國家能源局近日印發了《電力現貨市場運營和結算系統功能規范(征求意見稿)》(以下簡稱《功能規范》)。筆者結合自己在澳大利亞電力市場十多年的工作經驗和體會，對《功能規范》提出個人的意見和建議。由于澳大利亞電力市場不是《功能規范》附件2所描述的分散式市場模式，以下討論僅限于附件3和附件4。

《功能規范》以電改9號文配套文件二(《關于推進電力市場建設的實施意見》)為根據編制。由于目前8個電力現貨市場試點地區尚未公布電力現貨市場規則，因此此次編制無法依托一部成型的、完整的、詳盡的電力現貨市場規則，使得《功能規范》帶有一些具有電力市場規則屬性的內容。

電力現貨市場規則制定是一項復雜的系統工程，需要綜合考量電網結構、能源稟賦、市場效率、交易成本、電力現貨市場階段性建設等重要因素。例如，澳大利亞設立專門負責電力市場規則制定與完善的監管機構 — 能源市場委員會(AEMC)，AEMC根據法律授權，遵循法定的程序行使其市場規則制定與修改職能。在缺少能夠引用的電力現貨市場規則情況下，本文重點圍繞實操細節性內容而不是市場規則性內容，提出意見和建議。

一 、比較重要的幾個方面

(1)我們缺乏電力現貨市場運行的實際經驗積累，電力現貨市場規則制定更多是借鑒國外的電力現貨市場規則，需要一段時間對國外市場規則進行甄別篩選，消化吸收。

(2)我國電力現貨市場建設試點剛剛起步，相關規則本身都還在不斷完善和修改中，制定一套適合我國國情的電力現貨市場規則還需時日。

(3)電力現貨市場規則繁雜，規則之間高度關聯，在市場試點初期就建立龐大的市場規則庫將增加運營系統研發成本，抬高開發商進入市場的門檻，不利于形成運營系統開發的有效競爭局面。

附件4缺少與附件3所述日內市場對應的結算功能。

附件3的第7.5 條要求“運營系統將日前、日內、實時市場和輔助服務市場出清結果發送到電力現貨市場結算系統”。建議補充相關說明內容，核實是否同樣也存在對應附件2的日內市場問題。

應明確日前市場的功能要求能否完全支持日前市場預出清。

如不能完全支持，應添加相關功能。浙江電力現貨市場建設方案的初級現貨市場設計含有日前市場預出清過程。

在不能直接引用具體市場規則情況下，建議在《功能規范》中帶有市場規則性質的內容之處，應說明其表述具有一般性和預設性，并不能被理解為電力市場規則條款。

從邏輯關系上講 《功能規范》是遵照市場規則的，而不是平行于市場規則的。《功能規范》多處陳述是本應屬于市場規則內容。例如，附件3第6.13.1.1 b)條 — “對價格波動進行嚴格審核，發現問題將及時要求獨立系統運營商或電網運營企業進行解釋說明，控制市場成員利用市場操縱力導致電力現貨市場價格大幅波動的問題。”。這樣的內容過于簡略，可能造成多種理解，不能作為市場規則條款。以上述第6.13.1.1 b)條為例，電力市場規則可以要求市場監管機構(而不是獨立系統運營商或電網運營企業)行使監管權力對價格波動進行嚴格調查審核 ，對市場作出說明解釋。

建議謹慎考慮是否把建設完備的電力現貨市場規則庫作為電力現貨市場試點建設初期的重點目標。

《功能規范》的基本思路是能夠比較完整地覆蓋不同市場模式不同市場交易規則下電力現貨市場運營和結算系統功能需求。筆者認為，要達到附件3的第6.14.1.2條 — 規則配置所述“提供電力現貨市場規則庫，供系統運行與維護人員按已公開發布的電力現貨市場規則集中配置維護電力現貨市場規則庫。支持在線修改、生效規則，無需修改或重啟運營系統” 的要求，近期的實現難度很大。主要原因如下：

二、對《功能規范》附件3的意見和建議

第3.2節解釋電力零售市場時包含了“進一步放開配電服務”的說法。在電力市場化改革中，配電是受經濟性監管的壟斷業務，與競爭性的零售電業務性質不同。按照電改九號文精神，配電屬于管住中間的部分，而售電屬于放開兩頭的部分。建議《功能規范》試行稿進一步明確零售電市場范圍。另外，表述“允許電力零售商進入市場，中小電力用戶有權自主選擇供電商的售電側市場形態。”也可能產生誤解。電力零售商不僅可以代理中小電力用戶，也可以代理大電力用戶。

第6.3.1節的市場申報功能要求沒有關于機組分段報價的發電出力曲線信息。

建議第6.4.1節的信息發布功能要求增加輸變電設備與發電機組非計劃的臨時檢修信息。

第6.6.1.3節日前市場出清第e) 項要求“支持設定次日15分鐘或1小時滾動計算”。日前市場交易是日前出清的，那么其計算應該是一次性的，但是必須覆蓋次日所有15分鐘或1小時時段。“滾動計算”可能產生次日每15分鐘或1小時進行一次計算的歧義(不知道第e) 項要求的本意是否如此?)。

