的方式。

3.2.4存在的问题

1）过于严格的价格上下限水平限制了价格波动的范围，电价反映供需情况、引导生产和消费、优化资源配置的作用被限制。最不利的情况下，可能导致峰期、谷期的现货市场价格差小于当前的峰谷价格，抑制需求响应，恶化系统的运行状态，增加系统峰谷负荷差。

2）对高成本机组的补贴机制可能导致高成本机组获得更多的市场份额，发电侧优化调度的效果受到影响。在当前的补贴机制下，高成本机组在市场的报价将低于其真实成本，根据报价得到的市场出清结果与按发电真实成本优化得到的结果将不一致，现货市场进行发电侧资源优化的效果受到限制。

3）对高成本机组补贴造成的成本的疏导机制不明朗。对高成本机组的补贴成本，最终将转移到用户，提高用户的电价。即使采用补贴成本由电网承担的方式，在输配电价格按照“成本加成+准许收益”核定的机制下，补贴成本最终还是要通过输配电成本转移给用户。

4）当前对中长期合同阻塞费的处理是一种临时性的措施，不能长久解决问题。首先，优先发用电和基数电量不缴纳阻塞费，在一定的场景下仍有造成阻塞盈余为负的风险。其次，市场化的中长期合同的阻塞费不区分机组的位置按电量分摊，将会造成发电机组的博弈：低价区的机组尽量多签中长期合同、高价区的机组尽量少签中长期合同，电厂之间利益的分配具有一定不确定性,可能造成一定的不公平。

3.3 现货市场市场机制有待完善，提高资源优化配置水平

现货市场的产品设计、交易组织、报价机制、出清模式、结算机制等方面，还有很多需要完善的地方，这里进行简要的分析。1）产品体系不完善。当前现货市场的产品体系中仅有电能量和调频服务，电价中未反映备用的价值。

2）交易体系不合理。当前采用日前市场和实时市场的双结算机制，在日前市场中采用“发电报价+系统负荷预测”出清和计算电价，按照发电出清电量和用户日前市场申报量进行日前市场结算。这种情况下，市场主体的收益情况受到日前系统负荷预测情况的影响，增加市场主体的风险，增加对市场运营机构监管的难度。

3）报价和结算机制不完善。在结算试运行中，发电未申报空载成本，结算也未考虑空载成本。同时，市场规则规定发电第一段报价的出力不高于最小技术出力。这种情况下，发电的最佳报价将在较大范围偏离边际成本，影响系统优化的空间[20]。

4）现货市场下省间交易优化机制缺乏和不完善。南方区域的最终目标是建立全南网范围的统一现货市场，但在相当长的一段时间内，将是部分省份（区域）的现货市场与其他省份（区域）的中长期市场并存的情况。当前的现货市场规则中，采取将西电当作广东现货市场出清边界条件的方式，一定程度上限制了西电在日内的进一步优化。市场建设的目的是提高资源优化配置的水平，电力市场环境下的电力系统运行与与计划体制的主要区别在于，在进行发电调度等优化时，根据市场主体的市场报价更多的考虑经济性目标，更好的进行安全、经济等目标的协调。需要注意的是不能将在市场之前具有的优化手段取消或减弱。在现货市场建设前，南方总调、广东中调、云南中调等不同的调度机构有良好的协调机制，可以根据广东的负荷情况、云南的来水情况等在不同的时间点（日前、日内）进行优化调度。现货市场后，如何实现日内对西电的优化、调整，是市场设计必须考虑的。

4.广东电力市场建设的建议

结合广东电力市场的现状和内外部条件，给出以下方面的建议。

4.1加强顶层设计

广东电力市场建设过程中结合中国特色、南方区域特色、广东实际情况进行了许多方面的创新，也获得了非常多的成就，对我国本轮电力市场的建设起到了不可磨灭的作用。但市场建设过程中也受到了比较多的质疑和批评。很重要的一个原因是缺乏顶层设计，缺乏对未来最终市场模式的设计。在顶层设计中，需要重点关注以下内容。

