对电力现货市场推进中关键问题的分析与思考

“无现货，不市场”。电力现货市场是实现电力电量平衡的兜底市场平台，承担着调节市场供求、发现短时间尺度（日前/实时）电力价格信号的核心职责，其重要性不言而喻。目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西电力现货市场已转入正式运行，其他省级电力现货市场已开展长周期结算试运行。在区域层面，南方区域电力现货市场首次完成全月结算试运行，长三角电力市场、京津冀电力市场也在研究推进之中。整体而言，全国统一电力市场体系已初步构建，电力现货市场建设迎来最好的发展时期。

（来源：电联新媒 作者：胡朝阳）

现阶段电力现货市场推进中的

关键问题分析

近年来，我国电力现货市场建设取得了显著成效，市场规则不断完善、市场流程日趋合理，多级市场协调运作、多元竞争市场格局初步形成，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳、降低系统调节成本发挥了积极作用。但是，在电力现货市场推进过程中也暴露出一些共性问题，在一定程度上阻碍了电力现货市场功效的充分发挥。研究并解决这些实际问题，对更好地推进电力现货市场建设具有重要的理论和现实意义。

市场出清电价未有效传导至用户，节点电价调节用电行为功能基本丧失

目前，省级电力现货市场负荷侧基本以“报量不报价”形式参与市场出清，并且负荷侧按照统一的发电节点加权平均电价进行结算。

“报量不报价”意味着申报负荷是刚性负荷，无论市场出清电价高低均可接受。在这种情况下，负荷参与日前市场是没有积极性的，并且申报负荷如果中标，那么这个中标量还必须按照日前出清电价进行结算。日前市场的设计初衷是为发电和负荷提供一个规避实时市场电价波动的金融避险工具，“报量不报价”的参与方式使得日前市场的金融避险功能在负荷侧失效，这是在大多数省级市场负荷侧普遍不愿意参与日前市场的主要原因。此外，目前省级日前市场出清使用的负荷是预测总负荷，预测总负荷减去申报负荷后得到预测电网代购负荷。换言之，申报负荷的唯一作用是用来计算预测电网代购负荷，其实质上对市场出清电价没有任何影响。

负荷侧按照统一的发电节点加权平均电价进行结算具有以下优点：其一，不同节点用户的用电价格相同，避免了改革初期利益调整过大；其二，发电侧总收入等于用电侧总支出，人为使得阻塞盈余为零，避免了改革初期引入金融输电权分摊阻塞盈余的困局。负荷侧取发电节点加权平均电价做法的缺点也是非常明显的：首先，电价的地理价值信号完全被忽略，用电价格的“大锅饭”使得不同节点、不同供电成本没有得到充分反映，造成了不同用户之间的交叉补贴。其次，节点电价“短期调供需，长期调资源配置”的经典功效基本丧失。负荷侧统一电价使得节点电价无法对节点负荷进行有效调节，再加上负荷侧电价是事后而不是事前告知负荷，因此，负荷侧失去了对电价进行响应的可能性和可行性。

当前，省级电力现货市场还是发电侧单边市场，电价信号未有效传导至用户，这是省级电力现货市场建设中最大的痛点和堵点。从参与各方角度分析，电力现货市场建设现状还有待改进。对发电侧而言，报价限价、出清限价、二次限价、超额收益回收等市场措施使得发电侧难以施展身手；对负荷侧而言，用电价格涨多跌少，用户对用电价格没有发言权；对电网调度而言，发电侧因为新能源快速发展使得波动性变大，而负荷侧基本是刚性的，因此，电网调度越来越难；对政府主管部门而言，电力保供稳价的压力与日俱增。尽管在现阶段，参与各方均受益的“帕累托改进”已无可能，但是至少有部分参与方受益，且受益部分应该大于其他参与方的受损，这样的电力市场改革才有生命力。造成目前没有市场参与方能从电力现货市场受益的困境，主要症结就在于改革只改了一半，市场出清电价在负荷侧的调节功能出现失灵。

