深度文章 | 电力现货市场建设进展与关键问题

摘要

现货市场是电力市场体系的关键环节，其通过产生分时分地的价格信号，推动资源实现更优配置，并形成可供调度执行的生产计划。文中论述了欧洲、美国、中国电力现货市场的建设进展，并从区域市场融合、容量充裕性机制、新主体参与市场、市场运营水平提升4个方面提炼了电力现货市场建设的关键与共性问题。针对中国电力体制、市场体系、现货场范围扩展、价格机制、参与主体、出清模型、辅助服务机制等问题，展望了中国市场建设的未来发展方向。

（来源：电力系统自动化 作者：陈启鑫 ，房曦晨 ，郭鸿业 ，王宣元 ，杨争林 ，曹荣章 ，夏 清 ）

0引言

自1990年英国推进电力工业改革以来［1］，电力市场建设已在全世界走过30多年历程。与传统的垂直一体化体系相比，市场化有利于破除垄断造成的低效率，赋予电能一般化的商品属性，并通过形成科学的价格信号引导资源优化配置。目前，多个国家已经建立了电力市场［2-5］，其中极其关键的一个环节是在短时序上建立了与电力系统运行紧密结合的市场组织形式，即：现货市场。一般来说，现货市场以日为市场组织的时间周期，采用集中出清的交易形式，产生面向日内不同时段的分时价格信号，并形成满足安全约束、可实际达执行的电力调度计划指令［6］。

然而，近年来随着电力市场范围的不断扩展、交易主体数量的激增与类型的多元化，以及可再生能源、交直流混联电网等新要素接入带来的电力系统形态变化，电力现货市场在适应性与有效性方面面临着许多新的挑战。为应对新的挑战，世界各国都不约而同地推进了现货市场的机制变革。事实上，电力现货市场建设目前还没有理论上的“理想模型”，一直呈现出动态发展与修正的过程。其中，欧洲和美国的实践最有代表性，具体举措包括扩大电力市场范围、推动市场运行精细化、建设容量充裕性机制、引入新主体参与市场等。

中国自2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文）［7］发布以来，其电力市场化改革已进入以现货市场为代表的“深水区”。2017年9月以来，启动了以广东、浙江、山东为代表的8个现货市场建设试点，历经3年多的探索，各试点选择了相应的市场模式、报价规则、出清模型、价格机制等，完成了市场的初步建设，目前均已实现了月度以上的长周期结算试运行。

与世界上其他国家相比较，中国现货市场建设面临着更复杂的局面与更艰巨的挑战，主要体现在2个方面。一方面中国在现货市场建设初期即面临国外成熟市场当前面临的新问题，需要用较短的时间走完国外10年以上走完的路，挑战多、周期短，对市场建设的路径规划提出了更高的要求；另一方面，中国在体制机制上的特殊性，需要实现计划、市场的“双轨并行”，以及需考虑地区间、用户间、电源间复杂的交叉补贴等问题。

在这个关键的市场建设时点上，本文结合国外、国内市场建设的进展，对现货市场建设所面临的新形势、新挑战进行展望分析，总结市场建设的关键问题和前进方向，并尝试对国内市场建设提出建议。

1欧洲电力现货市场建设进展

欧洲电力现货市场的发展核心在于实现更大市场范围内的资源优化配置，建立欧洲统一电力市场，实现多个国家电力市场的耦合和大范围的能量互济。为此，欧洲在市场协调、交易耦合、市场分区等方面进行了有效的探索。另外，欧洲还在积极探索容量充裕性机制和配电网侧主体参与市场的机制，以应对高比例可再生能源的挑战。

截至2019年，欧洲已实现26个国家日前市场耦合［8］和22个国家日内市场耦合［9］，日前跨区交易电量约为450 TW·h［10］，日内跨区交易电量约为26 TW·h［11］。与此同时，欧洲可再生能源装机容量达到574 GW，占总装机容量比例约为50%，发电量达到1.3 PW·h，超过总发电量的1/3［12］。

1.1欧洲统一电力市场的建设

欧洲统一电力市场由中长期交易和现货市场构成，其中现货市场是欧洲统一电力市场的核心环节，它又分为日前市场和日内市场［13］。日前市场采用统一出清的方式，在潮流上可完成跨区传输，在定价上可实现跨价区耦合。日前市场的统一出清模型内嵌了跨区输电权的隐式拍卖，实现了能量和输电权的联合优化，通过将跨区容量分配给社会福利最大的交易来增进市场效率［14］。日内市场的成交量较小，建设初期主要采用“连续撮合、先到先得”的交易方式。实时平衡市场不属于统一市场的环节，在各国范围内独立组织。

