國家發改委、國家能源局2016年12月29日印發的《電力中長期交易基本規則（暫行）》（以下簡稱“基本規則”）的第八章與第九章分別對合同電量偏差處理與輔助服務問題進行了原則性規定，屬于過渡性的電力電量平衡機制，但電力電量平衡問題的最終解決之道還是要靠現貨市場的建立。

從電力中長期交易向現貨交易過渡的路線圖

此前筆者指出，由于翻譯的問題，電力現貨市場（electricityspotmarket）實際上是一個有爭議的概念。本文的現貨市場特指日前、日內、實時的實物（電能）交易市場。

結合“基本規則”，本文提出從電力中長期交易到現貨交易的時序路線規劃，如圖1所示，供市場設計者、運營者、監管者及市場主體參考。圖中時間節點只是大致估算，最終取決于各地市場建設的實際進展。

圖1從電力中長期交易到現貨交易的時序路線規劃圖

各階段電力市場的特點如下：

1.第一年：初步建立年度雙邊協商與月度集中競價市場

市場主體：各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶。

特點：開展年度長協交易和月度集中競價交易，對合同偏差電量進行事后結算和考核。

用戶側電價：兩部制電價和單一制電價的大用戶，其電量電價均由市場決定，執行峰谷電價的大用戶交易價差不隨峰谷電價浮動。通過售電公司購電的用戶電價機制類似，剩余的用戶采用目錄電價。

2.第二、三年：完善月度集中競價市場建設，初步建立平衡機制

市場主體：各類發電企業、售電企業公司、電網企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者。

特點：繼續開展年度長協交易，完善月度集中競價交易，開展合同電量轉讓交易。建立初步的電力電量平衡機制：在電量平衡機制中，按機組煤耗或預掛牌報價調度，并包括事后的偏差電量考核與結算；電力平衡機制主要探索調峰服務市場化的途徑。

用戶側電價：如上年。

3.第三、四年：完善月度集中競價市場與平衡機制建設，初步建立日前現貨市場

市場主體：各類發電企業、售電企業公司、電網企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者。

特點：月度競價市場采用峰谷平3個電量段進行競價。日前交易采用峰谷平3時段分時競價，如下：

日前市場的交易區間是次日的24小時，將交易日分為峰谷平3個競價時段（與分時電表的時段設置一致，各地可能有所不同），如表1所示，通過集中競價得到次日的峰谷平3時段電價。

用戶側電價：參與月度與日前市場的用戶采用峰谷平3段電價，其余用戶價格如上年。

4.第五年及以后：完善月度交易與日前現貨市場建設，建立實時市場與輔助服務市場

市場主體：各類發電企業、售電企業公司、電網企業、電力用戶和獨立輔助服務提供者。

特點：基于筆者此前介紹過的分段競價理論精細化月度集中競價交易，日前現貨市場采用24時段進行競價，建立15分鐘實時市場。

日前現貨市場電價更新周期可以達到1h（小時）或者更短，可以精確反映每日供需情況隨時間的變化并形成電價信號。國外的實時市場可以5~15m（分鐘）一個調度基點，在市場初期15m一個調度基點應能滿足要求。

在輔助服務市場中，電力調度機構接收發電企業或用戶的輔助服務報價，根據系統運行情況調整發電機組或負荷功率，從而維持系統的電力平衡和安全穩定運行。初期輔助服務市場主要包括調頻和備用。

用戶側電價：參與現貨與平衡市場的用戶采用分時（實時）電價。

電力市場交易結果主要包括兩類：一是市場價格，二是交易（調度）計劃。不論什么交易，最終都要形成調度計劃并由電力調度機構執行。由于不同時間周期的交易同時存在，各交易品種如何協調并形成最終調度計劃是一個需要認真考慮的問題。筆者認為這里須采用的原則是，在一個時間周期的交易開始前，應確定較長時間周期交易的調度計劃，以便安排本時間周期的交易空間。比如：在月度集中競價交易開始前，已簽訂年度長協合同的市場主體必須向交易機構提交下一月分解的調度計劃；在日前現貨交易開始前，交易機構必須向調度機構提交已簽訂年度長協合同和參與月度集中競價的市場主體次日分解的電力曲線；等等。

從年度/月度交易開始，逐漸向日前/日內/實時交易過渡，在這個過程中逐漸培育市場主體，培養市場意識，完善技術支持系統建設，應該是我國電力市場發展的一條可行路徑。此外，電力中長期交易是我國電力市場中非常重要的組成部分，與現貨交易作用不同，應在市場運行實踐中逐漸完善并與現貨交易很好地相協調而不是被現貨交易所取代。

對“基本規則”合同電量偏差處理與輔助服務的解讀

“基本規則”第八章“合同電量偏差處理”中規定：

中長期合同執行偏差主要通過在發電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理，即月度交易結束后，通過預掛牌方式確定次月上調機組調用排序(按照增發價格由低到高排序)和下調機組調用排序(按照補償價格由低到高排序)。每月末，電力調度機構根據各機組整體合同完成率，判斷當月基本電力供需形勢。當電力供需形勢緊張時(月度系統實際用電需求大于月度系統總合同電量時)，基于預掛牌確定的機組排序，滿足電網安全約束的前提下，優先安排增發價格較低的機組增發電量，其余機組按合同電量安排發電計劃；當電力需求不足時(月度系統實際用電需求小于月度系統總合同電量時)，優先安排補償價格較低的機組減發電量，其余機組按照合同電量安排發電計劃。除這種方式外，還可以考慮采用預掛牌日平衡偏差調整、等比例調整和滾動調整等方式處理合同電量偏差。

此外，“基本規則”第十章“計量和結算”中規定：

采用預掛牌月平衡偏差方式的，對于發電側，其他機組因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的10%支付偏差考核費用，2%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易的最低成交價結算。市場電力用戶實際用電量超過其合同電量時，按其合同加權平均價結算總合同電量，超用電量按上調服務的加權平均價結算(系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算)。對于用戶側，市場電力用戶實際用電量小于其合同電量時，按其合同加權平均價結算實際用電量。2%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，2%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用（系統未調用下調服務時，按其合同加權價的10%支付偏差考核費用）。

基于以上的合同電量偏差處理與結算和考核規定，應能有效解決市場電量平衡的問題并對市場主體形成一定的約束。

在現貨市場（日前、日內、實時交易）建立前，電力平衡主要通過調峰和輔助服務來解決。“基本規則”第九章“輔助服務”中規定：

電力調度機構根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地區，可以通過競價方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。用電側未實行峰谷電價的地區，根據電力用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算電力用戶對電網調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。與貢獻度為正的電力用戶簽訂直接交易合同的電廠，免除相應直接交易電量調峰補償費用的分攤。電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用；剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用。推廣用電用能在線監測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

此前我國東北地區啟動了電力輔助服務（主要指調峰服務）市場專項改革試點，包括實時深度調峰交易、火電停機備用交易、可中斷負荷調峰交易、電儲能調峰交易、火電應急啟停調峰交易、跨省調峰交易。除上述交易品種外，東北電力輔助服務市場還包括抽水蓄能超額使用輔助服務、黑啟動輔助服務等其他交易品種。調峰即為滿足電力系統日尖峰（低谷）負荷的系統功率平衡，對發電機（負荷）功率所進行的調整，是我國電力系統調度運行中特有的概念，在國外電力市場中調峰不被認為是一個輔助服務品種，而是在現貨市場中解決的。但在我國電力市場的過渡期，建立單獨的調峰服務市場也是一種可行的選擇。