摘要

在新一輪電力體制改革背景下,現貨市場作為連接中長期交易與實時運行的關鍵環節,能充分還原電力的商品屬性,真正起到價格發現和資源優化配置的作用。目前我國首批八個現貨試點已全部投入模擬試運行,現貨市場建設取得階段性成就;隨著當前我國電力體制改革的全面深化,現貨市場的全面鋪開已成為下一階段我國電力市場建設的核心與重點。值此新電改的關鍵階段,亟需開展現貨市場設計的回顧總結工作,通過比較分析不同省(區)現貨市場建設的情況,既可為上述試點地區規則的完善提供參考,也為我國其余未開展現貨試點的地區提供經驗借鑒。為此,該文根據我國現貨市場建設的迫切需求,提煉總結了市場建設的關鍵要點,包括中長期交易與現貨交易的協調機制和現貨市場模式等六個方面。緊接著,從電源結構、電網特點和市場實踐經驗等多維度、多層次地剖析了不同區域的電力行業現狀。以此為基礎,運用關聯圖法對市場機制與電力現狀特征開展相關性分析,提煉現貨市場機制設計的內在邏輯。最后,結合我國國情,提出未來我國現貨市場建設的相關建議。

（文章發表于 中國電機工程學報，作者宋永華, 包銘磊, 丁一, 邵常政, 尚楠）

0 引言

2015年,《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015] 9號,以下簡稱9號文)及相關配套文件的出臺揭開了我國新一輪電力體制改革的序幕[1]。在9號文的指導下,各省(區)結合政策要求和自身實際紛紛開展了包括輸配電價核定、售電側改革、直接交易等多種類型的改革實踐,電力市場化建設取得較大進展[2]。然而,前述的電力市場建設尚處于初級階段,大多數省(區)的市場化交易仍停留在年度、月度等中長期時間跨度,且交易標的物以電量為主,電力系統調度仍保持著計劃管理方式,市場價格難以有效反映電力供需的實時變化,距離開放成熟的電力市場仍有一段距離[2]。

為進一步推動電力市場體系的建設,2017年8月31日國家發改委、國家能源局發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》,選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區作為第一批電力現貨市場改革試點[3]。在此背景下,八個試點地區均結合自身實際情況編制市場規則與開發技術支持系統,于2019年6月底前已經全部投入現貨市場模擬試運行[4]。作為電力現貨市場建設的排頭兵,八個試點地區的市場模式選擇、市場規則設計等內容將直接為后續我國電力體制改革的推進提供典型的參考樣板。現階段我國現貨市場建設已進入攻堅期,亟需開展階段性回顧與總結工作。文獻[5-6]分別介紹了廣東電力現貨市場的規則設計及模擬運行情況,對電力市場的出清結果進行了分析。文獻[7]介紹了四川建設電力現貨市場面臨的問題并提出了相應的解決方案。文獻[8]介紹了浙江現貨市場規則,并研究了市場規則對發電企業的競爭力影響。上述的文獻僅局限于介紹某一特定試點區域的現貨市場建設進展,對市場機制設計的深層次原因缺乏必要分析,與其余現貨試點省份的市場規則和建設要點也鮮有對比總結。事實上,考慮到各試點地區電源結構和電網特點等方面的差異,其設計的市場規則差距也較大。為此,亟需開展各試點地區市場規則的比對分析,從中總結現貨市場機制設計建設經驗,一方面可以為未開展現貨試點的地區提供參考與借鑒,找到現貨市場建設的出發點與著力點;另一方面,可以幫助已開展現貨市場的試點地區繼續完善自身的市場機制設計,確保后續市場建設的穩步推進。

考慮到現貨市場改革的復雜程度高、影響范圍廣和技術性等特點,從關鍵要點和關鍵技術著手研究并解決,是開展現貨市場建設的有效手段。為此,本文首先從技術層面梳理了現貨市場建設的關鍵要點,包括中長期交易與現貨交易的協調機制、現貨市場模式、定價機制、市場組成、報價方式、調度機構與交易中心職責分工6個方面。緊接著,本文從電源結構、電網特點和市場實踐經驗等多維度、多層次地剖析了不同區域的電力行業現狀。以此為基礎,本文對比分析了各試點地區的現貨市場規則,運用關聯圖法對市場機制與電力現狀特征開展相關性分析,提煉現貨市場機制設計的內在邏輯。最后結合我國國情,提出了未來我國開展現貨市場建設的相關建議,以期為未建設現貨市場的地區提供借鑒。

1 電力現貨市場建設關鍵要點梳理

參考現階段我國電力現貨市場建設迫切需要解決的問題,并結合試點地區在規則制定過程中重點討論的內容,筆者梳理總結了6個關鍵要點,如圖1所示。

圖1 現貨市場建設關鍵要點總結

1.1 中長期交易與現貨交易的協調機制

按照“管住中間,放開兩頭”的思路,我國以直接交易作為電力市場改革的切入點,開展了以年度、月度等周期在內的中長期交易。然而,現階段我國已開展的中長期交易主要是電量合約,發用雙方交易確定的是年度或月度的總電量[9]。如何有序協調直接交易確定的電量與現貨市場交易的電力,是市場建設重點需要解決的問題。

為保證實現中長期交易電量與現貨市場的銜接,亟需建立中長期電量合約的曲線分解方法。中長期電量分解后的曲線可以選擇以“物理”或“金融”的方式執行[10-11]。若采用物理方式執行,在不違背安全約束的前提下,合約電量需要予以物理執行,再通過現貨交易對系統的偏差電量進行調整。若采用金融方式執行,合約電量不需要物理執行,僅用于金融結算,針對現貨市場出清結果與合約曲線的偏差電量,按現貨市場的價格進行偏差結算[10]。

