电力现货市场与调峰市场共存有哪些弊端？

电力现货市场是电力市场的关键环节之一，其本身一个重要作用就是调节短期电力平衡，因此在现货市场运行地区，并不需要额外设计具有相同功能的调峰市场。从全球范围内五十年来的电力市场建设经验看，国外典型电力现货市场均不建设调峰市场，也不存在调峰这一辅助服务品种。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）中指出“在现货市场内推动调峰服务”，本意指的是以分时的电力现货交易代替计划机制下的调峰辅助服务，融合是指电力现货交易“吃掉”调峰市场，而非机械地理解为调峰市场和现货市场共存。受一些场外因素及认知误区的影响，国内第二批电力现货市场建设试点地区中出现了一种调峰市场和现货市场共存的市场模式。这种“共存模式”确实在一定程度上适应了转轨过程中一些扭曲的关系，在市场建设初期有利于让电力现货市场“先跑起来”，通过实践证伪再寻找完善机会。但从实现电力现货市场功能的角度来看，运用这种模式说到底还是“弊大于利”。

什么是调峰市场与现货市场共存

随着新能源的大规模并网和人民生活水平的提高，供给侧和需求侧功率变幅和频率都快速上升，电力系统的上下出力变化变得频繁且更加重要。国际经验长期以来是通过电力现货市场的价格机制引导实现调峰功能，保持系统发用两侧的功率平衡。2006年，由于我国电力行业当时还处于统购统销时代，尚未启动电力现货市场建设，为了激励发电企业等调节资源为系统提供足够的调节能力，原国家电监会提出将调峰作为电力辅助服务产品。近20年来，已形成省内调峰市场和省间调峰市场共存的局面，同时也发展出深度调峰和启停调峰等细分调峰辅助服务品种。

目前，个别电力现货市场建设地区采用的调峰市场和现货市场共存模式，是指深度调峰市场与现货市场分开运行，共同制定调度计划的一种做法。具体来说，就是机组在现货市场中只申报所谓“正常稳燃”出力以上部分（多为50%左右）的价格，50%出力以下至实际稳燃出力部分“不报价、不定价”，而是在调峰市场进行竞价。在制定调度计划过程中，根据市场需求，预计会出现弃风弃光情况时（仅允许火电机组降出力至“正常稳燃”水平），先将电能量价格固定，再启动深度调峰交易，依据火电机组通过集中竞价形成深度调峰交易的结果，对日前现货市场出清结果进行调整，形成最终的调度计划。也有“更退一步”的做法，即先启动深度调峰交易，确定深度调峰交易中标机组必须开机，然后再对其他机组进行基于报价的机组组合和调度计划制定。这种设计仅在国内存在，在全球范围内的研究者中并未得到普遍认同，主流观点认为，这种模式会使电力现货市场短期价格发现功能受损，甚至劣化资源配置，但是国内在部分地区支持的声音却很强。

一是保留调峰市场在多头管理的体制下有利于减少电力市场建设的阻力。我国调峰辅助市场建设起步早于电力现货市场建设，在计划体制下，在缺乏精细分时价格信号引导发电侧调节出力、用电侧改变用能习惯的前提下，调峰市场为激励引导火电机组开展灵活性改造、促进新能源的有效消纳、缓解电网调峰压力作出了巨大的贡献，所以很多人对调峰市场存在一种“特殊的感情”。调峰市场历经多年发展，形成了受益的技术手段和受益方，与传统的统购统销模式融合得相得益彰，将调峰市场直接与现货市场按照一台机组“上半身和下半身（某一出力水平之上和之下）”分别交易，避免市场建设牵头单位和其他单位出现重大的职能调整，“各退一步”（以电力现货市场降低部分效率的代价来接纳调峰交易）可以使电力现货市场先动起来，避免精良的市场设计长期处于“纸面作业”状态，某种意义上符合“渐进式改革”的思维逻辑。

二是调峰市场可以为“筚路蓝缕、脚步蹒跚”的火电机组提供部分生存所需收入。我国火电行业在经济放缓的时候承担降低电价向工业输血的职能，在煤炭价格降低的时候承担保证煤炭工业正常运行的职能，在电煤供应紧张的时候承担保供稳价（电价和热价）的职能，多期叠加、多年支撑，火电机组的财务状况普遍非常糟糕，调峰费用连年上涨，向火电行业年输血可以达到200亿元以上，对维持火电机组保供稳价不无裨益。虽然目前相关政策已经明确了辅助服务费用向用户侧疏导的改革方向，但是在实际执行中仅有少部分省份疏导了少部分费用，大部分省份依然保持发电侧“零和游戏”状态，调峰市场费用主要由新能源参与分摊来补偿火电机组。在当前新能源大部分未进入现货市场的情况下，其购买的平衡服务无法通过现货市场向火电等调节机组支付（不平衡费用由市场化电源分摊），相比入市的新能源少承担了平衡服务费用，保留调峰市场可以解决未入市新能源逃避平衡责任的问题，为火电提供补偿资金用来维持其连续运行及回收灵活性改造成本。