1）现货市场设计与输配电定价机制的协同。现货市场中的阻塞管理机制、安全校核模型、阻塞费及阻塞盈余分摊/分配机制等，都与输电定价/输电管理机制有内在的联系。在现货市场设计中要考虑与输配电定价机制的协同。输配电定价机制需要考虑现货市场建设的要求。在2019年12月发改委发布的新一轮输配电成本监审/定价的相关征求意见稿中，明确指出现货市场地区可以根据需要研究弹性的输配电价机制。现货市场设计中，可以对电能量市场和输配电定价机制进行综合的考虑。具体来说，输配电定价机制重点需要从以下几个方面与现货市场衔接：①建立输配电价的峰谷电价机制，加大峰谷价差。②研究适合区域电力市场发展的输配电价结构，促进大范围的资源优化配置。③研究考虑位置信息的输配电定价机制及对应的输电权分配机制。

2）保证长期发电充裕度的机制。电力市场建设的首要目标是保证安全可靠的电力供应，因此如何通过市场机制保证发电容量的充裕度，是电力市场设计必须考虑的内容[18]。首先需要研究确定在远期，通过何种方式保证发电容量成本的回收，如建立容量市场、采取缺稀电价机制、建立战略备用市场、签订长期合约等。不同的容量成本回收机制下，发电报价中所包含的分量不一样，因此报价上下限、出清电价上下限及市场力监控机制等都将不同。

3）区域市场发展建设路径。广东电力现货市场是南方区域市场的起步，最终的目标是建立统一的南方区域现货市场。南方区域现货市场采取什么样的模式，如何从当前广东现货市场过渡到南方区域现货市场，需要进行顶层设计。

4）现货市场产品、市场发展路径。首先需要给出终极目标、理想市场模式的产品设计及市场组织方式，然后结合当前的具体技术、经济条件给出具体的发展路径。不需要给出具体的时间点，重点给出不同产品、市场的先后关系、重要程度。比如，哪些产品、市场是建立现货市场就必须有的，哪些是可以选择的；哪些是必须满足某种技术条件才可以建立的；哪些市场的建立必须在另外某种市场已经建立的基础上等。

4.2责权利的界定与分配

市场机制下，政府的一项重要工作是各市场主体的责、权、利的界定与分配。

1）分析、测算在电力市场前、现货市场前各市场主体的责、权、利情况。市场主体包括电网、电厂、用户等，责、权、利的范围包括电量、电价、辅助服务、输电等方面。比如，电厂的利用小时数、上网电价、平均收益率；电网安全校核和阻塞管理原则；辅助服务义务、考核及成本分摊情况等。

2）分析、评估电力市场后各类市场主体责、权、利的变化。根据目标市场模式及市场建设发展路径，测算、评估在不同阶段、不同场景下不同市场主体责、权、利的变化情况。

3）研究合适的机制进行市场主体利益的调整。考虑历史、公平、稳定等多方面的因素，确定不同阶段各市场主体的利益分配方式，采用科学的方式进行利益的调整。政府授权差价合约是实现利益调整的一种有效的工具[19]。通过设定合约中的合约量、合约价及基准价等参数，可以达到限制电价、保证市场主体收入、限制市场力、清洁能源消纳等多方面的目标。需要根据不同的目的，针对不同的市场主体类型设计不同类型的合约。基本的原则是，在实现利益调整目标的情况下尽量减小对市场效率的影响。

4.3现货市场的具体设计

需要尽快完善现货市场的具体设计。1）日前市场尽快实现真正的双边市场机制：用户侧“报量报价”并按用户报价出清。日前市场如果暂时不满足按用户报价出清的条件，建议日前市场暂时不结算，采用预出清的方式。

2）完善火电机组“三部制”报价机制。发电机组报价、出清、结算环节，考虑“空载成本”或“最小出力成本”，完善相关成本监审、市场力监测及结算机制[20]。

3）探索研究适合南方区域市场的、水电机组的现货市场报价、出清及结算机制。

4）探索建立基于备用需求曲线的缺稀电价机制。由监管机构或市场运营机构测算备用需求曲线，用于市场出清及缺稀电价的计算。

5）尽快建立完整的现货市场下的辅助服务体系。建立包括调频、深度调峰、备用等在内的完整的现货市场下的辅助服务体系，包括产品的定义、服务购买机制、成本分摊机制等。

4.4区域现货市场发展路径

对区域市场建设，建议借鉴国际上典型区域电力市场的模式，研究终极模式及发展路径。这里给出一种建议的方案。

4.4.1区域共同市场与区域统一市场

很多文献中将区域市场的模式分为区域共同市场和区域统一市场。区域共同市场是指：在一个区域内设置一个区域交易市场负责省间交易，同时设置若干个省级电力市场负责各自的省内交易。区域统一市场是指：在一个区域内仅设置一个电力交易市场，区域内所有市场主体均直接参与区域电力市场进行电力交易。实际上，共同市场和统一市场是区域市场的不同发展阶段。统一市场是南方区域市场发展的终极模式，共同市场是实现统一市场必经的阶段。

