缓解缺电局面的电力市场交易机制设计

2020年12月中上旬，湖南、浙江两省在冬季电力供应压力下相继启动有序用电措施。紧接着，全国范围内，江西、湖北、广西、河北、成都、重庆、西安、上海等地最高用电负荷创下记录，引起全国关注。江西、广西、成都、西安、上海相继提出限电计划，而蒙西乌兰察布则是从11月就开始对高耗能行业限电。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl   作者：陈皓勇）

据国家发展改革委回应，多地出现限电的主要原因，一是工业生产快速恢复拉动用电增长；二是极寒天气增加了用电负荷；三是外受电能力有限和机组故障增加了电力保供的困难。而据笔者分析，电煤供应不足、能源消耗总量和强度的“双控”和“减煤”等措施的实施和电源、电网规划不合理也是缺电的重要因素。

国家发展改革委表示已会同有关部门和电力企业，积极采取措施切实保障电力需求。下一步将继续指导各地和电力企业做好电力供应保障各项工作，提高发电能力，优化运行方式，多渠道增加电煤供应，及时协调解决电煤运力，切实保障电力需求。对一些确实存在短期电力供应缺口的地区，科学合理调度，确保居民生活用电不受影响。

值得注意的是，近年来我国电力装机（特别是煤电装机）一直处于产能过剩的状态，煤电利用小时数长期在4000小时徘徊，可再生能源弃电现象也时有发生。因此，此次缺电主要表现在用电高峰时段电力供应紧张，缺的是“电力”而非“电量”，除国家发展改革委所提措施外，还可采取的措施包括：完善电源侧调峰、用户侧和需求侧响应及可中断负荷机制，发展分布式发电和先进储能技术等。笔者将重点从市场环境下的分时电价机制、需求侧响应和可中断负荷机制及发输电容量充裕度保障机制三个方面探讨可能缓解缺电局面的体制机制问题。

完善市场环境下的分时电价机制

分时电价作为基于价格的有效需求响应方式之一，通过在负荷高峰时段适当调高电价、低谷时段适当降低电价的价格信号来引导用户制定合理的用电计划，从而将高峰时段的部分负荷转移到低谷时段，达到削峰填谷、平衡负荷的目的。分时电价是一种可有效反映电力系统不同时段供电成本差异的电价机制，作为一种基于价格的需求响应方式，早期被大力推行的主要原因是用电负荷增长过快，电源建设跟不上负荷需求的增速，需要削峰填谷。目前，多数国家和地区电力供不应求的情况已大大缓解，但依然积极推广分时电价机制，其原因包括：缓解供电压力、提升供电设备利用效率、缓解季节性用电紧张、促进新产品（包括蓄热锅炉、蓄冷空调、电动汽车、储能、5G等）的开发和应用。为促进可再生能源消纳，美国加州等地区正在按照光伏发电曲线特性制定实施分时电价：在光伏发电高峰期，按低谷电价向用户收取电费；对日落后增长的电力需求，考虑启动天然气调峰发电的成本，按高峰电价向用户收取电费。

分时电价机制与电力市场改革并无矛盾。以美国电力市场为例，批发侧的电价（对应我国的上网电价）一般采用节点边际电价（LMP），由ISO/RTO运行相应的安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）模型计算得到，一般按照每小时的负荷加权平均LMP进行定价。而零售侧电价（即公共事业服务公司或零售商卖电给电力用户的电价）往往采用固定电价（含阶梯电价）或分时电价制度，只有德州电力市场等引入了“批发指数费率”，使零售电价与批发电价的变化直接挂钩，但也不是实时变化的。智利是世界上第一个进行电改的国家，为鼓励可再生能源消纳并增加竞争，2014年引入了带时标的能量块交易，允许发电机在一天中针对特定的时段进行投标，而不是限定必须24小时供应电力。在我国电力市场，由于目前依然是以中长期交易为主要形式，大多数省份依然保留了改革前的分时电价结构。总而言之，分时电价机制并非一定是计划经济模式的产物，和电力市场机制并不存在根本性矛盾。

在2020年11月25日国家发展改革委、国家能源局发布的《2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）中，为拉大峰谷差价，明确提出“交易双方签订分时段合同时，可约定峰谷时段交易价格，也可参考上一年平均交易价格确定平段电价，峰谷电价基于平段电价上下浮动。”（即国家发展改革委电力中长期合同“六签”要求之“分时段签”。）而在此之前，江西、浙江等省份已先期开展了中长期分时段交易的研究和探索。国家发展改革委也将“江西先行先试开展电量分时分段模拟交易”列为首个电力中长期合同“六签”工作典型经验并在全国推广。江西省之所以提出中长期分时段市场化（物理合同）交易，正是因为提前考虑到受省内煤电建设进度滞后于规划预期、跨省跨区通道输送能力不足等因素影响，未来若干年全省电力供需形势总体趋紧，局部时段将出现电力供应缺口，电力供需形势严峻。它是为积极应对用电高峰时期电力供应的紧张形势、有效利用市场化手段引导电源调峰和用户削峰填谷而进行的大胆尝试，对缺电局面的缓解应有相当的促进作用。