為確保與現貨交易的有序銜接,國家發改委也提出了2020年開始我國將逐步建立發用電雙方帶曲線交易的中長期交易模式[12]。國外典型市場的中長期交易主要是帶時標的電力合約,包括物理合約和金融合約兩種形式。電力合約一方面可由發用雙方自主協商簽訂,另一方面可通過交易中心拍賣簽訂,典型地區有美國PJM和英國。

1.2 現貨市場模式

為構建科學有效的現貨市場體系,選擇合理的現貨市場模式是首要環節。根據現貨交易與中長期交易的協調方式,我國本輪電力體制改革可選擇的現貨市場模式主要包括以中長期物理合約為主的分散式市場和以電力庫競價交易為主的集中式市場,如圖2所示[13-15]。其中采用集中式市場的國家有美國、新加坡、加拿大、澳洲和新西蘭等[8],采用分散式市場的國家主要有英國[13]。

圖2 集中式市場與分散式市場比較分析

集中式市場是指買賣雙方的報價與物理交易均需要通過電力庫進行,系統運行機構根據發用雙方的報價情況采用全電量集中優化出清并統一安排調度計劃。通常,集中式市場下發用雙方所簽訂的合約形式一般為金融性質的差價合約,僅用于金融結算,無需物理交割,一般情況下也無需提交給調度機構進行安全校核[15]。

相反,分散式市場則更強調電力商品交易的流動性,允許發電商與用戶自主簽訂雙邊合約,獨立決定電力的成交數量及價格。分散式市場下,發用雙方簽訂的合約以物理合約為主,在現貨市場開展前,市場主體需要根據所簽訂的物理合約自主安排自身的發用電計劃并提交給調度機構[15]。市場主體提交發用電計劃造成的偏差,由電力調度機構運用實時市場的平衡機制來解決[16]。

需要說明的是,隨著市場建設的不斷完善和發展,在特定情況下(如跨區交易),集中式市場中也允許部分物理合約的存在,如美國PJM、北歐等[2]。在現貨市場出清前,市場主體可提前申報需要執行的物理合約量,此部分電量會作為外部輸入條件放在市場集中出清模型中考慮[10]。

1.3 現貨市場定價機制

電價制定事關民生問題,牽一發而動全身,對于社會穩定和公平都有重大影響。現階段,我國電價管理正以政府定價向市場化定價轉變,以煤電機組上網電價為例,我國當前已采用“基準價+上下浮動”市場化價格機制取代了以煤電聯動為基礎的電價調整機制[17]。除煤電機組外其余發電機組仍采用標桿電價,即同類型機組享受相同電價。用戶側采用目錄電價,即同電壓等級、同類型用戶享受相同電價。現貨市場環境下,電力在不同時間、不同位置的價值不同,與當前的定價機制相差較大。未來如何制定合理的定價機制,對于改革的平穩過渡具有重要意義。

現貨市場環境下,電價采用隨時間變化的實時電價,并且根據阻塞程度的不同,典型電力現貨市場的定價機制可分為統一電價、區域電價和節點電價3類[18-20],其中采用節點電價的典型區域主要包括美國、新加坡和新西蘭等;采用區域電價的典型區域主要有北歐和澳洲等;采用統一電價的典型區域有英國[13]。需要說明的是,此處的定價機制主要指發電側電價,對于用戶側,不同市場主體的電價形式不同。以美國德州市場為例,直接參與市場的大用戶和售電公司主要采用區域或者系統內節點電價的加權平均;居民用戶采用與售電公司協商、州政府審批的方式確定電價,如分時電價、階梯電價等[21]。

1.4 現貨市場組成

按照交易時序不同,現貨市場通常包括日前市場、日內市場和實時市場的部分或全部,市場組成的選擇對于現貨市場的組織運行具有重要意義。美國PJM、德州和加州的現貨市場主要包括日前市場和實時市場[10],北歐現貨市場則由日前市場、日內市場和實時市場組成[2],澳洲則僅有實時市場[22]。

日前市場是電力交易的主要平臺,一般根據發用電雙方提交的報價集中出清形成日前交易計劃,為下一個運行日的系統運行提供一個參考基點[10]。日內市場則是在日前市場關閉后,為市場成員提供一個調整日前交易計劃的平臺,其交易規模一般較小[2]。實時市場是最接近系統實時運行的市場,其主要作用不在于開展電力交易,而更關注系統的實時平衡和系統安全運行。根據超短期負荷預測與發電機組最新報價等條件,實時市場可以形成最貼近系統實時運行的交易計劃,保證電網的安全運行[10]。

需要說明的是,日前市場出清與調度計劃安排并無確定性的聯系,即日前市場出清結果是否物理執行視情況而定。不過,實時市場的出清結果均用于物理執行。美國德州的日前市場是自愿參與的金融性市場,在市場出清時考慮發電商、用戶的報價及虛擬報價,出清結果僅用于結算。為了實現日前調度計劃的安排,美國德州在日前市場后會設立一個可靠性機組組合環節[21],用于確定機組開停計劃、系統備用容量等實際執行的結果,在出清時采用的是發電商報價和負荷預測。北歐的日前市場考慮區域間的聯絡線約束后出清,出清結束后跨區聯絡線的功率輸送是物理執行的。日內市場是對日前市場確定的交易計劃進行調整,調整后的跨區聯絡線的功率是物理執行的。

