一、概述

國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司于2017年印發了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，提出“隨著電力體制改革全面深化，電力中長期交易規模不斷擴大，亟待加快探索建立電力現貨交易機制，改變計劃調度方式，發現電力商品價格，形成市場化的電力電量平衡機制，逐步中長期交易和現貨市場交易相結合的電力市場體系，充分發揮市場在電力資源配置中的作用，進一步釋放改革紅利。”明確了試點地區應圍繞形成日內分時電價機制，在明確現貨市場優化目標的基礎上，建立安全約束下的現貨市場出清機制和阻塞管理機制。組織市場主體開展日前、日內電能量交易，實現調度運行和市場交易有機銜接，促進電力系統安全運行、市場有效運行，形成體現時間和位置特性的電能量商品價格，為市場主體提供反映市場供需和生產成本的價格信號。選擇了解廣東、浙江等8個地區作為第一批試點，加快組織推動電力現貨市場建設工作。并明確要求試點地區在2018年底前啟動電力現貨市場試運行。

試點地區根據國家建設電力現貨市場的要求，開展了一系列推進現貨市場試點建設的工作。如浙江《浙江電力體制改革綜合試點方案》(浙政發〔2017〕39號)(簡稱《方案》)。《方案》一是明確提出浙江電力市場的目標是“建立以現貨市場為主體，電力金融市場為補充的省級電力市場體系。”特別明確電力市場以建設現貨市場為目標。二是明確中期市場探索可再生能源市場參與機制，推行能源綠色證書交易。可再生能源參與市場與綠色證書交易將使浙江電力市場建設更具特色，既能保證可再生能源發電的全額收購，更能促進可再生能源的持續良性發展。三是市場建設分為三個階段，體現積極穩妥，分步實施的思想。遵循規模由大到小，交易品種逐漸增加，交易機制逐步完善，市場模式逐步優化，并分為初期市場、中期市場和目標市場三個階段。四是市場建設時間安排上不急于求成，確保有序進行。市場建設從謀劃、設計開始，到實現目標市場，其時間跨度需7年以上。爭取2019年上半年實現初期電力市場試運行。到2020年，基本形成較為完備的電力市場體系，再過渡到中期電力市場。到2022年以后建成浙江目標電力市場。五是《方案》注意借鑒國內外電力市場建設與運行經驗。引進了具有豐富電力市場設計運行經驗的國際國內專家組成的聯合咨詢團隊協助開展市場設計建設。目前已按期取得了咨詢成果，為現貨市場建設奠定了基礎。

今年8月28日，廣東省經濟和信息化委、廣東省發展改革委、南方能源監管局關于征求《南方(以廣東起步)電力現貨市場實施方案(稿)》(簡稱《方案稿》)意見的函。《方案稿》提出了與9號文相致的的總體要求，并提出了建設目標：近期(至2019年底)，建立場內集中交易與場外協商交易互補、常用曲線合約與自定義曲線合約相結合的中長期電能量市場，提供多次組織的年、月、周交易品種，實現市場主體中長期合約簽訂、中長期電量偏差調整和價格波動風險管理。建立全電量競價的日前、實時現貨電能量市場交易機制，通過市場競爭形成有效反映電力商品時空價值的價格信號;建立調頻輔助服務的市場化交易機制，初期與電能量交易市場分開獨立運行;探索研究市場化的需求側響應機制。提出了廣東電力市場分為電力批發市場和電力零售市場的構架。現階段，電力批發市場采用“電能量市場+輔助服務市場”的市場架構。建設全電量競價的電能量現貨市場，基于節點邊際電價確定發用兩側電能量現貨市場價格;建設調頻輔助服務市場，形成市場化的調頻價格。電力零售市場由售電公司與電力用戶通過市場化交易形成零售合同。簽約的電力用戶由售電公司代理參與電力批發市場。日前電能量市場采用全電量申報、集中優化出清的方式開展。在“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的起步模式下，參與市場的發電機組在日前電能量市場中申報運行日的量價信息，參與批發市場的用戶、售電公司在日前電能量市場中申報運行日的用電需求曲線，不申報價格。在“發電側報量報價、用戶側報量報價”的模式下，參與市場的發電機組在日前電能量市場中申報運行日的量價信息，參與批發市場的用戶、售電公司在日前電能量市場中申報運行日的用電需求量價曲線。日前電能量市場出清結束后，根據運行日的系統負荷預測、母線負荷預測等電網運行邊界條件，以社會福利最大化為優化目標，采用安全約束方法進行集中優化計算，對運行日的機組開機組合與出力曲線進行調整，確保滿足運行日的電力供需平衡、電網安全運行以及清潔能源消納需求等。實時電能量市場采用全電量集中優化出清的方式開展。發電側采用日前電能量市場封存的申報信息進行出清，用戶側無需進行申報。根據發電側在日前電能量市場中的申報信息，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，以社會福利最大化為優化目標，采用安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算，出清得到各發電機組需要實際執行的發電計劃和實時節點電價。初期設置調頻輔助服務交易品種，與現貨電能量市場分開獨立運行。調頻市場采用日前預出清、實時正式出清的方式開展。