区域交流电网统一运行与省级市场局部优化之间的矛盾带来的安全风险亟需解决

目前，除了华北-华中区域特高压交流示范线路，区域电网之间以直流线路相连，区域电网内部是统一运行的交流电网。省级电力现货市场出清本质上是统一交流电网的局部优化，这与交流电网统一运行的要求产生矛盾，带来不可忽视的安全风险。省级市场考虑省内电网所有约束条件进行带安全约束的市场出清。只要优化计算收敛，那么出清结果将满足这些约束条件，但这并不意味着出清结果是安全可行的。因为省级市场只能考虑省内所有约束条件，对其他省级电网开停机和穿越潮流的影响无法计及。也就是说，省级市场出清结果在省调看来可能是安全的，但在网调看来并不安全。这个问题本质上是交流电网统一运行与省级市场局部优化之间的矛盾，在目前技术条件下无法通过省级市场自身解决。换句话说，省级市场自身的安全校核并不可靠，在所有省级市场出清完成后，由网调进行区域电网统一安全校核的必要性毋庸置疑。

如果安全校核通过，那么省级市场将进入信息发布流程。如果安全校核未通过，那么需要调整省级市场出清的机组出力甚至是机组组合以确保电网安全。这个调整由省调来做是不合适的。因为省调只掌握本省电网模型和数据，由其调整难免会影响其他省份的潮流分布，反复迭代甚至找不到可行解是可以预见的。由于网调掌握区域电网全网模型和数据，调整方案在理论上可以一步到位以避免迭代。因此，基于安全校核结果的调整方案由网调制定是合适且必须的。事实上，网调对省级市场出清结果的任何调整都涉及市场参与方的经济利益，容易受到质疑和投诉。解决这个问题只有两个办法：其一，建立安全校核调整市场，通过竞价确定调整方案，但技术复杂程度和流程组织难度较大；其二，在规则中明确网调作调整的原则和流程，只要网调依据规则作出的调整方案就是合法合规的，这个原则和流程目前在省级市场规则中没有体现。对此，华东网调进行了一些有益尝试，按照安全第一和充分尊重省级市场出清结果的原则，将安全校核调整的优化目标设定为省级市场机组组合状态变化量最小。目前，相关配套的技术支持系统已开发完成并进入试运行。

值得指出的是，在收到网调的调整方案后，省级市场应该重新进行出清计算，以更新出清结果。但是根据目前的市场流程，时间上并不允许这么做。此时，可以考虑将执行网调调整方案带来的增加成本作为安全上抬费用（uplift）向省级市场所有参与方分摊。

对省级电力现货市场节点电价计算准确性问题缺乏足够重视

在全国统一电力市场框架下，省间电力现货市场和区域电力现货市场的功能定位是资源余缺调剂，而省级电力现货市场的功能定位是资源优化配置，这就决定了省级电力现货市场是全电量的统一优化平台，其中节点电价计算准确性成为衡量省级电力现货市场运营成效最核心的指标。只有准确的节点电价才能有效引导经营主体的发电和用电行为，使得发用电在出清价格水平上达到供需平衡，实现社会福利最大化的目标。如果节点电价计算出现偏差，轻则影响经营主体利益、损害社会福利，在严重的情况下甚至可能因为错误的价格激励信号，出现局部潮流越限等电网安全运行风险。然而，节点电价计算准确性并不是一个容易解决的问题。由于优化计算模型极其复杂，再加上海量约束条件的影响，节点电价计算过程类似于黑箱不透明，其计算结果难以通俗解释，这也是在世界范围节点电价理论公认的主要缺点。鉴于节点电价对市场的全局性影响，其计算准确性问题应该受到足够重视。