此外,上述部分國家雖然在日前和日內可能未設有市場,但并不意味著它們在日前與日內不進行調度計劃安排。澳洲市場雖沒有日前與日內市場,但是其在實時市場前設有預出清機制,不斷根據新的負荷預測和發電企業修改后的報價等條件滾動計算得到出清結果并公布給市場主體[22]。澳洲設立預出清機制的主要目的是鼓勵發電企業對于出清結果和系統可能出現的問題做出積極反應,避免運行中心采用強制性的干預措施[22]。同樣,美國德州、PJM等市場雖沒有日內市場,但在日內也設有滾動出清機制[23]。

1.5 現貨市場報價方式

作為現貨市場的重要主體,電力用戶或售電主體參與市場方式的設計對于市場主體的培育、市場建設的有序推進都起到至關重要的作用。用戶參與現貨市場方式主要取決于報價方式,包括單邊報價和雙邊報價兩種[13,25]。其中采用雙邊報價的典型市場包括美國和北歐,采用單邊報價的是英國早期的電力庫模式和澳洲[13]。需要說明的是,此處的報價方式指的是日前市場。實時市場的出清結果由于要物理執行,國外電力市場一般僅允許可調度負荷在實時市場中報價,不可調度負荷無需報價,市場出清時用負荷預測值代替,典型地區有美國德州、PJM和北歐[26-27]。

單邊報價只需要發電商向市場提交供給曲線,市場出清時采用負荷預測確定每臺機組的發電計劃和市場價格。單邊報價模式下,用戶作為價格接受者,在具體實施時較為簡單,不過割裂了需求與供給的關系[28]。雙邊報價要求發電商和用戶需要分別向市場提供供給曲線和需求曲線,在沒有阻塞的情況下,供給與需求曲線的交點即為市場出清價格。

1.6 調度機構與交易中心的職責分工

調度機構與交易中心作為現貨市場運行不可或缺的2個部門,對于保證電力市場及電力系統穩定運行具有重要作用。當前,我國機構設置呈現“調度機構在電網企業內部,交易中心相對獨立”的局面,交易中心與調度機構職能分工暫未明確。因此,在進行現貨市場建設時,亟需明確調度機構與交易中心兩者之間的職能分工。

參考國外電力市場的機構設置,美國電力市場調度與交易是一體的,合稱為獨立系統運營商[2](interdependent system operator,ISO)。北歐市場交易中心相對獨立,調度機構在電網企業內部,合稱為輸電系統運營商[2](transmission system operator, TSO)。英國市場交易中心、調度機構和電網企業三者都互相獨立[29]。

北歐的日前市場與日內市場僅考慮價區間聯絡線的傳輸限制,模型相對簡單,由交易中心組織,實時市場由TSO組織[2]。英國日前市場不考慮系統物理模型出清,由交易中心組織,實時市場由調度機構組織[29]。美國德州市場由運行主要由德州電力可靠性委員負責會(ERCOT)負責。雖然調度與交易一體,但ERCOT下設的調度與交易兩個部門是分開的,德州的日前市場由于為金融性市場,由交易部門運行,實時市場則由調度部門運行[30]。需要進一步說明的是,美國德州日前市場結束后的可靠性機組組合是由調度部門負責[30]。

國外市場機構的分工經驗,如果日前市場是金融性的市場,則可以由交易中心運行管理;如果日前市場與實際系統運行聯系較緊密,市場出清結果是有待執行的物理性安排,則由調度機構運行。 

2 試點地區現貨市場規則比較分析

2.1 試點地區電力行業現狀比較

截止到2019年7月,八個試點地區中廣東[31]、浙江[32]、四川[33]、山東[34]和蒙西[35]已經分別公布了現貨市場設計規則的征求意見稿。由于試點地區現貨市場規則設計與自身實際緊密相關,為此本節首先梳理了試點地區電力行業現狀。

圖2 集中式市場與分散式市場比較分析

本文從電源結構、電網特點和市場實踐經驗等維度剖析了不同區域的電力行業現狀,如圖3所示。以此為基礎,本文對各試點地區的電力行業現狀進行了梳理比較,如表1所示。

表1 試點地區電力行業現狀比較

電力供需情況方面,廣東、浙江和山東是典型能源受端省份,其中,廣東和浙江外來電占省內負荷的比重較高,達30%左右[36]。四川和蒙西則是典型能源送端省份,2018年四川全口徑外送電量1333.25億kW•h[37]。

不同電源占比方面,5個試點地區電源類型均多樣化,包括煤電、氣電、水電、光伏和風電等。其中,廣東[5]、浙江、山東[38]和蒙西[39]都以煤電為主;四川則以水電為主[33]。此外,相較于其余4個試點地區,蒙西光伏和風電的占比較高,2018年6月底占比為35.13%[39]。

電網阻塞情況方面,廣東電網阻塞較為嚴重,粵東西北地區送出斷面阻塞頻繁發生[36]。山東[40]、四川[33]和蒙西[39]電網阻塞在負荷高峰時常發生在部分區域間斷面處;浙江電網阻塞常發生在浙北、浙南和浙中3個區域聯絡線。

電網調峰方面,由于可再生能源占比較高(如蒙西)、高比例的水電無法參與調峰(如四川)、較高比例的外來電無法參與調峰(如浙江和廣東)等因素,多數試點地區調峰資源并不充裕。

市場實踐經驗方面,試點地區均開展了以年度、月度為主的中長期電量交易,積累了較為豐富的市場建設經驗。相較于其余試點地區市場化交易電量占全社會用電量的比重(30%左右)[41],蒙西2017年市場化交易電量占網內總售電量的比重達71%[42]。此外,在現貨市場建設實踐方面部分試點地區已經開展,浙江省在2000年投運的發電市場運行3年,蒙西在多邊交易的基礎上在2017年底探索了以日前為周期的新能源替代燃煤自備電廠的交易[42]。  