三是可解决所谓的深调成本上升问题（边际成本曲线非凸问题）。目前国内存在一种观点，认为火电机组在参与深调时，负荷降到50%技术出力以下，随着机组不断降低出力，发电边际成本呈上升趋势，即在“深调峰”范围内出现了边际成本呈递减趋势，这种趋势与现货市场报价单向递增构成矛盾，即火电机组边际成本曲线非凸问题，解决这个问题需要设置补偿机制，恰好调峰市场可以完成这件事。如果选择通过调峰市场与现货市场共存模式分割边际成本曲线，使边际成本递减部分放到调峰市场中竞价，将边际成本递增部分放在现货市场中竞价，这一做法貌似在理论上可以解决所谓的深调成本上升问题，被部分专家认为这是以“中国特色”的方式解决了电力现货市场的理论缺欠。

调峰市场与现货市场

共存模式存在的弊病

基于上述“优点”的考虑，电力现货市场与调峰市场强行嫁接是否可以呢？答案很明确——弊病很大。现货市场的本质是考虑安全约束的机组组合和经济调度，其交易的结果会形成经济调度计划，如果调峰市场形成的调度计划与现货市场形成的不完全重合，会使现货市场形成的经济调度计划效率下降。简单说，在一个优化模型里出现两个优化方法，如果这两个优化方法优化方向不同，那么出清的最终结果就一定会产生问题。从实践来看，相对于现货市场模式，调峰市场与现货市场共存模式存在三个弊病：一是该模式会干扰调度计划使其偏离最优，二是该模式会使市场发现价格功能受损，三是该模式会造成用户购电费用的上涨。

以下通过简化模型进行举例说明。在该模型中，假定有三台成本不同的火电机组与一台风机，并模拟了一条典型负荷曲线，对不同市场模式的优化结果进行比对（见表所示）。

在该模型中，第15时段为最小负荷300兆瓦，第42时段为最大负荷399.8兆瓦，并假设风电出力30兆瓦只发生在15时段。

模式1：传统计划调度模式。如果既不采用现货市场，也不启动调峰市场，并且限制火电功率仅降至50%，考虑高峰低谷负荷需求，按照经济调度原则会安排G1、G2运行，在15时段两台机组均无法降低出力，只能选择弃风，此时全天发电总成本为204.94万元（如图1所示）。

模式2：现货市场模式。在该模式中，不设置调峰市场且机组首段报价出力不受50%的限制，机组申报任何出力均可用于定价，市场出清结果如图2所示。由于机组均将最小出力30%作为报价首段，两台机组的最小出力和加上风电出力小于系统低谷时的负荷，运行G1和G2不会导致弃风。而且相对成本较高的G2下调出力，为成本较低的G1留出了发电空间，进一步降低了系统发电成本，在现货模式下，用户需支付的全天发电总成本为190.57万元，在解决弃风问题的同时，相对模式1又降低了发电成本14.37万元，释放了社会福利并使得用户购电费用降低。

模式3：调峰市场与现货市场共存模式。在该模式中，机组现货市场报价首段出力限制为50%，50%~30%为深调峰市场竞价部分，火电机组50%以下出力不得参与定价，深调峰市场中标机组在中标时段设置为开机，发电出力为现货市场中中标出力（若在现货市场未中标，按照50%最大出力计算）减去调峰市场中标的调峰出力。市场出清结果如图3所示，G3会在15时段的深调市场中标30兆瓦，所以在后续的电能量市场中被设置为开机，且除去调峰中标时段外其他时段出力均为50%的最大出力，导致G2只能处于停机状态，使得总发电成本进一步上升。在调峰市场与现货市场共存模式下，产生调峰费用75万元由风电企业向G3机组进行支付，用户需要支付的发电总成本为240.64万元，虽然解决了弃风问题，但使得发电总成本上涨35.70万元，扭曲了市场中电力的真正价格，引起用户购电费用的同步上涨。

