建设“多层次”、“统一”电力市场的关键挑战

关于“多层次”的认识

今年年初，国家发改委、国家能源局正式印发了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《指导意见》），明确提出要健全多层次统一电力市场体系。笔者就多层次统一电力市场体系谈谈个人的一些基本思考。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：郑亚先）

“多层次”体现的是“多层次统一市场”的运营架构，其设计的出发点应该源于我国国情、网情基础的实际需求导向。我国的调度模式是分级调度，国、分调中心调度相对应调度管辖范围的国、分调机组，协调安排跨区跨省间联络线交换功率；省调则是需要调度省调管辖范围的电力资源，保证电力实时平衡。这一基础定位和平衡责任的差别，决定了我国电力市场的分层次差异性，具体来看：

全国性的省间电力市场更多的是对应于省间电力交换需求，目标是经济、绿色，经济性体现在通过更大范围的市场，尽量以较低价的电力满足购买需求，绿色属性体现在通过在更大范围的市场中，依托不同地域的电力互补特性和市场价格机制，提升新能源消纳水平。从全国市场的目标定位来看，与欧洲统一电力市场有较多相近之处，欧洲统一电力市场也是希望能通过更大的市场范围，来提升电力的经济性（包括更低的价格水平和更低的备用、调频等辅助服务预留成本），促进新能源消纳。

省级电力市场更多地聚焦于更为经济地保障省级控制区电力平衡的问题，目标是经济、安全，也就是在保障电力系统运行安全的基础上，尽量调用价格较低的电力资源满足负荷需求（当然，负荷需求也可以在电能市场中基于价格响应自动削减）。这一基本目标和实际需求，决定了我国的省级电力市场，特别是现货市场中，需要充分考虑电网安全约束，在这方面与美国电力市场有相近之处，更为经济地优化安排机组启停、出力，满足负荷需求，并确定市场价格，市场出清结果满足静态稳定所对应的安全校核要求。

综合来看，省间、省级市场的不同定位，对应于调度平衡与运行方式，实质上是全国市场优化安排省间功率交换，省级市场优化机组启停、出力的分层协作过程，因为有了省间市场后，跨省的电力交换需求在省间市场中承载，考虑到省级现货市场要做省级控制区内安全、经济一体化的优化，作为省级市场优化出清的重要边界条件，基于省间市场交易结果确定的省间联络线交换功率需要在省级市场出清前置入，因此从耦合关系来看，省间、省级电力市场存在一定的层级特征。

关于“统一”的认识

前文所述的“多层次”更多的是体现考虑调度运行等固有特征而展现出的电力市场外部特性。整个市场的良好运行，其实更难的是要体现“统一”。对于“统一”，笔者认为包括以下几个维度：

省间市场和省内市场的统一

省间市场和省内市场存在一定的层级特征，这不代表这两个市场间只体现为层次关系，考虑层级协作并且能良好运行的市场，市场间的内在关联性应该是通过市场成员在不同市场间参与方式、收益方式的关联性来体现，通过市场成员的竞价决策来实现不同市场价格水平的有效衔接。从这个角度来看，省间市场和省内市场的统一体现在三个方面：一是市场主体的统一管理，对于不同调度层级所属的市场主体参与省间市场和省内市场申报，应该有统一管理，这里面重点是要解决省内的负荷侧主体是通过代理方式参与省间市场还是独立参与省间市场的问题；二是出清结果执行的统一明确，省级市场的市场主体，比如发电主体，既参与省间市场竞争，也参与省级市场竞争，对于出清结果的执行有效性问题，由于省内现货市场要做集中优化出清的机组组合，从市场成员出清结果执行有效性来看，省间市场中市场成员中标结果可以看作在省内现货市场之外，该成员在省间市场购买的一份合约（可以是中长期、日前、日内等不同时间尺度购买），市场成员实际启停安排应该以省内日前市场（可靠性机组组合）为基准，实际出力安排应该以省内实时市场为基准；三是结算方式的统一明确，考虑到省间备用共享市场的运行、调用与考核，实际依据的均是省间交换功率，参与主体应该是省级的代理，考虑到结算与计量效率，初期大部分用户应该也是通过代理方式参与省间市场，省间市场以市场出清结果和省间实际交换功率为基准，采用代理结算，省内市场以省内市场出清结果、实际计量结果，结合省间市场交易结果，与省内市场主体进行结算。

省间市场不同商品品种的配置与统一协作

从省间市场定位来看，应该主要依托省间功率交换能力提供的商品品种配置，比如电能量、省间共享备用等，输电权和容量商品是否适合在省间市场配置有待进一步探讨，这需要结合市场品种设计的出发点来综合考虑，比如容量市场是以供应可靠性出发，解决长期容量充裕性问题，还是解决高成本机组收益补偿问题，需要明确目标才可能指导后续设计。省间电能量市场，从时间尺度上，也涉及中长期、日前、实时不同时间尺度的电力市场统一，笔者认为，这个统一的落脚点应该是省间输电通道的可用传输能力，中长期、日前、实时不同时间尺度的电力市场本质应该是在不同时间尺度上，优化安排省间买、卖中标安排，层层递进，逐步优化利用省间通道的可用传输能力，因此，这涉及到对于省间通道可用传输能力的统一管理和动态更新。省间共享备用市场，不同于省内的备用市场，因为其实质是利用省间联络线功率交换调整来提供备用能力，参与的主体更多应该是省级电力公司代理，备用能力也需要占用省间通道的可用传输能力，需要纳入可用传输能力的统一管理和动态更新。