市場主體成熟度方面,雖然試點地區均允許售電公司和大用戶參與中長期交易,但以電量為標的的交易與現貨交易仍相距較遠,用戶和售電公司市場主體成熟度有待提高。不過,現階段廣東已經開展現貨市場試運行并進行試結算,蒙西則由于中長期交易占比較高并且已經探索了新能源替代燃煤自備電廠的交易,市場主體的市場意識取得了一定提升。

市場建設目標方面,各試點地區的目標可歸結為還原電力商品屬性、發現電力價格信號、賦予市場主體自主選擇權、促進清潔能源消納等。調度方式方面,當前各試點地區都采用集中調度的方式,由調度機構統一確定機組組合和日發電計劃。

2.2 試點地區市場機制梳理

根據前文總結的關鍵要點,本節對試點地區的市場規則進行梳理比較,如表2所示。

表2 試點地區市場規則對比

中長期交易與現貨交易協調機制方面,對于中長期交易電量的分解與中長期電力交易的開展這兩方面不同試點地區做法不同。首先對于省內中長期交易電量分解,廣東[31]、山東[34]、浙江[32]和四川[33]均規定分解曲線為金融性質,蒙西[35]則規定分解曲線為物理性質。四川還規定省間中長期交易電量由國家調度機構按照省間市場規則分解為中長期日曲線,需要物理執行。對于中長期電力交易,廣東、浙江、山東和四川都要求發電商與市場用戶簽訂電力金融合約,蒙西則要求簽訂電力物理合約。

現貨市場模式方面,廣東[31]、浙江[32]、四川[33]和山東[34]的市場規則明確提出采用集中式市場模式,蒙西[35]市場規則中規定現貨市場在中長期合約物理執行的基礎上開展,其市場模式更接近于分散式模式。

現貨市場定價機制方面,廣東[31]、浙江[32]和山東[34]發電側采用節點電價,四川[33]發電側采用統一電價,蒙西[35]發電側采用所有節點或區域電價的加權平均。對于市場化用戶或售電公司,廣東、山東、浙江和蒙西均采用系統內所有節點電價的加權平均,四川采用統一電價。由此可以發現,試點地區在發電側多采用節點電價,在用戶側對于市場化用戶或售電公司多采用節點電價的加權平均。

現貨市場組成方面,廣東[31]、浙江[32]、四川[33]和山東[34]均采用日前市場加實時市場,而蒙西[35]則引入日前市場、日內市場和實時市場的方式。由此可以發現,所有試點地區均引入日前市場和實時市場,部分地區引入日內市場。

現貨市場報價方面,廣東[31]、浙江[32]、四川[33]和山東[34]均采用雙邊報價,蒙西[35]則采用單邊報價。不過需要注意的是,廣東、四川和山東雖然采用雙邊報價,但是要求用戶只申報運行日的電力需求的量,不申報價格。

交易中心與調度機構職責分工方面,廣東[31]、四川[33]和蒙西[35]的市場規則對此表述較為明確,廣東和四川要求調度機構負責日前市場和實時市場,交易中心負責中長期交易;蒙西則是交易中心負責中長期交易組織,同時協助調度機構組織現貨交易和輔助服務交易,而調度機構負責現貨交易的組織運營。浙江[32]和山東[34]調度與交易的職責分工尚未明確,提出交易中心與調度機構共同負責日前市場和實時市場的運行。

2.3 試點地區市場機制設計必要性分析

基于各試點地區的電力行業現狀及市場規則,本節運用關聯圖法對市場機制設計開展相關性分析,如圖4所示。關聯圖的輸入量為構建的電力行業特征,包括可再生能源占比、電力供需、網絡阻塞等方面;輸出量為各試點地區市場機制設計,圓弧連接表示輸入量與輸出量的關聯性,圓弧寬度則表示輸入與輸出關聯的緊密程度。以中長期交易與現貨交易協調這一輸出量為例,其與網絡阻塞、市場化交易、現貨市場實踐及市場主體成熟度間關聯度較高,對應圓弧較寬;與可再生能源占比、外來(外送)電力及調峰資源關聯度較低,對應圓弧較窄。下面分別就市場機制的六個方面進行討論。

中長期交易與現貨交易協調方面,廣東、浙江等多數試點地區規定分解的曲線用于金融結算,這主要與電網阻塞、調峰資源、市場化交易情況、市場主體成熟度和清潔能源消納等因素有關,具體包括：

1）若分解的曲線用于物理執行,一方面由于曲線分解時未充分考慮輸電斷面容量等因素,曲線分解的結果一旦不合理或不符合系統運行實際,就可能造成部分輸電斷面重載、滿載,加劇系統阻 塞[9];另一方面,若系統本身存在較多潛在的阻塞風險,分解的物理性質曲線可能會由于安全校核不通過而被調整(如被削減)[2]。金融合約因具備不必強制物理執行的特征,能夠較好地規避上述問題[2]。

2）分解的曲線若物理執行會固化發電機組的出力空間,使得機組的可調度出力范圍大大縮小,使得電網的調峰資源更加緊張[9]。

3）當前以電量為標的的直接交易使得各類用戶對于自身的用電行為了解較少,市場主體參與現貨市場的成熟度較低,發用雙方自主分解或交易中心代為分解的曲線可能與實際用電情況偏差較大,分解的曲線物理執行可能會使電網出現意想不到的運行方式[9]。

4）多數試點地區電源結構以煤電或水電為主,電網的靈活性相對較低,若直接交易分解的曲線剛性執行,電網跟蹤新能源波動的能力將進一步下降,這對清潔能源的消納將產生不利的影響[44]。

