深度文章 | 电力现货市场首批试点地区建设情况分析

摘要:电力现货市场是现代电力市场体系的核心部分，是完善市场化交易的关键一步。首批8个建设试点地区全部进入模拟试运行，标志着我国电力现货市场建设又向前迈进了一大步。从建设架构、衔接机制以及运营机制这3个关键方面对试点地区在电力现货市场建设方案及相关机制设计上的异同及特色做法进行了对比分析。并对试点地区进入模拟试运行以来，暴露出的电力现货市场建设机制同现行电力市场体制不相适应的部分问题进行了剖析，并提出相关的政策建议。

（来源：《电力需求侧管理》 作者：朱峰，刘力涵）

0 引言

2015年3月中共中央、国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发［2015］9号），标志着我国新一轮电力体制改革工作正式启动。2017年9月，国家发改委和国家能源局联合印发《关于开展电力现货市场试点工作的通知》（发改办能源［2017］1453号），将南方（以广东起步）、浙江、山东等8个地区选为首批试点，为我国电力现货市场建设工作按下了“快进键”。此后，各试点地区先后发布了具体的电力现货市场建设方案及相关机制，并在此基础上陆续开展电力现货市场试运行工作。

本文将对各试点地区在电力现货市场建设方案上的异同进行比较分析，并就试运行期间暴露出的电力现货市场运行机制同现行电力市场体制不相适应的部分问题进行简要探讨。

1 试点地区电力现货市场建设方案异同

1.1电力现货市场建设架构

各试点地区在电能量市场的构建上，均秉持“中长期交易规避风险、现货交易发现价格”的思路，将电能量市场分为“中长期交易市场”和“现货交易市场”，坚持“中长期交易为主、现货交易为补充”的市场建设原则。然而，在市场模式、市场组成、市场主体等方面，各试点地区又存在些许差异。

1.1.1市场模式

在市场模式的选择上，广东、浙江、山西、山东、甘肃、四川采用“集中式”市场模式,省内中长期交易采用差价合约管理市场风险,无需物理执行，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式；蒙西则采用了“分散式”市场模式，以中长期实物合约为基础需要物理执行、发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，通过中长期交易电量日分解机制实现中长期交易和现货交易2种市场模式各有优势：“集中式”市场资源配置效率更高、市场监管难度较小、对售电主体成熟度要求较低；“分散式”市场在市场规则方面则较为简单。市场模式的选择需要充分考虑电网结构、电力供需等因素，其中最关键的因素是网络阻塞。“集中式”市场适用于网络阻塞较重的地区,“分散式”市场适用于网架坚强、网络阻塞较轻的地区。

1.1.2市场组成

在省内现货交易市场的组成上，广东、浙江、山西、四川、甘肃、福建均采用“日前市场+实时市场”模式，山东则增加了“日内机组组合调整交易”环节，当电网运行条件发生变化后，对日内机组发电调度计划进行调整,但不出清价格,以实时市场出清价格进行结算皿;蒙西则在日前和实时市场之间加入日内市场，在日前交易出清结果的基础上,以日内4h超短期负荷预测等为边界条件,以系统运行综合效益最大化为目标，进行日内交易优化出清。

日前市场、日内市场以及实时市场功能定位各不相同，日前市场提前一天形成与系统运行情况相适应的交易计划；日内市场则在日前市场关闭后，为市场成员提供一个对发用电计划微调的交易平台,从而应对日内预测偏差和非计划状况等;实时市场的主要作用是为电力系统阻塞管理和辅助服务提供调节手段和经济信号，形成与系统实际运行高度契合的发用电计划，保证电网运行安全。

1.2电力现货市场衔接机制

1.2.1省内现货市场与省间现货市场的衔接

在各试点地区中，山西、四川、甘肃根据本省发电资源特色，已建立起省间现货市场,实现了发电资源在更大空间尺度上的资源优化配置。其中，山西发挥其煤电基地优势,以超低排放的燃煤机组和风电等新能源机组为重点，采用“风火打捆”的方式参与省间现货市场；甘肃则通过跨省跨区增量现货交易系统实现省内风电、光伏等可再生能源的跨省、跨区消纳；四川作为水电大省；供需环境复杂，丰水期供大于求,枯水期则相反，省间现货市场可实现跨省调剂电能切。此外，这3个试点地区的省间现货市场均采用“日前市场+日内市场”的方式。

广东、蒙西、浙江、山东、福建虽暂未建立省间现货市场，但对省外来电参与省内现货市场的方式略有不同。四川省对政府间框架协议、国家分电计划等形式的省外来电均作为省内现货市场的边界条件，而广东对于以“点对网”方式送电的省外来电视同省内电厂参与省内现货市场；浙江不仅“点对网”外来电可报价参与优化，“网对网”外来电也可作为价格接受者参与省内日前现货市场。