4.4.2终极市场模式：统一市场模式

这是南方区域电力市场发展的终极模式。这种模式下，整个南方区域市场为一个统一的现货市场。

1）输配电定价机制。南方区域内各电网公司（包括南方电网所属的超高压公司及省级电网公司、地方电网公司、增量配网公司）核算准许收入，得到南方区域总的准许收入。核定准许收入时，综合考虑投资成本、线路效益、负荷率等多方面的因素。考虑电压等级、位置、负荷特性等信息，南网范围内统一确定不同用户类型应该承担的输配电费额度。对不同用户类型，可以采取单一制容量费、容量+电量两部制电价、单一电量电价等电价结构。如果含有电量电价，电量电价与具体的交易对手无关。

2）现货市场。南方区域内为一个统一的现货市场，由统一的市场运营机构运营。所有的发电、用户都向区域市场运营机构报价。发电侧可以采取节点电价或者分区电价的形式，负荷侧可以采取分区电价形式。用户侧区域的大小各省根据实际情况可以采取全省一个区域、全省多个区域等不同的形式。各省自行确定省内发电侧和用户侧的定价机制。

3）输电权市场。结合输电定价机制、现货市场发电侧及用电侧的电价机制确定输电权的分配方式。如果输电成本全部由用户侧承担，输电权全部分配给用户。如果现货市场的用户侧电价采取分区电价的形式，则按用户分区对用户分配输电权。如果采用了发电侧也缴纳部分输电费的形式，则应该将一部分输电权分配给发电。发电如果采取节点定价的形式，发电输电权的分配也应基于节点。

4.4.3初期市场：混合共同市场

区域市场建设初期，部分地区建有省内现货市场，部分地区仅有基于月度电量的中长期市场。采取“局部现货市场+区域（共同）现货市场”的混合共同市场模式。其中，局部现货市场可以是一个省级现货市场、一个由两省联合建立的现货市场、两个或以上独立的省级现货市场等。此阶段的区域现货市场是区域共同市场，在中长期跨省交易的基础上进行增量的跨省交易。

1）起步阶段。起步阶段为“广东现货市场+区域共同现货市场”的模式。这种模式下，仅有广东建立了现货市场。未建立现货市场的地区，由省级电网公司代理参与广东现货市场。区域电力市场运营机构负责跨省的中长期市场交易，全部需要进行曲线分解。

2）发展阶段。可以采用不同的发展路径：①云广(广东+云南)统一现货市场+区域共同现货市场；②广东现货市场+云南现货市场+区域共同现货市场；③两广(广东+广西)统一现货市场+区域共同现货市场；④贵广(广东+贵州)统一现货市场+区域共同现货市场。

4.4.4混合共同市场下区域中长期市场与现货市场的衔接

在未形成统一的区域现货市场的情况下，中长期市场与现货市场的衔接需要考虑以下问题。

1）未建立现货市场的地区参与区域市场的方式。未建立现货市场的地区需要以省级电网公司或交易中心代理省内市场主体参与区域现货市场。省内市场主体事先给出参与区域现货市场的意愿，由代理机构代理参与区域现货市场或其他省区的现货市场。代理机构需要与省内市场主体事先确定参与现货市场相关损益的分摊、分配方式。