利用需求侧响应和可中断负荷机制

缓解缺电局面

在市场化环境下，需求侧响应将通过市场价格来引导用户，使其调整自身的用电行为，以保障电力系统的安全稳定可靠电力供应，提高需求曲线弹性，减少电价波动。目前，需求响应资源包括激励型需求响应资源和价格型需求响应资源。激励型需求响应资源主要是在电网紧急状态下由调度中心协助实施，包括调频和备用资源。价格型需求响应资源是在市场电价变化下由用户主动响应，体现用户的主动性。

国外需求响应发展比较成熟，其中美国和欧洲需求响应实施一直走在世界前列。20世纪70年代，美国就开始出现负荷管理和可中断供电电价，但一直到2005年《能源政策法案》（EPA）出台后，才开始重视需求响应的发展。之后，美国联邦能源管理委员会第745号法令出台，将需求响应整合到美国电力趸售市场，需求响应价格按节点边际电价结算或等同于能源的趸售市场价，赋予需求侧资源和发电侧公平竞争的权利。以下主要以美国PJM需求侧响应资源为例进行说明。

美国PJM已开展需求响应项目20余年，目前响应资源能参与主能量、容量和辅助服务市场，与其他发电资源公平竞争。参与PJM需求侧响应的市场主体有：配电公司、负荷服务实体（LSE）、削减服务提供商（CSP）、终端用户。其中CSP不出售电能，只是通过提供需求响应服务赚取利润，这点与LSE不同；终端用户中大用户可以LSE或CSP名义直接参与到需求响应中，而小型终端用户不能直接参与需求响应市场，只能通过CSP或LSE间接参与。PJM提供两种需求响应资源：激励型和价格型。目前，激励型主要包括紧急需求响应和经济需求响应。

紧急需求响应项目具有调度性，当系统出现紧急状态时对其负荷进行强制削减，并加以补偿，负荷削减量为用户负荷基线与实际测量负荷水平的差值，补偿价格为该用户所在节点的实时出清价格LMP和500美元/兆瓦时两者中最大值。在经济需求响应项目中，响应资源提供者将至少具有100千瓦的负荷潜力并在市场中参与竞价，负荷控制方式有用户主动控制或调度中心强制控制两种。该项目必须把需求侧响应资源作为一种发电资源参与市场，并需要定期接受考核。

激励型响应资源需要参与批发市场报价，小型终端用户无法直接参与，缺乏市场信息的透明性，不利于需求侧响应的进一步发展。而价格型需求侧响应项目（PRD）使小型终端用户直接参与需求侧响应，根据市场的价格来主动调整自身用电行为，无需PJM直接调度也无需参与批发市场竞价。价格型响应对市场价格的影响是隐性的，即电能市场和容量市场在原有的负荷预测曲线上增加对PRD的考虑后，发电功率需求下降，市场出清价格下降。PRD资源提供者获得的收益也是隐性的，激励型响应资源获得的收益是直接获得竞价报酬，而PRD资源则是用电成本的降低幅度。

在我国，目前应对电力缺口的主要方式是“有序用电”。例如，2020年12月8日湖南省发改委发布了《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》，江西、浙江等地也相继发布了“有序用电”通知。目前这些“有序用电”都是强制性的，在市场环境下应更多考虑采用市场化的手段（经济激励）来实现，利用需求侧响应和可中断负荷机制等机制来缓解缺电局面。

确保市场环境下的发输电容量充裕度

电力系统安全可靠性指电力系统能够不间断地向用户提供合乎质量标准和数量要求的电力和电量的能力，包括两方面的内容：即充裕度和安全性。充裕度是指电力系统有足够的发电和输电容量，在任何时候都能满足用户的负荷需求，充裕度不足是形成缺电局面的重要原因。从充裕度的角度，整个电力系统的可靠性分为与发电有关的可靠性和与输电有关的可靠性。

用容量市场/补偿机制确保发电容量的充裕度

世界各国有效运作的电力现货市场都表明，现货价格信号能调节短期市场供需、优化系统运行。但是，现货市场的稀缺资源价格信号对于激励新建发电容量、保障电力长期平稳供应方面的作用是存疑的。由于电力负荷、可再生能源出力等的不确定性，现货价格往往大幅波动，给市场主体带来巨大的财务风险。另一方面，由于一般电厂投资建设周期都需要数年，电源投资者事实上难以根据短期稀缺价格信号去做长期投资决策。从国际经验来看，为保障长期电力供给安全，目前包括英国、美国PJM和美国加州等在内的电力市场都已建立起配套的容量市场机制。

