從北歐模式看我國電力現貨發展路徑

文/中國大唐集團重慶分公司 李奎剛

一、本文研究的背景

2017年國家選定廣東、浙江、山東等8個地區作為第一批電力現貨交易試點，未來電力現貨交易必將在全國推廣，這將從根本上改變電力交易體系、電網調度規則、電力價格機制和企業經營策略。學習了解電力現貨交易模式，迎接行業即將到來的巨大變化，對電力企業來講意義重大。北歐電力市場是迄今為止世界上唯一一個具有實質性意義的多國電力市場，是已經被世界上大多數國家公認的成功典范。了解北歐模式，有助于電力企業及早做好市場應對。

二、北歐電力交易模式

（一）北歐電力工業概況。北歐包括瑞典、丹麥、挪威、芬蘭和冰島五國，除遠離歐洲大陸的冰島外，其余四國已實現電網互聯，形成統一運行的北歐電力市場。截至2015年底，北歐四國總裝機10462萬千瓦。其中，挪威（總裝機3384萬千瓦、水電占比92.72%）和瑞典（總裝機4091萬千瓦，水電占比39.92%）的水電比重高。芬蘭（總裝機1586萬千瓦，火電占比55.77%）以火電為主。丹麥（總裝機1401萬千瓦，風電占比36.24%）擁有較多的風電，四國電力裝機呈顯著的地區互補特征，國與國之間存在電力交換的潛在需要。

（二）北歐電力市場成員。北歐電力市場的市場成員包括市場交易機構（交易所）、輸電系統運營機構（四國電網公司）、五類市場主體（發電商、電網擁有者、零售商、交易商、用戶）。其中，基本上所有機組均納入市場化交易；電網公司不能進行期貨和現貨交易、不能擁有發電廠、不能向用戶售電。

（三）北歐電力市場交易體系。目前北歐電力市場已形成以現貨交易為主、以長協（雙邊合同）為輔、以金融市場和輔助服務為補充的交易體系。1.長協交易。長協交易主要由納斯達克商品交易所管理，采用傳統雙邊談判模式，多為大用戶合同，且其交易量占整個市場交易的比重持續降低，目前已不到現貨交易量的10%。2.金融市場。其市場實質是財務交割的現貨衍生工具，主要包括期權合同、期貨市場和差價合同，交易時間跨度包括日、周、季和年。各項產品的交割不采用現貨交付，均為財務交割。結算的參考價格為北歐電力交易所公布的電力系統價格（日前市場價格）。2016年，在納斯達克出清的北歐電力金融產品超過1萬億千瓦時，是該地區現貨交易量的2倍以上。3.現貨市場。包括日前市場、日內市場、實時市場三個有機結合、依次糾偏的交易品種，共同形成一個不斷貼近電力系統實時平衡的“7×24小時”交易體系。（1）日前市場（次日24小時）交易模式為集中競價，核心機制是區域價格耦合。日前市場是現貨的主流，也是北歐電力交易所的核心產品。2016年，交易所完成日前交易5000億千瓦時，占其交易總量的99%。日前市場采用“集中競價、邊際出清”方式，在一次競賣中同時確定價格、電量和輸電流向。在每一天的中午12點之前，買賣雙方針對第二天每小時的交易時段提供電量和報價，市場成員的報價互相并不知曉；12點42分，交易所發布電力系統價格；15點前，買賣雙方得到交易結果。交易完成后，買方和賣方分別于第二天和第三天自動完成收支結算。全年無休。（2）日內市場（小時前）。日內市場是買賣雙方調整日前交易計劃的主要方式，給市場主體最后一個機會來糾正日前與日內預測的偏差，因此交易量比較少，且需要關閘時間離發/用電時間越近越好。在日前市場關閉后14:30開始，持續滾動出清直到實時運行前一個小時。日內市場競價模式采取遵循“先來先到、高低匹配”的交易原則，買賣雙方既可由系統根據價格自動匹配成交，也可由買家或賣家主動報價成交。2016年，北歐電力交易所完成日內市場交易50億千瓦時。（3）實時平衡市場（小時內）。主要作用在于保障系統的實時平衡與穩定運行，而不在于進行電量交易。2016年，北歐電力市場的平衡市場交易量為20億千瓦時，總體呈下降趨勢。實時市場由各國電網公司（TSO）負責。電網公司按成本最小化原則調用平衡資源。4.輔助服務市場。由于用電需求的隨機性和發電機組非計劃停運的不確定性，決定市場交易成員在現貨市場關閉后，仍有進一步調整發購電報價的需要，輔助市場便應運而生。

三、現貨交易的影響

（一）現貨市場發展趨勢。一是電力現貨市場交易模式必將到來。北歐經驗表明，現貨是真正發現電力價格信號、還原電力商品屬性的有效工具，兼具效率、公平和安全性，現貨交易是電力市場發展的最高階段和理想模式，我國現貨市場不再是要不要建的問題，而是如何建的問題。二是現貨市場建設有一個長期的過程。電力出貨市場建設由于涵蓋經濟、社會和技術等多個方面，很難一蹴而就，預計將會采取“先易后難、先簡后繁、先行試點、逐步推廣”的路徑。