2）中长期合同的曲线分解。所有的跨省交易，包括政府间的协议计划，除了需要规定总交易电量，还需要规定具体的分解曲线。

3）中长期合同的节点分解。所有的跨省交易需要确定购、售双方的具体的交割节点。现有的网对网、电对网等涉及网间交易的，都需要将“网”的总电量分解到具体的节点。

4）省级现货市场和区域现货市场的衔接。在形成统一的区域现货市场前，南方区域内可能存在多个现货市场，必须要规定好各个现货市场出清的时序关系。可以采取以下顺序：①省间中长期市场，包括年度市场、月度市场、周市场等。需要事先规定在每个市场上的可用输电容量，以确定省间可交易空间。②省级现货日前市场预出清，其中省级现货市场可以是上述不同模式中的广东现货市场、云南现货市场、云广现货市场、云贵现货市场、贵广现货市场等。③区域日前现货市场交易。根据省级现货市场预出清结果，市场主体自主进行南方区域范围的区域现货市场交易。④省级现货市场出清。将区域市场结果(区域中长期市场和区域日前现货市场的总交易结果)作为边界条件，对省级现货市场进行出清。⑤根据情况，可以增加日内区域现货市场、日内省级现货市场。

4.5市场机制设计方法

电力市场是一个复杂的体系，面临变化的外部环境，市场设计需要不断的完善。美国、英国、澳大利亚、欧洲等电力市场建设相对先进的国家/地区，市场机制/模型也在不断进行修正、完善、改革。我国电力市场建设面临着以下的特殊问题：1）需要适应我国的政治经济环境；2）我国整体市场化经济的环境较差；3）我国电力系统规模大，层级多。进行电力市场顶层设计、市场规则设计时，需要注意以下方面的问题。

1）充分借鉴国内外电力市场建设经验，尤其是国外的经验。虽然我国有特殊的环境、特殊的问题，但经济学的基本规律是一致的。我国电力市场建设中面临的问题，很多在国外电力市场建设、发展中也出现过。要深入学习、充分借鉴国外的电力市场建设经验，站在巨人的肩膀上，尽量少走不必要的弯路。

2）尊重经济学的基本规律。电力市场的研究与传统电力系统的研究不同，需要考虑市场的动态性、博弈性，考虑市场主体策略对相关政策、规则效果的影响。电力市场建设过程中需要遵循经济学的一些基本规律。

3）充分考虑电力系统的特性。经济学的经典理论大多在理想经济模型中得到，而电力市场、电力系统有很多特殊的属性，使经典模型下的假设不能满足。这样，电力市场设计中必须要考虑电力系统的这些特殊的问题。比如，电网安全约束的处理、机组启停和爬坡特性、机组非单调成本特性、实时用电弹性的缺乏等。

4）考虑中国特色政治经济背景。电力市场的设计需要与相关的政治制度、经济制度、行政管理、国企改革、立法改革等衔接和一致，考虑我国、南方区域的具体的政治、经济、技术条件。

5）定性和定量分析相结合。在定性分析的基础上，必须进行定量的分析。许多电力市场的设计并无绝对的优劣之分，实际的选择需要依据定量的测算。需要建立能够对不同市场机制进行灵活配置、定量测算的电力市场仿真系统，提前对不同方案进行定量的比较分析。

5.结论

广东电力市场改革在我国本轮电力市场改革中走在前列，进行了很多有益的探索，为我国电力市场的发展做出了不可磨灭的贡献。当前我国8个现货市场试点省份/地区都已经进行了现货市场的结算试运行，并在不断完善。广东电力市场能否继续领先面临着挑战。从广东电力市场本身的发展来说，一方面缺乏顶层设计，另一方面市场规则方面还有很多不完善的地方，需要尽快完善修正。广东电力现货市场为南方区域电力市场的起步市场，如何从广东现货市场发展为南方区域现货市场，发展路径尚不明确。本文对广东电力市场的现状、挑战进行了分析，提出了一些未来发展的建议。未来需要重点关注以下问题。

1）对改革前后市场主体的责、权、利的变化进行分析，确定利益调整的原则。2）研究适合不同类型市场主体的政府授权合约机制，通过合约参数的设定进行相关利益的调整，使政府更好发挥作用。3）研究、建立与现货市场，特别是区域现货市场适应的输配电定价机制。4）在中长期合同保证年度整体电价水平的情况下，降低对现货市场价格的上下限约束，减少管制对现货市场价格信号的人为影响。5）研究“局部现货市场+区域共同现货市场”下区域市场的运作模式及与局部现货市场的衔接机制。6）充分借鉴国外经验、考虑我国国情，建立电力市场仿真系统，进行定性和定量结合的研究。