深度文章 | 电力现货市场建设进展与关键问题-第3页-北极星售电网

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3中国现货市场建设进展和挑战

2017年，中国提出在南方（从广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个试点地区建设现货市场。各试点现货市场结合自身特点，从无到有实现了现货市场的机制构建，已经陆续完成了月度以上的结算试运营。然而，建设过程中也暴露出一系列问题，面临一系列挑战，亟待创新解决方案、深化市场改革。

3.1计划-市场双轨制

通过降低接入电压和用电电量的要求，各试点不断扩大市场电量交易规模［45-46］。与此同时，依旧有相当规模的非市场电量需要遵循计划体系下的优先发电和优先购电计划，即发电侧按照固定的上网电价发电，用户侧按照固定的目录电价用电。这导致了2个方面的问题。一方面，优发优购的准入与发用电量争议较大，在市场成员之间形成了不公平的竞争关系；另一方面，由于优发优购电量在数量上的不对等，结算账目不平衡，容易形成不平衡资金，不利于市场的有序运行，也干扰了输配电价的有效核定。文献［47］指出应当直面计划电与市场电长期共存现实情况。文献［48］以福建电力市场为背景，研究了优发优购电量的确定方法。文献［49］进一步研究将计划电量分解为电力曲线的原则。文献［50］研究了不平衡费用在市场成员内的分摊机制。

3.2中长期与现货的衔接机制

大多数试点现货市场采用了全电量优化的模式，中长期合约通过财务合同（financial binding）的方式与现货市场衔接，具有金融结算意义，而不需物理执行［51］。

但是，目前仍然缺乏可充分体现各方意愿与市场运行需求的中长期交易曲线分解方法。目前各现货试点正在尝试采用自行申报或按典型曲线分解等方法，然而用户或代理的售电公司在分解时往往缺乏对自身历史用电数据的了解，预测偏差较大；典型曲线的确定也存在着模板不一、公信力不足等争议。针对中长期电量分解的问题，文献［52］尝试基于负荷、可再生能源出力，得到标准化的金融交割参考曲线。文献［53］在合约分解时额外考虑市场力的抑制，而文献［54］则提出了中长期差价合同在现货市场中的结算方法。

3.3跨省跨区资源优化配置

中国建立了北京、广州2个电力交易中心，协调跨省跨区交易。2019年，北京交易中心组织省间交易电量493.1 TW·h［55］，广州交易中心组织省间交易电量32.6 TW·h［56］。目前跨省跨区交易大多以年度、月度为主，仅有小规模的增量现货交易。对待外送/外受电量，大部分试点将其作为现货市场出清的边界条件。

由于可再生能源具有波动性和不确定性，目前亟待引入市场机制推动日以内短时序的跨省跨区交易，通过推动更大区域内的能源资源优化配置，帮助消纳可再生能源增发电量。文献［47］将全国统一市场建设视为中国现货市场建设下一个阶段的重要任务。文献［57］总结了欧洲统一市场对中国的启示，另外文献［12］在模式选择、文献［58］在品种设计、文献［59］在出清模型等方面研究了统一市场的技术路线。

3.4节点边际电价与容量充裕性机制

在价格机制上，多个试点已经实现了节点边际电价计算，并以节点或区域边际电价向发电侧结算，用户侧则大多采用节点电价加权平均形成系统电价的方式进行结算。但是，节点边际电价只反映边际煤耗成本，无法体现发电资源的容量价值，如广东日前出清均价仅为0.193元/（kW·h）［60］。若现货价格持续低迷且进一步影响中长期价格，发电机组将面临投资成本回收困难的问题。

为此，各试点开始了容量充裕性机制的探索性工作。山东、广东已经发布了各自的容量补偿管理办法［61-62］，主要思路是：根据各机组的有效容量给予合理补偿，补偿价格由政府根据市场运行情况动态调整，费用在用户和售电公司间进行分摊。但目前为止仍有许多技术问题仍悬而未决，例如资源准入［63］、费用分摊、价格确定［64］等问题。

3.5新型参与主体的纳入

在参与主体上，各个试点均实现了发电侧竞价上网，但是在准入的发电主体及其类型上略有差异，部分试点的现货竞价只面向燃煤电厂，部分试点则已经将可再生能源等主体纳入市场竞争［65］；广东、浙江、山东、山西等省尝试引入用户侧参与［66-67］，目前多以“报量不报价”的方式参与市场竞争。

但是，新型资源的市场参与度仍然不足。当前大部分现货市场试点中，用户侧暂不参与市场交易，或者采用报量不报价的方式参与［68］，原则上只能作为价格接受者，无法反映自身的价格承受能力。此外，大多数试点省份没有建立面向储能、分布式资源聚合商等第三方主体单独参与的市场机制，这限制了市场资源优化配置的空间。文献［47］提出在未来要建设适应新型主体灵活参与、成本回报合理的电力市场机制。文献［69］综述了世界各国为利用分布式资源和需求侧响应所做出的举措及其对中国的启示。文献［70］研究了分布式资源聚合商参与调频辅助服务市场的场景。

3.6清洁能源消纳机制

目前，大部分试点将清洁能源电量作为现货市场出清优化的边界条件直接消纳。随着清洁能源占比的提升，在其出力高峰期现货竞价的空间将被大大压缩，市场边际电价跌至0［71］。为此，在清洁能源占比较高的部分试点中，已经尝试引入清洁能源参与现货市场报价［65］。

但是，现货市场出清未必能保障清洁能源消纳。由于清洁能源厂商报价未必最低，梯级水电站之间存在复杂的耦合关系等，以社会福利最大化（或发电成本最小化）为目标、按报价出清的市场机制未必能保障清洁能源的最大化消纳。为此，四川等试点正尝试引入峰枯电力市场机制［65］，在枯水期对水电进行直接调度以减少弃水。文献［72］试图从国外市场经验中寻找消纳可再生能源的有效政策，也有文献探索修正出清模型的目标函数以增加清洁能源消纳［73］。

3.7辅助服务市场机制

随着现货市场机制建设逐渐完善，此前分散开展的调峰辅助服务市场正在被替换或整合。在辅助服务市场与能量市场的协调机制上，大部分试点采用的是独立运作、序贯开展的方式［74］，只有浙江等少部分试点建立了主辅联合出清机制［75］，实现了能量、备用、调频的联合优化。另外，南方区域市场正在尝试建设区域性的调频市场［76］，以便在更大范围内配置辅助服务资源。

辅助服务市场采用与能量市场分开组织、序贯出清的方式，所形成的结果可能会在运行上不可行或经济效率不高；另外，辅助服务市场产生的费用，主要还是沿用原有的机制，在发电侧以零和的方式分摊［77-78］，亟待建立“谁受益、谁承担”的成本分摊机制，将相关成本有效传导到用户侧。为此，文献［74］提出了适用于中国市场的能量、调频联合出清市场机制。文献［79］研究了国外辅助服务费用分摊机制对中国的启示。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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