深度文章 | 云南电力市场建设的实践及展望

3.2.3 合约转让

合约转让交易是指在发电企业之间、电力用户（售电公司）之间对双方持有的电力合约互相进行转让的交易。根据主体需求，云南以月为尺度分别组织事前合约转让与事后合约转让。事前合约转让在每月连续挂牌后组织，可对因发用电计划无法履约或连续挂牌中被校核的电量进行转让；事后合约转让则是在每月发用电结束后，将自身偏差电量进行转让，可有效降低偏差考核风险、提高合同履约率。

2019年各月合约转让电量[20]如图8所示，可以看到事前合约转让成交电量较少，主要成交电量用于平衡偏差电量的事后合约转让，大部分成交电量集中在来水丰富、预测偏差更大的汛期。

图 82019年各月合约转让电量Fig. 8Volume of contract transfer in 2019

4 云南电力市场创新机制

为逐步培育主体合理合规参与市场及进一步促进清洁能源消纳，云南结合自身特点设计了激励相容的激励机制及多能协同的交易机制，在实践中取得较好效果。

4.1 激励机制

激励相容指参与者理性实现个体利益最大化的策略，与机制设计者所期望的策略一致，从而使参与者自愿按照机制设计者所期望的策略采取行动[26]。云南省为了维护市场稳定运行、优化资源配置、引导参与者合理竞争，共设计了价格激励、电量激励、评价激励、清洁能源激励4种机制[10]。

价格反映市场供求关系，引导资源配置，是最关键、最有效的激励要素。价格激励即为通过有效的价格信号引导，激励市场主体积极参与市场。正向价格激励采用按报价支付出清，将参与者收益与自身分散决策直接挂钩，激励其积极参与市场竞争；反向价格激励是双向偏差考核，无论对于供给侧还是需求侧，均按照对等的机制对偏离成交量的发、用电行为给予惩罚，以此激励参与者按照真实的发用电需求参与交易，减少因偏差带来的经济损失。

汛期云南电力市场供大于求的矛盾长期存在，电厂以价换量的情况十分常见，电量能否充分成交一直是市场参与者所关注的重点，电量激励即为依据参与者参与市场行为对其给予电量奖励或惩罚。首先，在西电东送协议内安排一定比例的电量，按发电企业在省内市场成交的市场化电量比例给予奖励，这部分电量价格相对较高，以此激励发电企业在省内市场充分成交；其次，进入市场的发电企业全部电量通过市场交易形成，不再安排基数电量。在主汛期出现全面富余后，调度机构严格按照交易电量安排发电，对于不积极参与市场未获得足够交易电量的发电企业，则可能出现弃水损失。

评价激励则是建立交易主体的评价机制，按照交易行为、履约率等进行评级，并将评级与交易权限、保证金额度等参与者切身利益挂钩，以此激励参与者合法合规开展业务。

清洁能源消纳激励是指通过调节电量机制，鼓励具有长期调节能力的电厂充分发挥大型水库的调蓄能力，为其他调节能力较弱的清洁能源电厂创造消纳空间。

4.2 多能协同

在云南，由于水电占据主导地位，火电、风电、光伏等装机占比较少，且受自身特性影响，直接与水电同台竞价将面临较大困难。因此，如何设计合理的多能协同机制，在兼顾公平与效率的前提下解决不同特性机组同台竞价问题，是云南电力市场面临的重要挑战。

4.2.1 火电机制

云南省火电装机占比不足17%，但需要承担平衡系统电量、保底支撑、提供备用等任务[27]。由于边际成本较高，若直接与边际成本极低的水电机组同台竞价不具备竞争力。因此，云南电力市场设计了“市场交易调节价格补贴”“缺口调用保障”“长期备用补偿”的有机衔接、时序递进、相互补充的火电机制[28]，实现水电机组与火电机组的互利共赢。

市场调节价格补偿机制是指通过“补贴价格竞标+总量控制”的方式使火电在枯期参与市场。其中补贴价格竞标是通过给予火电机组价格补贴，补偿其发电成本，从而在枯期与水电同台竞价。补贴价格由火电机组间通过市场化竞价确定，为避免其串谋，采用报价相同时通过随机排序方式确定成交顺序。总量控制则是为避免过度补贴导致火电挤占清洁能源发电空间，通过电量平衡控制交易总量的方式，引导火电理性参与市场。

为保障电力电量平衡和调峰需求，云南市场建立了火电缺口电量调用保障机制，主要任务是通过市场化的方式确定火电备用价格和备用调用顺序，备用竞价同样采取相同报价随机排序的方式防止发电商串谋。

此外，针对清洁能源有效消纳带来的火电机组利用小时数偏低问题，设立长期备用补偿机制，将火电申报的未调用备用容量作为长期备用容量，给予一定经济补偿，补偿资金从偏差结余、清洁能源电厂及用户分摊资金中提取，保障火电企业长期稳定运营。

4.2.2 风光机制

云南省目前已全面放开风电、光伏全电量参与电力市场。针对新能源发电波动性大、可调节性能差等特点，云南设计了“多能源互补、多系统配合、多市场消纳”的新能源市场化交易机制[29]。