從全國來看，浙江、廣東等省啟動了電力現貨市場建設工作，做了不少前期工作，也取得了不少成績，但電力交易市場離真正的現貨交易距離還很遠。

二、關于電力現貨市場建設的幾點思考

電力現貨市場是電力市場化的重要標志，從商品交易特性看，如果沒有現貨交易，算不上是完整的市場，電力既然是商品，它和其它商品一樣，應當有現貨交易屬性。只有現貨市場建設并穩定運行起來，電力市場才有生機，獨立售電企業才能有獲得市場份額的更大機會。但是，從9號文件印發三年多來的情況看，我國電力市場化改革進程中，穩健有余，積極不足，文件多于行動，阻力大于推力，雖未停步不前，但步履蹣跚，舉步維艱。電力市場化改革越深化，碰到的問題越多，涉及利益調整的問題越突出，阻力也越大。由于現貨市場建設中出現的困難和阻力不易解決，原計劃今年內啟動現貨市場試運行的可能性只能看廣東了。本人認為，要推進電力現貨市場建設，以下幾個問題應當引起重視。

1電力市場現貨交易應以省（市）區域為主，跨省區域為輔

現貨市場應是在中長期交易合約的基礎上在交易平臺上交易的電力現貨電能，其電能量和電價由市場交易即時確定。在以中長期電能量交易為重點的基礎上，才能較好地使市場交易各方的利益得到有效而公平的維護，才能較好控制電網可靠而安全地運行，才能較好保障電力交易系統運行平穩而有序。根據當前實際情況，省區之間電力交易受行政區域的約束和電力傳輸能力限制及輸電經濟性等影響不可忽視。從歷史情況看，省區間電力交易在豐電情形下，問題不大，在缺電情形下，各省區政府一定會以行政手段調控電力交易，遵循的原則是首先保證本省區電力的供應，不能因省外電價高而大量跨省區交易而影響當地電力供應。從電網本身來看，省間500千伏聯絡線的輸送方式一般在N-1工況下運行，一條4×400線徑的500千伏輸電線路通常控制在120萬千瓦負荷下運行，如江浙兩省電力裝機容量已是1億千瓦左右的省，500千伏省間聯絡線更多的是為了事故應急;交、直流特高壓線路有強大的輸電能力，但在電力現貨市場中，其運行可靠性仍存在在不同程度的擔憂，在跨省區電力調度控制上也存在協調上的困難，調度操作指揮上協調存在難處。跨省區輸電與現貨交易在經濟上也不一定是最佳選擇，遠距離輸電的建設與運行成本及線損影響其經濟性，只有在保障電力供應為唯一目標時才具有獨特的優勢。

2輔助服務應當納入現貨交易，以保證電能質量的合格與經濟

輔助服務包含了調峰、調頻、備用、無功、黑啟動等等。現貨市場交易以當日為交易時間單位，再細分時段。輔助服務應當貫穿于整個交易日的任一時段。參與調峰是參與現貨交易發電機組的首要輔助服務，盡管各市場內的峰谷差表現形式不盡相同，但電網運行的峰谷差必然存在。如浙江電網峰谷差最大時近40%，通常也在30%左右。國家能源局近幾年倡導的機組靈活性改造其目的就是為了滿足電網調峰的需要。系統內成百上千臺機組在同步運行，機組有功輸出的大小及受端負荷的變化直接影響系統頻率，系統頻率是否在合格范圍內，也將影響到用戶電氣設備的運行狀態。因此，電力系統調度需要通過調峰、備用等手段使有功得以平衡，電網頻率在合格范圍以內，其偏差盡可能的小。由于發電機組在調峰工況下運行能耗明顯增大，經濟性將變差，也就是說發電成本將上升。再是，電力系統中，電能包含了有功和無功兩部分能量，無功對有功電能的傳輸具有支撐性作用，可以有效減少有功損耗，從而降低交易電能成本，這是無功的經濟性作用。無功的另一重要作用是保障電力系統的安全穩定運行。無功不能遠距離輸送，應當就地平衡，發電機組應當具備電壓自動控制能力，在系統電壓變化時通過發電機功角的自動調節維持母線電壓在合格水平，當系統電壓明顯偏高時，應當按電網調度指令進相運行。電網中的輸變電設備應當根據系統運行特性配以足夠的無功裝置，以保障電網自身的無功平衡。用戶側也應當根據用電設備的具體情況，在供電企業的指導下配置相應的無功裝置。無功也是一種能量，其目的是為了電網運行在正常的電壓范圍內，保護電力設備的可靠性與安全性。但是，對發電機組來說，發無功也需要消耗能量，即也需要生產成本，因此，現貨電力市場對無功也應定價，買方應當支付無功費用。因此，本人認為電力現貨市場僅安排調頻輸助服務交易是不夠的。

