结算在即 南方区域电力现货市场设计寻优

南方电网是电力体制改革的成果，南方区域市场第一阶段以广东市场起步，广东又是开中国改革风气之先的地区，因此南方区域市场建设一直受到各方关注。我国电力体制改革和市场建设采用渐进式路径，立新不破旧的特点明显，南方区域市场建设不仅要面对其他省市场都遇到的问题，除此之外还有很多更新更大的困难和挑战。目前来看，在南方区域各单位的共同努力下，南方区域电力现货市场已经具备结算条件。南方（以广东起步）在2018年发布全国首套现货规则体系，电力现货市场在全国率先启动试运行，并在2019年首次开展试结算运行，截至2023年8月底，南方（以广东起步）电力现货市场连续运行已接近两周年。为了促进资源的大范围配置，南方区域电力现货市场一直在加紧筹备，南方区域市场在结合跨省输电价格的基础上，按照南方五省“统一申报、联合优化出清”的设计，目前已完成四轮调电试运行工作。在市场运行实践中，充分证明了电力现货市场能够有效实现保安全、保供应、促减排、促规划的目标，也验证了南方区域市场优化资源配置功能以及交易规则与出清模型的有效性。南方区域市场已经完成市场建设阶段性目标，并具备开展长期结算试运行工作的基本条件，应加快市场建设进程，尽快进入结算运行阶段。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：刘连奇）

此前有一种观念认为，区域市场与省级市场分级存在，区域市场级别更高，实际上这是不正确的，市场是经济关系的总和，有作用范围而没有作用级别，因此只有更大范围的市场而没有更高级别的市场。南方区域市场设计理念非常先进，没有受到“分级市场”观念的影响，而是使用南方五省（区）统一优化方式进行市场设计，只是目前由于“西电东送”战略还未放开，市场设计时被迫将其融合进市场出清模型。在实际运行中，受跨省输电通道输电价格以及通道输电能力的影响，南方区域市场按照省份分成五个价区，在价区价差超过通道输电价格时，就能够在优先计划的基础上完成省间电量的增送，实现资源大范围优化配置的目标，相当于一个统一的市场；在价区价差低于通道输电价格时，省间只执行优先计划，相当于统一出清下的五个价区运行。

之所以说南方区域市场设计存在很多优点，一方面因其做到了市场内统一运行，与“省市场独立运行+省间市场衔接”模式存在本质区别，是一个真正的区域市场；另一方面，南方区域市场的启动意味着南方五省电力市场的建成，完成了电力现货市场的大面积覆盖，有力地推动了电力行业市场化改革进程。

在进行市场设计期间，南方区域市场寻找到了很多复杂问题的现实解决方案，随着市场的不断运行以及对区域市场设计方案进行持续性的研究，南方区域市场也将不断地进行优化和完善。以下为南方区域市场设计要点：

要点一：清洁能源全额保障消纳问题

我国早期为促进清洁能源的发展，推进新能源的投资建设，采取了一系列的激励政策，例如电价补贴、保障性收购等，并且在《可再生能源法》中明确了“电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量”。近年来电力行业跟随“双碳”步伐，新能源迎来飞速发展，装机规模大幅提升，在部分地区已经远超其系统消纳能力，对新能源发电量全额保障性收购确实存在着实际困难。在历史上，南方严格执行可再生能源全额消纳政策，基本没有弃过清洁能源，因此受到国内“鞭打快牛”特色影响，针对清洁能源全额保障消纳问题，南方存在较高的自我要求，在设计时对清洁能源弃能设定了较高的惩罚系数，相当于将其作为硬约束条件来严格控制清洁能源弃能情况的发生。

实际上对清洁能源弃能设置较高的惩罚系数，会忽视消纳清洁能源所带来的成本，难以避免地抬高系统整体的运行成本。而在系统调峰困难时期，适度对清洁能源弃能会改善系统整体情况，反而降低整个系统的总发电成本。《可再生能源法》终究不会一成不变，必然会根据新能源的发展实际状况进行修改，在去年发布的118号文件中也明确了新能源未中标电量不纳入弃风弃光电量考核，南方区域市场设计也在跟随制度的变化不断完善，在短期内，会适当降低出清模型优化目标中对清洁能源弃能的惩罚系数，避免清洁能源消纳成本超出其替代火电带来的经济效益，防止新能源的高成本消纳；放眼长期，推动相关部门与地方根据《可再生能源法》的修订进程调整优化对清洁能源弃能的审计和考核要求，缓解法条相对滞后与改革逐步深入的冲突，进一步助力深化电力市场化改革。