省内市场不同商品品种的配置与统一协作

从省内市场的定位来看，是更为经济高效地完成省级电力平衡与运行安排，因此配置电能量商品和备用调频等辅助服务商品，显然不可或缺，除此之外，为了保障高比例新能源为特征的新型电力系统运行的容量充裕性和系统运行可靠性，笔者认为容量市场机制是非常必要的，当然考虑到实施的复杂性，在过渡期，可以通过容量补偿机制实现部分激励效果。最后，考虑到多个试点省现货市场规则中发电侧采用节点电价定价，随着市场化用户参与的逐步放开，电力用户与发电企业签订中长期合约，以规避现货价格波动风险，中长期合约交割的价格参考点如果与现货结算不一致，比如发电主体与用户主体以全网平均的负荷价格作为合约交割价，签订中长期双边合约，如果存在输电阻塞，就会面临阻塞带来的收益损失风险，这个风险通过签订的中长期合约无法有效规避，从市场健康运营的角度，金融输电权商品配置就非常必要。当然，考虑到实施的复杂性，在过渡期，可以采用申报参与阻塞收益分配，阻塞收益自动计算方式。

多层次统一电力市场是支撑新型电力系统建设的基础

构建多层次统一电力市场体系是未来新型电力系统安全、经济运行的机制保障，多层次统一电力市场技术方面亟待聚焦到构建支撑新型电力系统运行的多层次统一电力市场体系，开展研究和突破创新，目前面临以下挑战：

交易规模放量后的省间市场优化出清

目前的省间交易，交易量还不是很大，随着典型送出省的新能源比例提升，指令性计划的逐步放开和省间市场的逐步完善，省间交易的交易量会逐步增长，目前的省间交易有三个特点：一是省间交易存在交易路径和潮流路径的不匹配，电力市场优化出清中，为了交易效率，预先设定了省间主体跨省买卖所经过的输电路径。但电力系统实际运行中，交流网络的潮流不会按照预先设定的输电路径输送，在针对直流单通道开展交易时，没有太大问题，但交直流混联的多通道开展放量交易就比较困难了。当然，这不只是我国面临的问题，欧洲统一电力市场也面临同样的挑战，目前，欧洲已经在朝着潮流路径出清模式前进；二是我国输配电价按通道收取，这个对于不同省主体间买卖涉及不同的输电费，在市场优化出清中要体现其中的差异，也就是说市场出清和交易路径间存在耦合关系，这点和欧洲统一市场解耦时计算收取输电费的方式存在较大差异；三是省间市场中不同省差异化出清价格的定价方法，目前因为输电费与出清耦合的问题，基本还是买卖主体以交易对成交的方式顺序出清，买卖主体的市场中标价格与对手方有关，而不是通行的电力市场中边际定价方式，这是与欧洲统一电力市场间的较大差异。

这三个特点决定了我国省间交易放量开展面临较大的挑战，在技术层面需要做好储备，欧洲统一电力市场有Euphemia算法，可以初步支撑欧洲统一电力市场的优化出清计算，但从实际运行效果来看，在优化计算结果合理性和优化求解性能等方面，还具有非常大的提升空间，要适应更为复杂特点的省间市场出清技术支撑，一方面需要政策规则层面的进一步探索推进，另一方面也需要算法技术层面的提升。

非统调机组和市场化用户批量放开后的省内现货市场运营

随着《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》以及后续的政策文件密集出台，省级现货试点省陆续开始非统调机组和市场化用户批量放开工作，一方面是规则层面需要考虑，另一方面，从技术角度来看，初期考虑到配套规则成熟程度，以及技术支持系统支撑能力，非统调机组和市场化用户大多是采用接受市场价方式变向参与，后续这些主体如果和PJM一样放开参与现货市场，节点规模接近PJM市场，考虑到我国市场优化出清时间间隔是15分钟，而美国市场基本是1小时，实际优化计算规模大幅超过美国成熟运营的电力市场，这也需要省间现货市场建设单位提前做好技术储备。

省间省内协调互动的复杂市场规则验证与运营效果沙盘推演

我国省间省内的多层次统一电力市场运营，目前来看，省间市场、省内市场分别可以从欧美成熟运营的市场获得一部分借鉴，但整个市场体系，没有可以直接照搬的经验，这套体系的规则设计更为复杂。编制规则通过市场运营来检验，一是反馈周期长，二是沉没成本太高，尽快建设一套能支撑“1+N”的全国统一电力市场模拟推演系统，开展中长期、日前、实时和调度运行全时间尺度的模拟推演，以支撑市场规则设计的验证与运营效果沙盘推演，目前来看是比较急迫的需求。（本文仅代表作者个人观点）