省级电力现货市场已经解决了节点电价的有无问题，下一步关键工作应该是解决节点电价准不准的问题。目前，还存在较多影响节点电价计算准确性的不利因素有待统筹考虑。首先是联络线计划分解影响，联络线计划以代数和的口子形式下发，而非优化计算需要的节点注入功率，需要省调自行进行分解，而省调基于局部信息在理论上是无法准确分解的。其次是母线负荷预测影响，由于母线负荷直接预测有难度，省调通常采用预测系统总负荷乘以固定母线负荷分配因子的方法计算母线负荷，这个计算母线负荷与实际母线负荷的差异将对节点电价的计算结果产生不可忽视的影响。再次是稳定限额计算方式的影响，目前，稳定限额的计算以年度为周期、基于设定边界条件计算得出。这些边界条件是调度机构根据多年运行经验提前设定的，与市场实际运行边界条件相差较大，这不仅会影响节点边际电价计算，更有可能带来电网安全风险。此外，电网运行模型基础数据维护的精准性和及时性、省间穿越潮流等诸多客观因素对节点电价计算的影响也需要考虑。

下阶段电力现货市场推进的

政策和技术建议

电力市场改革已进入深水区，计划手段与市场机制并存，经营主体诉求各不相同，安全与市场问题交织。在这种复杂的外部环境中，只有抓住主要矛盾，按照事情轻重缓急排序，突出重点工作，才能高质量推进电力现货市场建设进程，早日突破市场建设瓶颈期，尽快凸显市场建设成效。

全面取消发电和用电环节竞争限制，使得出清电价成为市场核心指挥棒

在发电竞争环节，建议取消对竞价上网的诸多限制，这些限制不仅挫伤了发电企业参与现货市场的积极性，而且干扰和束缚了反映供需关系的正常电价波动。实际上，发电企业会设法将高峰时段因限价少赚的钱在低谷时段赚回来，因此，限价措施对降低整体上网电价水平的效果并没有最初设想得那么好。

在用电竞争环节，建议尽快允许用户以“报量报价”的形式参与市场，推动用户按照用电所在节点的节点电价结算。前者能够充分体现用户的用电意愿，低价时愿意多用电，高价时愿意少用电，一方面，激励用户主动参与电网调节，另一方面，用电侧报量报价可以有效抑制发电侧行使市场力，使得出清电价保持在合理波动范围。后者能够真实反映不同节点的不同用电成本，减少不同用户之间的交叉补贴，还可以通过节点电价精准调节特定用户的用电行为，确保电网局部潮流安全。

将市场出清电价有效传导至用户的关键是及时发布市场出清信息，必须在用户发生实际用电行为之前告知，让用户可以根据市场出清信息主动调整自身用电行为，完成对出清电价的自主响应。日前市场出清后，用户可以根据中标量价信息安排第二天的用电曲线。实时市场出清后，用户还可以根据实时电价信息临时调整部分负荷，以获取最大用电效益。只要市场出清电价计算正确，用户提前确定用电计划和实时调整用电负荷的行为不仅有利于实现用户利益最大化，而且还有利于电网安全稳定运行。

保供稳价是政府相关部门对放开负荷侧电价存在顾虑的主要考量因素。笔者认为，放开负荷侧电价与保供稳价并不矛盾，用户对市场电价的自主响应行为更有助于保供稳价：其一，在高电价时段，必然有部分电价敏感型用户选择减少用电，有助于保供目标的实现，简言之，保供问题只是在什么电价水平的保供问题，保供本身不存在问题；其二，高电价只是短时间问题，不会长时间持续，用户的自主响应行为不仅是正向的，而且是强有力的。出清电价越高，用电负荷减少得越多，这将导致下个时段的出清电价迅速降低，所以，放开负荷侧电价有可能造成个别时段电价偏高，但这种偏高是不可持续的，整体来看，由于市场无形之手的双向自动调节，放开负荷侧电价可能更有利于保供稳价。同理，放开负荷侧电价还有利于新能源消纳，在新能源大发时段，偏低的出清电价将鼓励用户增加用电负荷，一方面提高了新能源消纳能力，另一方面将有效提高偏低的出清电价。