针对风能出力波动大导致的预测偏差问题，建立事前、事中、事后全覆盖的多品种配合消纳机制。市场主体可选择在事前通过合约转让调整年度、月度预测偏差，事中通过日前交易调整短期波动偏差，事后通过合约转让交易调整实际执行偏差，有效化解风电的偏差考核风险。为避免风能波动造成市场波动，制定时序递进优化的风电能力管控，并建立风电按照保障能力参与交易的机制，确保风电参与交易电量规模可控。为避免弃风弃光，在做好出力预测的条件下，充分利用全网水电调节性能，抵消新能源波动对市场的影响。此外，为进一步保障新能源消纳，将汛期风电、光伏所有电量安排为保障居民电能替代电量，间接参与市场化交易。

激励机制和多能协同机制的合理设计保障了云南电力市场的平稳发展。激励相容机制促进了市场主体积极理性参与市场，交易电量连续5年保持两位数以上增长，市场价格始终保持在合理区间。多能协同机制设计，既促进了包括水电在内的可再生能源的优先消纳，又保障了火电的基本生存。

5 云南电力市场发展方向

云南在市场建设及清洁能源消纳上已取得一定成绩，但在以水电为主导、发用侧垄断程度较高的环境下，电力市场中仍存在中长期交易分解及跨省中长期交易仍以计划为主、现货市场的缺失致使没有反映电能时空价值信号等不足。

5.1 优化中长期电力交易

依据云南资源禀赋，水电参与电力市场竞争是实现资源优化配置的必然趋势。不同于火电为主导的电力市场，水电参与电力市场面临发电灵活能力因外部因素受限、同一流域电厂发电量互相制约等问题，由此带来的超发、少发、弃水问题增加了市场运营的难度，制约着市场效率的提升。在现有以中长期交易为主的市场机制下，应从加强跨区资源配置、优化中长期交易与短期调度衔接两方面出发，建立更为灵活的跨省跨区电力交易机制，充分发挥跨省跨区资源优化配置的统筹作用；通过优化中长期交易合同分解方式[12]，完善中长期合同交割与日前发电计划衔接方案，保障水电得到与交易结果一致的发电计划。

下一步，云南将根据区域及现货市场的建设路径，继续优化现货环境下的中长期市场设计，包括如何将中长期交易合同分解到曲线，如何在控制风险及保障合理竞争的前提下对中长期的交易电量、交易价格进行限制等。

5.2 推进现货市场建设

云南电力中长期市场的日趋成熟为现货市场的建设创造了良好条件。为进一步提高资源优化配置效率，云南电力市场可在确保电力系统安全前提下，建立基于电力曲线的集中竞争交易机制，开展日前、实时电能量交易。

根据南方（以广东起步）电力现货市场的建设现状[1]，提出云南现货市场建设路径：建立省内现货交易体系，探索适合云南水电机组特性的现货报价、出清、结算机制，实现用户报量报价的双边市场机制；在区域内多个现货市场共存的环境中，确定省级现货市场和区域现货市场的衔接方式，明确跨省交易价格形成方式、损益分摊及分配方式，完善跨省中长期合同的曲线分解、节点分解规则；探索区域统一现货市场，实现最大化的资源配置效率及清洁能源消纳。

梯级流域的水电机组如何协同报价、如何控制其市场力（尤其是枯期），上下游电站的水量约束如何考虑，火电作为长期备用电源的容量价值如何补偿，都是国内外现有电力市场未曾面临的、考验市场设计者智慧的难题，云南将在实践中继续探索。

5.3 积极探索零售市场

云南省已全面放开经营性电力用户进入电力市场，为各主体带来新的机遇与挑战。交易中心需要面对激增的趋于小型化的用户完善市场交易、市场管理机制；售电公司需要拓展原有销售模式、建立零售网络；零售用户需要准确判断自身条件并选择合适的售电商与售电套餐。

未来，云南电力市场可对传统的电力批发交易与新兴的电力零售交易进行市场细分，探索建立基于电商模式的零售交易平台，给广大中小用户提供更加丰富、便捷的零售套餐选择，有效减少电力零售交易中的人力、物力成本，大幅降低零售市场的拓展成本，进一步推动经营性电力用户全放开工作的落地。

6 结论

中国新一轮电改的主要目标是构建充分竞争的电力市场，有序放开发用电计划和竞争性环节电价，进而提高电力交易市场化程度。云南电力市场依据资源禀赋及社会实际情况，在可再生能源消纳、市场放开程度等方面取得较大进展。本文针对云南电力市场运行现状展开综述，主要结论如下。

（1）在市场化改革过程中，云南以循序渐进、积极培育市场主体为主线，根据市场运行情况及参与者反馈不断优化交易品种，市场交易品种经历了由简入繁到由繁入简的过程，目前已建立市场主体认可、以中长期交易为主、短期交易为辅助的市场交易体系。

（2）通过设计激励相融的市场机制和多能互补机制，近年来云南市场主体数量、交易电量规模、可再生能源消纳率不断提升，困扰云南多年的弃水问题得到有效缓解，新能源消纳率位居全国前列。

（3）下一步云南将在优化中长期电力交易、推进现货市场、完善零售市场等方面继续探索，进一步提高市场资源配置效率、促进清洁能源消纳、降低实体企业用能成本。