5）中長期電量分解的曲線按照物理或金融模式執行雖然都能起到鎖定電力價格和規避風險的作用,但是物理執行的曲線會擠壓現貨市場的規模,金融執行的曲線因僅具有財務結算的意義,則對現貨市場的運行影響較小[11]。而對于蒙西,其分解的曲線物理執行的原因可能包括系統阻塞程度不嚴重、調峰資源較為充裕和市場主體成熟度較高等。

現貨市場模式方面,廣東、浙江等多數試點地區采用集中式的市場模式,其主要與電網阻塞、調峰資源、調度方式、市場化交易情況、現貨市場實踐、市場主體成熟度、市場建設目標和優化求解速度等因素有關,具體包括：

1）分散式模式對電力系統網架要求較高,適用于阻塞程度較小、調峰資源較為充裕的地區。對于電網阻塞較嚴重、調峰資源不夠充裕的地區,集中式模式能更大范圍地優化調峰等資源的配置[9]。

2）集中式市場基于統一調度的模式接近于當前各試點地區的調度方式,由調度機構確定機組的啟停計劃[15]。

3）集中式市場的金融合約僅用于金融結算,既具備風險管理的功能,同時分解曲線與實際負荷產生的偏差也不會對調度造成影響,適用于多數試點地區市場主體成熟度相對較低的情況。

4）相較于分散式市場,集中式市場通過全電量出清,產生的價格信號更能準確反映系統的實時供需狀況。

5）可借鑒上一輪電力體制改革的經驗,以浙江為例,2000年浙江發電市場采用集中式模式的實踐[32],可為現階段的市場建設提供參考。

6）集中式市場采用的出清模型較為復雜,雖然對優化模型的求解速度及效率要求較 高[25],不過國外多年的市場建設實踐證明當前的技術可滿足求解的需要。而對于蒙西,采用分散式模式的主要是由于前期準現貨市場探索積累的經驗、市場主體的成熟度較高、電網阻塞相對較輕等。

定價機制方面,廣東等多數試點地區在發電側采用節點電價,在用戶側對于市場化用戶或售電公司多采用節點電價的加權平均,這主要是由于網絡阻塞、市場主體成熟度和現貨市場目標等因素決定,具體表現為：

1）節點電價是考慮系統阻塞和各類設備約束的條件下在不同節點形成的價格,適用于阻塞程度較為嚴重的試點區域,可為調度機構提供高效的阻塞管理手段[45]。

2）發電側采用節點電價可提供更為有效的電價信號,符合多數試點地區改革需求。節點電價可有效反映系統中不同地理位置電力的價值和線路的阻塞情況,能為電力投資者提供良好的價格信號,引導電力網絡的建設[18]。

3）用戶側采用節點電價的加權平均,可避免相近距離的用戶出現電能價格不同,或經濟發達與欠發達地區出現電價差異較大的情況,為市場成熟度相對較低的用戶所接受,在一定程度上保證社會公平,保證改革的平穩推進,符合多數試點地區的改革目標[46]。由此可以得出,試點地區的做法兼顧了市場效率與社會公平。

現貨市場組成方面,所有試點地區均采用日前市場加實時市場的形式,而蒙西在此基礎上引入了日內市場,這主要由外來(外送)電力情況、可再生能源占比和市場改革目標等因素決定,具體表示為：

1）日前市場起到價格確定和價格發現作用,其出清的結果能幫助市場參與者鎖定電能價格,規避實時市場的價格風險,有助于改革的平穩過渡[10]。此外,日前市場可有效銜接外來(外送)電力計劃與省內市場,在跨省跨區交易確定的外來(外送)交易計劃的基礎上,日前市場出清得到的交易計劃與價格才能更加有效反映系統的供需狀況。

2）由于負荷預測精度、天氣和故障等因素,日前市場的出清結果可能與系統的實際運行偏差較大。實時市場作為連接市場交易與系統物理運行的最后一道關口,其出清結果可以更好地反映系統的實際運行情況,為系統實時運行提供參考[47]。實時市場出清得到的電價還將更好的引導市場化用戶主動參與市場平衡,保證電網的安全運行,符合多數試點地區的改革需求。

3）蒙西的風電等可再生能源占比較高[42],考慮到現階段風電預測偏差較大,可能出現日前市場與實時市場出清結果差距較大的情況,給電力系統運行及風電企業均帶來較大風險。考慮到風電企業可根據最新的預測結果在日內市場修改自己的報價,日內市場的引入一方面可為調度機構保證電網穩定運行進行日內調度計劃調整提供平臺,另一方面可給風電企業調整自身交易計劃的機會,以減小市場的風險。

現貨市場報價方面,廣東等多數試點地區采用雙邊報價的形式,不過要求用戶只申報運行日的電力需求量,不申報價格,這與市場主體的成熟度、市場化交易現狀和市場改革目標等因素有關,具體表示為：

1）現階段多數試點地區以電量為標的的直接交易使得用戶對自身的用電行為尚不熟悉,難以自主的安排用電計劃。若采用雙邊報價,一方面可能使得用戶在日前所報的用電曲線與實際需求較大,偏差部分需要根據實時電價結算,用戶面臨的價格風險將增大。

2）相較于單邊報價,雙邊報價允許用戶參與電價制定的過程,引導用戶形成友好的用電習慣[28],可實現需求側對于電價的響應。考慮到雙邊報價的經濟性高等優勢,廣東等多數試點地區采用的用戶側報量不報價的方式是較好的過渡舉措,既可有效培養用戶的市場意識,又可一定程度上減小用戶的市場風險。

交易中心與調度機構職責分工方面,5個試點地區均確定由交易中心負責中長期交易,調度機構負責實時市場,而對于日前市場的責任分工存在分歧,這主要由現貨市場實踐經驗和電網特點等因素決定,具體表現為：