要点二：水电参与市场方式选择

水电作为南方区域市场重要能源，装机占比达三分之一，水电出力变动将对市场运行产生较大影响，所以在南方区域市场建设时促进水电正常参与市场，对水电进行统一的优化出清，且已经付诸行动。目前以风、光为主的新能源参与市场方式大体有两种，一种是进行申报预测出力曲线、接受市场价格的方式参与市场，另一种方式是同火电进行阶梯式报价参与市场出清。外界总是认为前一种方式没报价就不算参与市场，这其实是不对的，作为价格接受者可以认为是申报了“地板价”，即什么价格都愿意发电，接受市场出清的价格，承受了市场价格风险（也可以说是承担了经济责任），实质上已经参与了市场的优化。

当前南方根据试运行结果，从调节能力、流域、兼顾梯级关系、水电精细化安排和发电主体意愿等不同角度考虑，对水电设计了五种参与市场方案（五种方案可以选择，参加市场是必须的唯一选择），并将水位控制、水库库容约束通过线性化建模等方式纳入出清模型。水电站的梯级调度本来并非电力市场需要考虑的问题，而是水电企业的生产边界条件，但是电网在设计初期存在一定的顾虑，担心水电在高电价时期大量发电导致水库库存降低影响后续的发电能力，因此对水库库存进行了约束。其实煤电也存在保证后续发电能力的问题，同样受到煤炭库存的指标考核，并且电力保供时期以及供热期对煤炭的库存要求更高。因此南方目前正在简化水电市场设计，相比于风、光发电而言水电具备较强的调节能力以及调节速度，水电完全可以参照新能源参与市场方式参与市场，且允许在两种方式间自由切换，并将水库库存等约束条件放至场外，按照考核煤电存煤的方式，给定库存指标后由水电企业自主安排生产方式，充分体现水电企业的发电意愿。对水电参与市场方案简化设计后，一是以更简单的方式实现了水电参与市场优化目标；二是发电计划安排由市场主体自主选择，减少了电网与发电之间矛盾；三是减少出清模型中的约束条件，提高了系统的出清运算速度。

要点三：跨省送电优先计划分解问题

南方区域市场存在大量的跨省送电优先计划，跨省送电优先计划是国家指令性计划、地方政府间送电协议的具体落实，承接“西电东送”战略，政府对完成跨省送电优先计划电量的要求较高。跨省送电优先计划直接影响送、受两端省份的利益，各方诉求并不一致，当前阶段各地方对如何衔接跨省优先计划与区域现货市场也还存在较大争议，尤其是受端省份对电力供应存在一定担忧。但是现在的供需形势已经发生了变化，早期约定的优先计划实际上已经无法执行，例如贵州已经难以按照框架协议约定的电量向广东送电，强行送电可能造成资源错配，同时劣化送受两端的供需平衡。南方目前采取了更为务实的办法，采用在D-2日根据实际交易结果明确电量下限、在现货市场中形成曲线的方式处理送电计划，并将其作为省间联络线计划优先出清、保障执行，虽然牺牲了一部分市场效率，但是衔接了现有政策，保证了市场平稳并且能够实际执行。

在电力现货市场中，中长期的作用已经完成了由规避电量风险到规避价格风险的转变，只在结算时发挥财务性质作用，既可以分解成曲线形式对应每个时间点的价格，也可以选取市场中的某个节点作为参考点约定电能量的平均价格，不仅起到了保价作用，也减少了曲线分解与偏差结算环节。所以市场设计下一步优化方向为继续推动跨省优先计划的中长期合约实现财务化，在跨省送电分量存在价格优势时，对优先计划执行没有影响，但是在跨省送电分量无价格优势时，允许送端市场主体通过在受端落点购电来履行合约，即中长期不对电量进行干预，只起到保价作用，既保证了送受两端的供应平衡，又通过了市场手段改善了整个区域内的供应情况，更贴合大范围进行资源优化配置的目标，为构建全国统一电力市场体系进行积极探索。