区域电力现货市场的未来可能是基于安全校核调整的平衡市场

除了南方区域电力现货市场，其他区域电力现货市场的功能定位均是资源余缺调剂，这与省间电力现货市场的功能定位是重叠的，两者共同确定省级电力现货市场的边界条件，只是市场流程有先后之分。省间电力现货市场采用单省单节点模型，可能带来出清结果颗粒度过大、无法考虑省内潮流等技术问题，区域电力现货市场可以考虑这些技术问题，从而视为省间电力现货市场的延伸和补充。但是不可回避的问题是，省间电力现货市场本身就可以针对这些技术问题进行改进和完善，为什么还要建设功能定位几乎相同的区域电力现货市场呢？从中长期来看，区域电力现货市场必须寻找新的功能定位。

笔者认为，市场建设应该基于实际的安全或经济需求，不能为了市场而市场。如前文所述，区域电网在省级电力现货市场运行后，存在安全校核调整需求，目前，这种安全校核调整是通过非市场化手段解决的，未来肯定是要市场化的，因为这种调整实质上是对运营主体利益的调整，极易引发市场矛盾和纠纷。解决问题的需求产生新的市场需求，未来区域电力现货市场的发展空间就在这里。安全校核调整的功能定位是区域电力现货市场独有的，也是省间电力现货市场和省级电力现货市场无法替代的，同时还可以很好地解决区域交流电网统一运行与省级市场局部优化带来的安全运行风险问题。

着力提升各层级电力现货市场出清电价准确性，谨慎引入市场创新工具

前文阐述了省级电力现货市场出清电价计算的准确性问题，省间电力现货市场存在同样的问题。省间电力市场出清计算的主要约束条件是可用输电容量（ATC）,这也是省间电力现货市场的安全校核机制的核心指标，只要出清结果小于ATC值就可视为安全校核通过。必须指出的是，交流电网的ATC值计算与直流电网的ATC值计算完全不同，前者需要确定的边界条件才能计算且计算结果单次有效，不可多次叠加使用。在省间电力现货市场出清时，省级电力现货市场尚未运行，机组开停机和出力安排等边界条件均未确定，在这种情况下，难以准确计算ATC值，反过来也就影响了省间电力现货市场出清电价的准确性。此外，省间电力现货市场出清机制不能保证报价最高的买方能买到最优惠的电能（因为节点电价是由该节点最后成交的买卖报价均值决定），因此，不是激励相容的出清机制。这些都是省间电力现货市场改进和完善的方向。同理，定位于资源余缺调剂的区域电力现货市场也面临类似问题。鉴于出清电价的重要性，提升各层级电力现货市场出清电价计算的准确性，应该成为下阶段推进电力现货市场建设的重点工作。

对于电力现货市场的创新工具，如主辅联合出清、金融输电权等，笔者建议在市场初期以探索为主，谨慎引入。不可否认，这些创新工具是电力现货市场的发展方向，但是其是否适用初期市场值得认真研究讨论。主辅联合出清仅限于主能量和一种辅助服务的联合出清，其技术复杂性远高于顺序出清。目前，国内外还没有主能量和两种或两种以上辅助服务联合出清的报道，其技术难度可见一斑。尽管主辅联合出清的优化效果肯定好于顺序出清，但是优化效果提升有限，付出与收获不成正比，适合在市场成熟后再引进。金融输电权解决了节点边际电价体系下的阻塞盈余问题，但是又产生了金融输电权拍卖收入如何分摊的新问题。金融输电权拍卖极其复杂，拍卖收入如何分摊又会引发市场公平性问题。因此，在市场初期并不建议引入金融输电权。（本文仅代表作者个人观点）

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年05期，作者供职于国家电网有限公司华东分部调度控制中心。