以美国PJM容量市场为例，1998年，开创了容量信用交易模式的容量信用市场（Capacity Credit Market，缩写为CCM）。当年10月15日，第一个月度市场开市；12月31日，第一个日市场开市。2007年，由于市场操纵等问题，PJM采用可靠性定价模式（Reliability Pricing Model，缩写为RPM）取代容量信用市场，并于当年4月开始正式运行。RPM容量市场是由多重拍卖市场组成的，包括1个基本拍卖市场、3个追加拍卖市场和1个双边市场。市场成员也由负荷服务商和容量拥有者组成。基本拍卖市场提前3年举行。PJM根据对3年后的负荷预测，组织容量拥有者竞价，以满足电网3年后的机组容量需求，购买容量的费用根据规则分摊给负荷服务商。市场主体可以在第一次和第三次追加拍卖中购买容量来替代其无法履约的售出容量，例如工程的延迟或取消、现有机组的毁损等。在目标年份的前1年，PJM将重新进行负荷预测，如果此次预测比基本拍卖前预测高100兆瓦以上，则组织第二次追加拍卖以补足差额，并将购买费用按规则分摊给负荷服务商。负荷服务商可以通过双边交易市场获得其在容量拍卖中未满足的容量。PJM容量市场吸引了充足的投资来保障未来的电力负荷需求，确保了供电可靠性。

我国学者首创的当量电价机制从解决市场效率和投资充分回报这一两难问题入手，解决了缺电情况下开放电力市场的重大难题，不但适用于发电市场，也适用于输电市场及辅助服务市场，值得进一步研究和实践。

用可用传输能力（ATC）监管和输电权管理确保输电容量的充裕度

在电力市场环境下，普遍采用“可用传输能力”（Available Transfer Capacity， ATC）及其他相关指标来衡量输电系统的充裕度。1995年美国联邦能源管理委员会（FERC）颁布了“要求输电网的拥有者计算输电网区域间可用传输能力（ATC）”的命令。1996年，北美电力可靠性委员会（NERC）给出了明确定义：ATC是指在现有输电合同基础之上，实际物理输电网络剩余的、可用户商业使用的传输容量。因此有：

ATC（可用传输能力）=TTC（最大传输能力）-TRM（输电可靠性裕度）-ETC（现有输电协议占用的传输能力）-CBM（容量效益裕度）。

TTC反映了在满足系统各种安全可靠性要求下的输电能力；TRM为输电可靠性裕度，反映了不确定因素对输电能力的影响；ETC为现有输电协议（包括零售用户服务）占用的输电能力；CBM反映了为保证ETC中不可撤销输电服务顺利执行时输电网络应当保留的输电能力。当输电系统输送电量过大，致使ATC过小时，随机干扰可能危及系统运行安全，这时需要削减部分输电业务，电网处于输电阻塞状态。

美国联邦能源管理委员会2006年颁布的第679号法令“通过价格改革促进输电投资”和2007年颁布的第890号法令“防止输电服务中的过度歧视和偏袒”，都旨在确保输电容量的充裕度和输电费用的公平分摊。在第890号法令中，联邦能源管理委员会为输电基础设施的投资提供价格激励，以确保美国大规模输电系统的可靠性，并通过减少输电阻塞来降低向电力用户供电的成本。

在电力市场中，输电容量可向市场主体拍卖，拍卖方式分为显式和隐式两大类。显式拍卖：确定区域之间或关键支路上传输容量的极限，考虑安全运行需要的裕度，将剩余的可用传输容量进行显式的拍卖，获得输电容量的市场主体才可以进行相应数量的区域之间的能量交易。隐式拍卖：输电容量的拍卖和能量的拍卖同时进行。不直接对输电容量进行分配。认为市场主体的出价中，已经包含了能量和传输两种产品（服务）的价格。譬如以美国PJM、德州等为代表的日前、实时市场的安全约束经济调度，就是一种典型的隐式拍卖。

我国电网规模世界第一，但仍长期存在一些根本性问题，特别是全国电网存在着整体利用率偏低、局部网架结构有待优化、稳定运行压力大等问题。相对于西方国家，我国输电网较新、设备冗余度高，500千伏输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有少数线路负载率超过50%。因此，在市场环境下需要重点关注电网局部“卡脖子”的问题，应在借鉴国外电力市场先进经验的基础上研究适合我国国情的解决方案。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年01期，作者单位：华南理工大学电力经济与电力市场研究所