1）中長期交易由于與電網物理模型的耦合程度較低,可由交易中心負責。若中長期交易結果需要物理執行,則還需由調度機構進行安全校核。實時市場由于出清結果要指導電網的實際運行,確保系統的實時平衡,則由調度機構負責[25]。

2）由于多數試點地區阻塞程度較嚴重、調峰資源相對不足,在日前市場需要將物理模型納入市場出清中,市場的部分出清結果也將物理執行,因此由調度機構負責更為合適。

2.4 結合試結算數據分析試點地區市場機制

為使得上述各試點地區市場機制必要性分析更具有說服力,此處以2019年5月15日廣東現貨市場試結算的數據為例開展分析[48-50]。

市場出清電價方面,5月15日凌晨5點負荷最低點時平均出清價最低,為81.94元/(MW•h);而中午11點負荷最高點綜合出清價最高,為362元/ (MW•h),市場平均電價與統調負荷曲線吻合度非常高[48-49]。這充分說明現貨市場電價能更加精確有效地反映電力資源的時間價值,為廣東選擇集中式市場模式提供支撐依據。

廣東各市區電價分布方面,受500kV茂名站港茂甲乙線停電檢修影響,16:45時湛江、茂名地區節點電價最高,超過400元/(MW•h);而其余地市價格都小于400元/MW[49]。這充分說明節點電價能充分反映電力資源的稀缺性,為廣東選擇節點電價提供支撐依據。

日前市場與實時市場電力出清方面,5月15日由于日前預測的負荷曲線跟實際的負荷曲線基本重合,平均偏差率較小,日前市場與實時市場出清結果基本一致[48]。這充分說明日前市場起價格發現的功能和實時市場起保證系統實時平衡的功能,為廣東選擇日前市場+實時市場的組成方式提供支撐依據。

此外,5月15日日由于實際用電量比日前預測電量偏高,導致在負荷高峰時實時市場平均電價高于日前電價[50]。而初期廣東市場采用用戶側主體報量不報價、按市場價格結算的形式,日前與實時市場的價差將有效引導用戶側主體調整報價策略,有利于培養市場主體的市場意識,符合廣東現貨市場建設的目標。這也為廣東選擇用戶側主體報量不報價作為報價策略的過渡形式提供支撐依據。

3 我國現貨市場建設的相關建議

現貨市場建設是一項復雜的系統工程,涉及經濟、技術和社會等各個層面,在建設過程中應充分考慮電力商品的特殊性,實現電網運行的物理規律與市場運行的經濟規律有機結合[51]。結合近幾年參與浙江等試點地區討論的經驗,筆者認為現貨市場建設前后應遵循如下重要的原則：

1）市場建設中要明確改革重點,而后設定市場的主要目標,做到重點突破。以浙江市場為例,初期市場的主要目標是通過競爭形成電價、培育市場主體和確保市場轉換平穩過渡等,其主要任務是優先建立一個可以穩定運行的市場。為此,初期浙江市場采用如下措施控制市場風險：控制市場放開范圍,僅允許110kV以上用戶參與;針對不同電源類型制定政府授權合約,保證各類電源的收益;簡化市場復雜性,市場初期暫不引入期貨、期權市場、金融輸電權和虛擬報價等[32]。

2）市場建設中要充分考慮試點地區電力行業現狀、政治制度和經濟背景等實際情況,設計符合自身實際的方案。比如浙江電源主要以煤電為主,啟停時間較長,和國外部分市場一樣僅在日前確定機組組合是無法滿足浙江需要的,為此浙江市場還設立了周機組組合環節。

3）市場建設中需要充分借鑒國內外電力市場建設經驗,不斷完善自身的市場規則設計。以浙江日前市場的出清模型為例,早期考慮到浙江電網的阻塞頻繁發生在浙北、浙南和浙中跨區聯絡線上,出清擬采用基于區域電價的模型。之后浙江考慮到未來發電量、負荷水平、經濟水平快速增長的總體趨勢,借鑒了美國德州市場從區域市場改為節點市場的耗時長、花費高的先例,決定采用基于節點電價的出清模式,以保障市場發展與電網發展的具備更好的兼容性[32]。

遵循上述原則,本文對現貨市場建設中的中長期交易與現貨交易銜接、市場模式、價格機制、市場組成、報價方式和市場機構職責分工等關鍵要點解決提出了相關建議。

3.1 中長期與現貨交易銜接機制設計

針對于中長期交易形式的不同,中長期交易與現貨交易銜接機制的設計應重點把握中長期交易電量的曲線分解和中長期電力交易機制設計兩個關鍵問題。

中長期交易電量分解的曲線以物理或金融的模式執行的選擇應根據系統阻塞狀況、調峰資源充裕度和市場主體成熟度等因素確定。當中長期電量交易規模較小時,其對電力系統運行的影響也相對較小,可以采用物理模式執行。但是隨著交易規模的不斷擴大,對于阻塞程度較嚴重且調峰資源相對不足的試點區域,中長期交易電量分解后的曲線若以物理模式執行會固化發電機組的出力空間,壓縮調度機構的優化調度空間。此時,可能會進一步加劇系統的阻塞問題,使得部分物理合約被削減,因此建議分解的曲線以金融模式結算。

在中長期交易電量分解的責任主體確定方面,應引導市場主體自主承擔曲線分解工作。市場建設初期多數試點地區讓交易中心代替市場主體分解電量,可視為一種過渡舉措,保證電力市場的平穩推進。不過市場的本質是賦予每個主體自主安排交易計劃的權利,未來還需由各市場主體承擔曲線分解工作,這對于市場主體的培育至關重要。為此,建議試點地區要求各主體提交中長期交易電量分解的結果,初期僅作參考,后期隨著市場的發展適時將其作為結算的依據。