1.2.2中长期交易与现货市场的衔接

中长期交易具有防范市场风险、稳定电力运行的作用，是电力市场的“压舱石”。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订，对于广东、浙江、山西、山东、甘肃、四川等“集中式”市场模式的试点地区中长期交易合同均采用差价合约的形式，而现货市场采用全电量优化出清，日前市场出清曲线与中长期交易合约的偏差部分按照日前市场出清价结算；对于蒙西“分散式”市场模式，中长期交易合同采用实物合约，将中长期合同电量按日分解成具备物理执行条件的分时电力曲线，现货市场的日前交易在中长期日分解曲线的基础上对部分电量优化出清，日前交易出清结果与中长期日分解曲线之间的偏差部分按日前市场出清价结算;福建则根据年度电量、负荷预测情况滚动执行中长期合同,10%用于现货竞价。

1.2.3辅助服务市场与现货交易市场的衔接

随着电能量市场的放开,辅助服务也面临市场化的问题,在发改委印发的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》中指出，配合电力现货试点,积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。在现货交易市场建设初期，除蒙西外的7家试点地区均已开展辅助服务市场建设，但提供的同现货交易市场相匹配的辅助服务品种不尽相同。其中，广东、山东仅提供调频辅助服务，浙江、四川提供调频、备用辅助服务，山西、甘肃提供调频、调峰辅助服务。事实上，调峰是我国特有的电力辅助服务品种，部分试点地区在电力现货交易市场建设初期仍保留该辅助服务品种也是为了进一步激励发电企业进行灵活性改造、促进新能源消纳。随着电力现货交易市场建设的不断完善,调峰的功能应通过实时电价引导电力供需自平衡来实现。

此外，在现货交易市场建设初期，广东、山东、四川、甘肃、山西、福建等试点地区调频辅助服务市场同现货交易市场独立运行;四川的备用辅助服务市场同现货交易市场独立运行;浙江则将调频、备用等辅助服务市场同现货交易市场联合优化、一体出清;山西的调峰辅助服务市场与现货交易市场联合出清倒;甘肃的调峰辅助服务市场同现货交易市场独立运行。

1.3电力现货市场运营机制

1.3.1交易机制

在交易报价方面,各试点地区在现货市场建设初期发电侧均采用“报量报价”模式组织日前交易;而在用户侧，广东、山西、山东、四川采用“报量不报价”的模式组织日前交易,其他试点地区用户侧暂不参与报价,实现了日前交易发电侧单边集中竞价。在日内或实时市场发电侧采用日前市场封存的申报信息，用户侧无需申报。待市场建设逐步成熟后，再转向“发电侧、用电侧双向报价”的双边竞价模式。值得注意的是，甘肃为了有效调动新能源企业参与电力现货市场的积极性、规避新能源发电预测的不确定性，允许新能源企业根据超短期发电预测在实时市场进行二次申报。

在交易出清方面，除蒙西外，其他各试点地区在日前交易市场均全电量申报、集中优化出清，通过安全约束机组组合和安全约束经济调度时算法，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时、分区电价；在实时交易市场，同样采取全电量集中优化出清方式，通过安全约束经济调度算法，调节省内发用电偏差。

1.3.2价格机制

电力现货市场交易周期短,且受网络约束影响,因此价格机制相对复杂,设置合理的价格机制既要实现市场发现价格的目的,又要通过价格引导减轻网络阻塞团，还要防止市场主体投机行为。广东、浙江、山东、甘肃均采用分时节点电价或分时分区电价，分时节点电价由系统电能价格和阻塞价格2部分构成,系统电能价格反映系统电力供需情况,阻塞价格反映节点所在位置的电网阻塞情况。发电侧以机组所在节点的分时节点电价作为现货点能量市场价格,用户侧以系统各节点的加权平均综合电价作为现货电能量市场价格;山西采用系统边际电价,即交易电价不随空间变化，但出清模型具备节点电价计算能力，可根据电网阻塞情况适时采用分时节点电价；蒙西、四川、福建在市场初期采用系统边际电价，但同时也会发布分时分区节点电价信息以供市场参考。

此外，为综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，以避免市场价格大幅波动，降低市场风险，各试点地区均采取了限价机制，对市场申报价格和出清价格设置了上、下限。以山东为例,现货市场试运行期间,电能量申报价格上限为800元/MWh,下限为0元/MWh,电能量出清价格上限为1 000元/MWh,下限为-80元/MWh。