从上述算例分析可以看出，模式2和模式3都能解决模式1的问题，对现货市场模式、调峰市场与现货市场共存模式两个模式运行结果进行分析比对，两个市场均未产生弃风现象，但是通过对发电总成本的比较发现，现货模式下成本下降，而调峰市场与现货市场共存模式成本不降反增，出现了新能源“高成本消纳情况”，两相比较现货模式的运行结果更优。首先，在现货模式下，市场的出清结果是通过求解器求解出的满足电网安全约束的最优发电计划，自然能够做到保证新能源消纳的同时使得总发电成本最低。而在调峰市场与现货市场共存模式下，虽然也是通过现货市场求解器求出了最优解，但是在调峰市场中又出清了机组中标结果，两个结果都会影响调度计划的安排，调整过后的调度计划自然偏离了最优。其次，调峰市场与现货市场共存模式机组组合与调度计划的变化，又改变了供给侧曲线形成，使现货市场出清结果偏离社会购电成本最小原则，扭曲现货市场的出清价格，使得市场发现价格的功能受损。再次，调峰市场与现货市场共存模式虽然消纳了新能源，同时也导致发电总成本上升35.70万元，扩大的全社会发电成本最终会疏导至用户侧，增加用户侧购电费用，造成社会福利的损失。

调峰市场难题何解

一是各方群策群力、协同推进市场建设。随着市场的建设与发展，我国终将建成统一、开放、竞争、有序的电力市场体系，市场监管职能也将最终统一，各方面应该群策群力，协同推进市场的建设。如果在短时间内做到职能的融合存在难度，被迫要走一段时间的弯路，那么也最好是将调峰的影响降低到最小，至少不能让其影响调度计划。可考虑仿效甘肃将调峰市场改成调峰容量市场，低于某一出力水平至最小出力之间的部分作为调峰容量市场交易的标的，机组如果在容量市场中标，那么其在现货市场报价时首段出力不能大于调峰容量市场规定该机组调峰起点容量减去该机组在调峰容量市场中标容量，未中标调峰容量市场的机组可自由申报首段出力。通过此种方式，将“电量”改成“容量”，避免了其改变现货市场出清的最优调度计划，又满足了清洁能源的消纳，协调了调峰市场和现货市场的矛盾。虽然调峰电量改容量的做法并不一定完全符合市场规律，但是这也算是一条在市场建设不得不走弯路时选择“弯”得比较少的路，目前也有部分地区采取了这样的做法。但是弯路终究是弯路，随着现货市场的不断运行优化，体制机制改革的不断加深，“九龙治水”的局面不会长期存在，希望各方面能尽早凝聚共识，做到有为政府与有效市场密切结合、相互促进，协同推进电力市场体系建设。

二是未入市的新能源承担现货市场模式下的不平衡费用。国外某电力监管专家指出，调峰交易本质上是计划形式下的产物，目的是在缺乏现货市场价格的条件下通过公开竞争给予不发电的市场主体适当补偿。在现货市场下，新能源入市后电价降低，原因为其购买平衡服务的成本通过市场反映了出来。若直接取消调峰市场，未入市的新能源自身不提供平衡服务，也缺乏原有的调峰市场来回收火电为其提供的平衡服务成本，既阻碍了新能源入市的积极性，也存在对入市新能源企业的不公平，不符合市场运行规律。但是在国内存在一种特别奇怪的现象，就是部分新能源企业对现货市场保持一种敬而远之的态度，“参与辅助服务分摊可以，参与现货市场不行。”因此，建议未入市的新能源承担现货市场模式下对应的不平衡费用，解决市场建设初期部分新能源未入市造成的现货市场结算“亏空问题”，补偿提供了平衡服务的机组，公平承担自身的调节能力成本，维持辅助服务费用分摊在发电侧的相对公平。

三是深化对市场客观规律的研究分析。市场要遵循市场经济规律而建设，经济学基本理论在各种商品上是通用的，国外成熟电力市场也验证了这一观点，国内部分学者认为现货市场交易的只有一个产品，所以提出边际成本非凸问题。实质上这是把边际成本递增的电量产品和平衡产品，视为一种产品进行研究感受到的“错觉”。电力现货市场中火电机组的边际成本曲线并不单指电能量的成本，电能量的边际成本服从经济学基本规律呈递增趋势是没问题的，但是在市场中电力成本还包括了“平衡服务”的成本，平衡服务因其稀缺性使得以出力功率为横轴的边际成本曲线呈两头高中间低的“U”型（平衡服务稀缺多发生在顶峰出力功率高和深调出力功率低的阶段），与递增的电能量边际成本曲线（以出力功率为横轴）叠加后才会呈现出“递减”趋势。随着新能源容量比重不断扩大，电力系统平衡服务的需求会不断增加，使得火电机组发电量不断减少的同时，提供平衡服务的商品所付出的边际成本急剧增长，火电深调支付的成本是通过中长期合同套利或减少低谷发电损失（同时保留高峰获利的机会）回报的，无需单独设计机制。