除以電量為標的的直接交易外,還應加快建立以電力曲線為標的的交易機制,鼓勵發用雙方在年、月、周和多日等時間尺度自主簽訂電力合約。同樣,電力合約選擇以金融或物理模式執行可根據系統阻塞程度和成熟市場實踐經驗等確定。美國德州市場建設經驗表明,金融合約相較于物理合約更方便高效。早期德州區域市場中電力合約多是物理性的,使得系統阻塞程度較為嚴重,為此在后續節點市場建設中德州采用了金融合約[30]。同樣, 2003年北歐市場中長期物理合約交易比例高為70%,到2013年物理合約占比僅有10%[2]。為此,對于阻塞程度較為嚴重的區域,建議發用雙方簽訂金融合約,避免簽訂的物理合約會對現貨市場運行造成影響。

3.2 現貨市場模式選擇

現貨市場模式的選擇不僅需要考慮本試點區域的調度方式、市場主體成熟度、系統阻塞程度和調峰資源等現狀,還應充分考慮與跨區電力市場的協調方式。

分散式模式采用分散調度的方式,機組開機方式、發電計劃由市場主體自主決定,發用雙方確定的交易計劃需要物理執行。雖然分散式模式規則簡單清晰,但對市場主體和電網架構的要求更高,要求電網阻塞程度較少,市場主體的市場意識較強,簽訂的合約能實際履行。考慮到多數試點地區市場主體的成熟度較低、現階段調度方式為統一調度和阻塞情況較嚴重等因素,建議市場初期采用集中式市場,以減小市場建設對系統運行帶來的影響。

此外,考慮到我國的資源負荷逆向分布的特性,現階段我已經開展了跨省跨區電量中長期交易,未來我國將建立更大區域范圍的市場體系[52]。為此,試點省份現貨市場的市場模式選擇還應考慮如何與跨省跨區市場間實現有序銜接。根據國外市場建設實踐經驗,試點省份采用分散式或集中式的市場模式均可實現與跨省跨區市場的銜接。在省內現貨市場開展前,跨省跨區交易確定的交易計劃可形成物理合約作為省內交易組織的邊界條件。若試點省份采用分散式模式,跨區交易確定的物理合約與發用雙方自主簽訂的合約相同,在現貨市場開展前將物理曲線提交給省內調度機構,提交曲線與實際的偏差通過省內實時市場的平衡機制解決。若試點省份采用集中式市場模式,跨區交易確定的物理合約需要耦合到集中出清模型中。對于電力送端省份,在市場集中出清時可將外送電力當作必用負荷,報價設為最大值;對電力受端省份,在市場集中出清時可將外來電力當作基荷機組,報價設為最小值。

3.3 現貨市場定價機制設計

現貨市場定價機制的選擇與系統的阻塞情況、市場主體的成熟度以及社會公平性等緊密相關。若系統阻塞程度較為嚴重,發電側可采用節點電價;若系統阻塞頻繁地發生在部分傳輸線上,發電側可采用區域電價;若系統阻塞程度較小,發電側可采用統一電價。對于用戶側,為避免經濟發達與欠發達地區出現電價差異較大的情況,在一定程度上保證市場主體間的公平性,對于市場用戶或售電公司可以采用全系統所有節點或區域電價的加權平均。

考慮到市場的延續性和節點電價的優越性,對于擬采用區域電價的試點地區,建議市場建設初期可探討采用節點電價模型的可行性,以減小后續市場完善帶來的成本增加。以美國德州市場為例,2003年之前德州采用的是區域電價,之后由于系統阻塞的加重及阻塞費用分配困難等問題,德州市場決定重新設計節點市場,整個過程持續時間長且花費費用較多[30]。

3.4 現貨市場組成及出清的物理模型選擇

現貨市場組成的選擇可根據市場主體成熟度和系統電源種類等因素確定。日前市場與實時市場因其不同的功能定位和市場作用,現階段已經作為首批現貨試點市場建設的標配,建議試點地區在市場建設初期就引入。對于日內市場,若試點地區可再生能源比例較高,則可在日前市場和實時市場的基礎上增設日內市場,一方面可為調度機構保證電網穩定運行進行日內調度計劃調整提供平臺,另一方面可給可再生能源企業調整自身交易計劃的機會,以減小市場的風險。

為確保系統安全穩定運行,建議試點地區現貨市場,特別是日前市場出清時充分考慮系統的物理模型及機組、設備的物理參數,以提升日前市場形成的交易計劃與實時運行間的契合度。若有試點地區日前市場為金融性的市場,出清時暫不考慮系統的物理模型或僅考慮部分聯絡線約束,則可以借鑒德州市場在日前市場結束后引入可靠性機組組合環節制定日前調度計劃。此外,對于不引入日內市場的試點區域,1,根據不斷更新的負荷預測、修改后的發電報價和系統的物理模型,重新計算出清結果。該結果將為調度機構提供參考,若系統容量不足時可以迅速啟動部分機組,確保系統安全運行。

3.5 現貨市場報價方式選擇

現貨市場報價方式的選擇與市場主體成熟度和參與市場能力緊密相關。若用戶主體了解自身用電行為,有能力參與現貨報價,則可以采用雙邊報價,反之則采用單邊報價。考慮到多數試點售電公司已經代理用戶參與中長期交易并具備參與市場的能力,未來用戶在現貨市場報價可由專業的售電公司代理,為此建議試點地區采用雙邊報價。

從實際可操作性和平穩過渡的角度來說,單邊報價可能更適用于市場建設初級階段,有利于市場建設的穩步推進;從長遠來看,雙邊報價則更符合市場建設的目標。為兼顧可操作性與市場效率,市場建設初級階段采用“用戶報量不報價”作為過渡方式為相對可行的選擇。除此之外,考慮到市場發展的延續性,對于采用單邊報價的試點地區來說,可將雙邊報價的出清模型提前設置在技術支持系統中,以避免后期改造帶來較大的成本。