第6.6.1.5節(以及第6.7.1.5節和第6.8.1.5節)應屬于市場規則內容。

在日內市場的未來多小時時段內施加總量約束可能出現問題。 第6.7.1.1節關于日內市場約束條件管理功能要求的其它約束：a) 對計劃周期內發電總煤耗量的限制和b) 對計劃周期內發電環保容量的限制將面臨實際困難。因為幾小時內的煤耗和環保容量對整個計劃周期，例如一年的總煤耗和環保容量的貢獻是微乎其微的。反過來看，把整個計劃周期的總煤耗和環保容量分解到幾個小時上的任意性非常大，無法形成有效約束。因為實時市場時段更短，所以第6.8.1.1節關于約束條件管理功能要求的其它約束a)和b)也面臨類似問題，可能會更難以解決。

第6.6.1.3 g)條 和第6.7.1.3 g)條 要求“應能與安全校核進行迭代計算，計算結果送安全校核進行交流潮流計算，出現設備或斷面越限時，由安全校核反饋越限信息至SCUC或SCED重新進行優化計算，直至生成滿足安全約束條件下的市場出清結果”。因為，優化計算是對含整數(線性)規劃問題進行求解，所以可能需要較長的計算時間才能得到收斂結果。建議《功能規范》應規定運營系統的計算能力硬性指標，例如在事先設定的時間內完成計算，給出收斂結果。

要求“安全校核進行交流潮流計算”本身是市場規則的內容。如果市場規則規定使用直流安全約束交易模型，那么應對運營系統功能規定相對應的要求。

第6.8節對實時市場時間段的描述有些模糊，涉及到不同時間尺度。從時間序列上看，交易周期的時間節點應是滾動計算交易周期時間段上市場出清的始點。建議只使用與交易周期等長的時間段，或者以15分鐘周期為例陳述，其它類推。

第6.8.1節的實時市場系統平衡約束a)“要求滿足系統各個時段用電需求、……”。既然實時市場僅考慮一個時段的交易，那么“各個時段”又是指哪些時段呢?

第6.8.2節界面要求i)項中也出現展示“時段數”、“時段數目”、“時段個數”、“各個時段”的要求。上述提法不適用于只在單一時段交易的實時市場。

三、對《功能規范》附件4的意見和建議

第4.4節要求電力現貨市場結算系統覆蓋輸配電費。按照電改九號文精神，輸配電價與發售電價在形成機制上是分開的，輸配電價由政府核定。交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)、政府性基金及附加三部分組成。電力現貨市場結算系統功能沒有必要一定要求包含輸配電費(含線損和交叉補貼)結算功能(見5總體功能框架)。而5.2節的結算核心業務不一定必須包含輸配電價結算(見5.2 第7)項)。

第6.1.2節結算主體不包括由售電公司代理電力批發市場的用電戶。這些非市場用戶變更售電公司的信息直接影響售電公司的結算結果。建議結算系統功能規范包含非市場用戶的代理關系信息及實際用電數據。

關于第6.10節輸配電費結算的討論。輸配電費是由電網企業(含地方電網和社會資本投資的增量配網)與其提供輸配電服務的用戶進行結算，而其中很大一部分是非市場用戶。對于配電網而言，國家發展改革委、國家能源局制定的《有序放開配電網業務管理辦法》第十八條(四)規定配電網運營者承擔配電區域內結算業務，按照政府核定的配電價格收取配電費，按照國家有關規定代收政府性基金和交叉補貼，按合同向各方支付相關費用。電力現貨市場結算系統應負責電力市場交易結算。將輸配電費結算納入電力現貨市場結算系統會帶來沒有必要的復雜性，會把受監管的輸配電運營成本混進競爭性的電力交易運營成本。

第6.13.2節賬單科目3)輸電結算類應該把輸電費以及輸電損耗結算和與電力現貨市場交易直接相關的阻塞費用、輸電權結算以及非計劃輸電結算等分開處理。在澳大利亞輸電網損耗是計入電力交易價格的。

四、對術語和定義部分的評論

《功能規范》給出電力市場術語的中英對照。從筆者工作經驗來看，電力市場術語的中英對照通常存在常規用法的差異。例如，《功能規范》“分散式”的英語對應是“Decentralized”，而在英語資料中經常會看到用“Bilateral”來表示同樣的市場模式。與分區電價“Zonal prices”平行，英語用“Nodal prices”表達節點電價也是常見的。在英國和澳大利亞，通常用“Electricity retail”來表達零售電，《功能規范》用的是“Retail electricity”。英語“Financial”的中文翻譯可以是“財務的”，也可以是“金融的”。按照常理，“金融的”用于描述金融性強的差價合約，如在金融市場交易的標準差價合約，而“財務的”用于表述市場主體協商交易的結構性差價合約。

因時間緊，加之筆者對國內情況了解有限，可能會出現對《功能規范》理解有誤的情況。還望領導、專家們指正。