要点四：跨省输电价格机制改革问题

在南方区域市场中，电能量要想在两个省（区）之间进行资源配置的优化，必须满足两个省（区）价差大于跨省输电通道输电价格的条件；而对于优先计划部分，规定跨省优先计划交易经最终安全校核的合约电量原则上优先出清、保障执行。之所以出现这两种情况，根本原因在跨省输电通道的输电价上，按照《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规〔2021〕1455号）要求，目前跨省专项工程输电价格按经营期法核定，即以弥补成本、获取合理收益为基础，基于预测的优先计划送电量，事前核定的单一电量电价制输电价格。超高压公司需要通过收取输电价格的方式回收输电通道的投资成本，在现货市场中必须将输电价格折算进电能量价格后再进行出清，并且总体送电量必须达到一定规模，即超高压公司需要一定规模电量来平衡通道成本与收益。

目前南方区域市场建模中纳入跨省输配电价，与现有政策进行了有效衔接，但出清过程中送、受两端的电价差超过输电价格才可以成交，减小了交易潜力，降低资源配置效率，同时增加了市场运行中的边界条件，也降低了一部分计算效率。因此想要进一步合理设计市场，提高市场效率，还需要国家主管部门分阶段改变跨省输电通道的成本回收方式，探索与区域市场配套的跨省输电价格改革和市场输电权建设。南方正在进行相关方面的研究，预计未来将推动跨省输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省交易的价格壁垒，待到市场建设成熟阶段，将探索输电权改革，研究完善跨省输电权交易，深化电力现货市场建设，推动电力资源大范围灵活配置。

要点五：跨省送电结算电费差额处理问题

按照现有结算规则，在结算送端跨省现货市场增量电量电费时，结算电价由受端关口价格倒减跨省输电通道输电价确定，当此价格大于送端端口价格时，受端向送端省份支付的电费要大于电源结算电费，出现了结算电费差额。在现货市场中，如果两个地区电价出现差值，就会出现低电价地区向高电价地区送电直至两地价格相同，如果在最终的市场出清中还存在价格差，说明两地之间的优化电量达到了输电通道的输送能力上限，即发生了阻塞。同样的道理，在南方区域市场中，结算电价与受端关口价格倒减跨省输电通道输电价后不相等是由于线路阻塞的原因产生的，导致的电费差额理应归类于阻塞盈余。

在南方区域市场规则中，初步将各种导致用户侧支付的费用与支付给电厂费用的差异归为不平衡资金并按其分配实现差额资金的处理。这一做法尚有优化空间，阻塞盈余与不平衡资金产生的原因以及分配方式有所不同。不平衡资金是市场交易中不可预知且不可防范的资金结算不平衡费用，阻塞盈余是市场机制不健全产生的费用，只是在当前缺乏金融输电权等市场机制的条件下进行分配，属于未进行分配的钱款。“不平衡资金”是市场中出现的普遍问题，不能简单地把所有的差额资金归于一类，南方也正在研究优化方案，对市场中的经济责任进行梳理，根据不同差额资金产生的原因对其细化分类，并设定合理的分配方式在所涉及市场主体之间进行分配。

电力市场化改革中兼顾了“改革”与“稳定”，虽然保证了电力体制由计划向市场的平稳过渡，但是不可避免地，各省电力现货市场在建设过程中受到了条条框框的限制。同样的，区域市场在进行大范围的资源配置的同时也受到更多的限制，但是在受到限制的情况下，南方依然完成了统一市场的设计，建成了真正的区域电力现货市场，这是电力体制改革中的巨大进步，中间过程也是非常不容易的，理应给予南方更大的宽容，允许市场前期运行的不完善之处存在。同时也要给予南方一定的信心，我们应该相信，当市场真正开始运行之后，随着竞争关系形成并逐步发挥作用，各主体对市场的认知水平不断提高，便会自发地推动市场规则设计的调整，形成合力推动市场完善，落实市场在资源配置的决定性作用，助力全国统一电力市场体系建立。

南方在区域市场设计时也充分考虑到了与广东现货市场衔接问题，以坚持前进、绝不倒退的理念，要求区域市场运行时广东市场同步运行并做备用，保证了区域市场的建设进程即使遇到困难，也不会对广东现货市场的运行产生影响，避免历史上华东区域市场与浙江市场的选择失误，稳步地推进市场建设。

市场建设不易，且行且珍惜！

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力从业者。