3堅持公開透明，一視同仁的原則在交易平臺上進行現貨交易

現貨市場的根本特點是由買賣雙方在交易平臺上實時交易電能，由市場需求狀況定價，不受其他條件的影響，特別是應當限制人為因素(電網應急事故處理除外)的影響。交易的電能應當包括煤電、氣電、核電、可再生能源發電和輔助服務等。以中長期合約為主的電力市場中，現貨市場交易的電能量占整個社會用電量的比例是不大的，因此對電力系統運行的影響也不會有大的不良影響。考慮核電運行的安全性，如果在日前交易中明確量與價，調度機構在當日運行方式的安排中予以優化，則不影響核電機組的安全運行。另外，國家要求對可再生能源實施保障性收購，隨著技術的進步，發電成本的降低，國家補貼政策的變化，與煤電標桿電價等價上網的條件日趨成熟。近日，國家能源局綜合司發布了征求“關于加快推進風電、光伏發電平價上網有關工作的通知”意見的函，意味著風電、光伏平價上網的條件已基本滿足，可以參與電力現貨市場交易。如果政府補貼單獨按交易電量支付，則風電、光伏發電參與市場的條件更好，尤其是光伏發電都處于電網運行高峰時段，更具有其市場競爭力。對跨省區電力也應參與現貨交易，至少是部分參與。這樣的現貨電力市場才有活力與生氣，才顯得公平，才能不斷擴大市場。在電力現貨市場中，如果僅有火電的現貨交易，那么隨著煤電發展的限制，電力現貨市場也有可能隨之萎縮。

4交易機構與調度機構的關系必須厘清

根據2011年1月8日《國務院關于廢止和修改部分行政法規的決定》修正的《 電網調度管理條例》規定電網調度機構負責保障電網的安全、優質、經濟運行，對電網運行進行的組織、指揮、指導和協調。電網調度應當符合社會主義市場經濟的要求和電網運行的客觀規律。 中華人民共和國境內的發電、供電、用電單位以及其他有關單位和個人，必須遵守條例。任何單位和個人不得違反電網調度條例干預調度系統的值班人員發布或者執行調度指令;電網調度系統的值班人員依法執行公務，有權拒絕各種非法干預。

9號文件規定“電力交易機構主要負責市場平臺的建設、運行和管理，負責交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。”

從上述表述看，對電網的作用，調度機構明顯大于電力交易機構，如果按市場交易的結果去調度電網運行，不是一個簡單的事。因此，電力現貨市場建設中兩者之間的不協調性是必然會產生的。現在的突出爭議在于交易機構認為調度機構應按照交易結果進行調度，使交易電力電量在電網上按交易結果輸配到市場主體。而調度機構認為電力調度有自己的調度規程，首要任務是保障電網安全運行，交易機構應當根據當日調度結果去清算交易。盡管目前交易和調度機構同屬電網企業，但也各執一詞，較難調和。如果電力交易機構實現了完全的獨立，兩者之間的行為必須以法規的形式予以界定，否則必然爭論不休，難以運作。從電力市場角度看，電力調度機構執行交易結果進行調度不至于對調度安全帶來風險，其前提是雙方必須建立可靠的行為規范制度，加強交流聯絡，實施信息共享。再是在電網出現應急的情況下調度有權按事故應急處置規定調度電網運行，暫時中斷交易，應急處置事故，待系統運行恢復正常后再進行市場交易。處理交易與調度的關系，更多的應是電力調度機構轉變觀念，改進調度方式，在一般情況下應按交易機構的交易結果調度電力。最重要的的是政府必須加快組織對電網調度規程作出相應修改完善，以適應電力交易市場建設的需要。

作者系浙江能源監管辦原專員