3.6 交易中心與調度機構職責分工確定

調度機構與交易中心的職責分工應根據市場出清方式和市場建設經驗等確定。首先,根據首批試點的實踐經驗,建議試點地區中長期交易由交易中心組織,日以內的滾動出清和實時市場由調度機構負責。其次,市場建設初期為了保證系統的安全穩定運行,若試點地區日前市場考慮系統的物理模型出清,則建議日前市場出清由調度機構負責。反之,若部分試點地區日前市場為金融性的,出清時不考慮系統的物理模型,則可由交易中心負責。不過,日前市場結束后的調度計劃制定環節由于需要充分考慮系統的實際物理模型,則需要由調度機構負責。

在日前市場出清由調度機構負責的情況下,并不意味著交易中心在日前至實時不需要開展業務,其仍需與調度機構互相協作。作為市場組織機構,交易中心將作為對接市場主體的窗口,負責與市場交易相關的工作。市場出清前,交易中心需要負責收集報價數據、組織交易及信息發布等工作;市場出清后,交易中心需要分析出清結果的價格合理性、分析市場運行經濟性、提供市場結算依據、披露市場信息和定期發布市場評估報告等。

3.7 現貨市場建設的迫切性意見

除針對市場建設的6個關鍵問題所提建議外,現貨試點試運行及試結算期間也暴露出一些亟待解決的關鍵問題。為此,本文結合暴露的問題提出相應的建議,主要包括以下3個方面：

合理協調不同成本機組同臺競價的收益與補償問題。在改革初期相關配套機制不完善的情況下,由于現貨市場采用統一的邊際成本定價方式,若市場價格偏低,可能出現高成本機組固定成本無法回收的情況;市場價格偏高則將出現低成本機組獲得高額利潤的情況。為此,在現貨建設中應妥善調整不同市場主體利益,合理協調高成本機組補償和低成本機組收益問題。針對上述問題,可從成本和收益測算、成本補償和政府授權合約設計等角度實現不同類型機組收益調整與成本補償。一是建議合理測算不同類型機組發電的各類成本,結合現貨市場價格的變化,充分分析機組的收益情況;二是建議建立合理的成本補償機制,按照各主體收益測算情況進行合理補償,避免出現過補償與欠補償的現象;三是建議可針對不同電源類型設計政府授權合約,通過設定合約量及合約價等參數保證市場主體的收入。

妥善處理計劃與市場并存引起市場資金不平衡問題。現貨市場建設初期,各試點地區均逐步放開發用電計劃以實現市場建設的平穩過渡,為此計劃與市場將長期共存。在此背景下,計劃與市場發用電結算將產生不平衡資金。此外,不平衡資金還包括由于阻塞盈余、成本補償等因素產生的偏差費用。為此,應細分每一筆偏差費用產生的來源,針對性地建立與現貨市場相銜接的不平衡資金疏導機制。首先,在金融輸電權引入前,建議日前市場的阻塞盈余可根據日前出清電量分配給各用戶側主體;實時市場的阻塞盈余按照實際用電量分配給各用戶。其次,對于因成本補償產生的費用,建議可根據日前、實時市場出清電量和實際用電量分攤給各市場主體。此外,對于雙軌制下發用電結算產生的不平衡資金,建議可暫時由電網公司承擔,而后通過調整輸配電價的形式疏導給用戶側。

統籌協調電能量市場與輔助服務市場的關系。輔助服務作為保證系統安全穩定運行與電能質量的重要資源,主要分為無功、黑啟動、調頻、備用和深度調峰等。對于無功和黑啟動等需求相對穩定的服務,建議初期現貨試點通過簽訂長期合同獲取,由雙方自主協商確定價格。對于備用和調頻等需求隨時間變化的服務,建議通過短時集中競價的方式獲取。在備用與調頻市場構建時,應視市場成熟度與技術可行性等情況按照實際需求分階段開展。考慮到備用和調頻等費用占現貨市場總費用的比例較少且多數試點地區市場建設經驗不足等情況,建議初期采用輔助服務市場與能量市場解耦出清的方式。在此基礎上,依次探索能量市場與備用市場、能量市場與調頻市場的耦合出清的方式,最終實現三者一體化交易出清,從而促進電力資源的高效利用。

4 總結

試點地區現貨市場建設情況決定為我國未來電力體制改革的發展方向和著力點提供了重要參照,對于電力系統運行與管理都將產生巨大的影響,為此在現貨市場建設過程中需要穩步推進且切合實際。考慮到現貨市場建設的復雜性,現階段我國現貨市場建設雖然取得較大進展,但仍有諸多問題尚未得到明確地解決。定期開展不同地區市場建設方案的總結比較工作,對于試點地區市場機制設計的完善具有重要意義,也能為未開展現貨試點的地區提供經驗借鑒。

結合前一階段筆者在諸多試點地區規則制定過程中重點討論的內容,本文首先總結了現貨市場建設的關鍵要點,包括中長期交易與現貨交易的協調機制、現貨市場模式、定價機制、市場組成、報價方式、調度機構與交易中心職責分工六個方面。緊接著,根據試點地區發布的現貨市場建設方案,本文以上述關鍵要點為參考比較總結不同試點地區現貨市場規則的異同點。最后,結合我國網絡阻塞、電源分布和市場主體成熟度等現狀,本文對未來我國現貨市場建設提出了相關建議,明確了上述關鍵要點的解決思路。希望本文能為我國下一階段推進現貨市場建設提供有益的參考。

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