在运营管理上，欧洲统一电力市场由欧洲能源监管者联盟（European union agency for thecooperation of energy regulators，ACER）监管［15］，由欧洲输电网运营商联盟（European network oftransmission system operators for electricity，ENTSO-E）进行市场运行和电网调度上的协同［16］，由欧洲电力交易中心（European power exchange，EPEX）等交易机构完成日前和日内市场的出清［8-9］，由各国输电网运营商（transmission system operator，TSO）负责组织实时平衡市场和电网调度。

在统一市场出清计算方面，欧洲统一市场中的中西欧区域（Central-Western Europe，CWE）开始用潮流耦合模型（flow-based model）取代可用传输容量（available transfer capacity，ATC模型，并计划于2021年推进到整个欧洲大陆核心区域［17］和北欧区域［18］。新模型能够更精细地考虑区域内电网的物理参数，提高资源优化配置的效率。为了确保跨区交易成交量，ENTSO-E要求各国至少将物理最大跨区传输容量的70%用作跨区交易，其余30%用作备用容量与区内电力交易等［19］。

在分区定价模式方面，以往除了北欧、意大利之外，其他国家和地区大多以国家行政边界为价区［20］，这会带来2个方面的问题。一方面，价区面积过大，无法反映区域之内的电能空间价值差异，降低了资源优化配置效率；另一方面，价格分区与电网拓扑不一致，跨区交易后区内阻塞多，需要实时再平衡，增加了计算负担。目前，欧洲市场正在推进价区的拆分，并根据长期的电网阻塞情况来重新划定价区，以提升经济效率［21］在2018年，德国-奥地利价区已经被拆为2个价区，面积较大的瑞典被拆分为4个价区［22］。当前，欧洲共有39个价区，2019年的日前市场价格从37.7欧元/（MW·h）到63.8欧元/（MW·h）不等，各价区的示意图如图1所示［11］。需要说明的是，图1中仅给出数值，单位均是欧元/（MW·h）。

1.2计容量充裕性机制的设计

容量充裕性机制指，在能量支付以外，根据机组的可用容量给予发电机组额外支付。它作为现货市场的重要配套，在欧洲得到了格外关注。2019年，欧洲市场内的容量费用为39亿欧元，在爱尔兰，单位电量的容量费用高达日前市场能量价格的24.0%，在英国、法国、德国这一比例分别为9.0%、8.8%、5.0%［11］。

欧洲各国在容量充裕性机制上有不同的思路［23］。英国、意大利等建设了集中式容量市场，由容量拍卖确定容量补偿的单位价格；西班牙、希腊等则采用了固定价格的容量补偿；德国、瑞典等采用了战略备用方法，即在市场化机组之外保留一部分机组（一般为老旧待退役机组），给予其部分容量支付，保证在电力稀缺状态下的容量可用性；法国则将容量义务分散式地分配给各用电主体，要求其通过购买或自建完成容量义务；荷兰、罗马尼亚等国家尚未采用容量充裕性机制。各国采用的容量充裕性机制如图2所示［11］。

1.3配电网侧资源参与市场的推动方式

电力系统的发展使配电网侧资源参与市场的需求进一步放大。一方面，智能电表和自动终端装置的应用使用户侧拥有了灵活响应价格的能力；另一方面，高比例分布式资源（包含分布式光伏、储能等）使用户从单纯的消费者转为产消者，可以与电网双向互动。推动配电网侧资源参与市场，能充分挖掘它们的响应潜力，帮助平抑可再生能源的波动性。

欧洲电力市场主要通过3个方面的改革，帮助用户更好地参与市场［24］。第一，完善信息披露制度，积极发布市场数据，减少信息不对称；第二，加强零售市场竞争，引入动态价格机制，赋予用户自由选择售电公司和聚合商的权利；第三，加强用户数据的保护，减少用户对隐私泄露的担忧。此外，欧洲还出台相关政策，产消者自用电量不用支付网络服务费和系统运营费，这激励产消者安装分布式资源，并通过自发自用减少电费。