（二）對電力行業的影響。一是行業競爭激烈且微利化生存。現貨模式下，基于邊際成本報價成為充分競爭環境下絕大多數電力供應商的首選策略，這將導致整個發電行業微利化生存。二是可再生能源將占據明顯優勢?？稍偕茉磶缀鯙榱愕倪呺H成本低決定其在“日前市場”擁有相對突出的競爭優勢。煤電、核電、氣電的燃料成本較高且還需支付外部成本，劣勢明顯。三是電網公司話語權大幅度減弱?，F貨模式下，發電交易變成市場行為，發電調度方式由電網集中調度為主轉變為發電企業自我調度為主，電網公司影響力大大降低。

四、國內現貨市場建設路徑分析

到目前為止，國際上還沒有兩個完全相同的電力市場，也沒有一個在世界范圍內具有普適性的標準設計。參照北歐、美國、英國等模式，按照從“躉售競爭模式”到“零售競爭模式”的一般發展規律，對國內電力現貨市場發展建設路徑分析如下：

（一）第一階段。非全電量集中競價市場階段。構建新的電力交易體制和機制，規范和發展電力直接交易，有序、適度放開發用電計劃、競爭性環節電價和配售電業務，建立調峰市場和向周邊省份開放直接交易市場。主要任務包括：1.電力交易中心獨立運行，逐步全面接手電力交易組織管理權。2.完善輸配電價形成機制，電網公司逐步變成只能收取“過網費”的公司。3.規范電力用戶的準入與退出，電力用戶既可選擇自主參與市場交易，也可選擇售電公司為其供電。4.逐步擴大發電側市場化比例。一是發電機組從“計劃電+市場電”逐步過渡到全部電量市場化交易；二是從火電市場化到所有電源市場化交易；三是“標桿電價+市場競價”模式逐步過渡到全部價格由市場競爭形成。5.建立規范的中長期電量直接交易市場，開展年、季、月、周等電量直接交易，逐步縮短交易周期。6.完善輔助服務補償機制，建立調峰市場。7.建立有效的市場監管機制、風險防控機制和信用體系。8.有序放開售電業務和增量配電業務，培育市場主體。9.逐步開放與周邊省份的跨省跨區電力交易。

（二）第二階段。第二階段仍是非全電量集中競價階段。本階段構建較為完整的電力市場體系，建立市場化電力平衡機制，啟動電力現貨交易，規范電力中長期交易市場，擴大資源優化配置范圍，全面提升電力系統運行靈活性和效率。主要任務包括：1.規范中長期合同，這一階段市場合同和基數電量合同均需約定交易曲線。2.建立集中競價的日前現貨市場，日前交易采用峰、谷、平三個時段分時競價，通過集中競價得到次日的峰谷平3時段電價。3.探索日內交易，幫助市場主體調整發用電計劃，促進資源優化配置。4.建立實時平衡機制，保障系統實時平衡和處理網絡阻塞，探索調峰服務市場化途徑。5.進一步縮減發用電計劃，擴大市場電量規模和市場準入范圍，促進零售市場競爭。6.探索開展電力期貨、期權等金融衍生品交易。7.實現輸配分離，進一步完善輸配電價體系，優化輸配電價結構。8.放開跨省跨區送受電計劃，促進跨省跨區交易。

（三）第三階段。經過第一階段和第二階段的市場結構優化和市場培育，在第三階段過渡到全電量集中競價。建立開放的市場框架，中長期合同全部為金融性合同。主要任務包括：1.繼續完善電力現貨市場，日前現貨市場采用24時段進行競價，建立15分鐘實時市場。2.繼續完善輔助服務市場機制。3.開展金融輸電權交易。4.建立健全電力期權、期貨等金融衍生品市場。5.徹底取消基數電量，實現零售市場充分競爭。

五、對電力企業的建議

（一）要徹底轉變思想觀念。電力現貨交易不僅僅是交易模式的改變，更是市場體制、機制的巨大變革，充分認識到現貨市場競爭的殘酷性，學會敬畏市場，轉變到以市場為導向的產品思維上來。

（二）加快完善市場營銷體系。加快完善橫向跨部門協同、縱向跨層級協調、快速響應市場需求和客戶服務的營銷管理體制和工作機制；加強營銷隊伍建設；加快建設基于大數據和人工智能的營銷決策支持系統。

（三）積極參與現貨市場試點。深入研究適合國情的現貨市場模式，積極參與現貨試點的前期工作和試點交易，主動了解規則、積累經驗。

（四）加快發展可再生能源?，F貨交易明顯有利于可再生能源，在發展規劃和投資計劃中進一步加大對可再生能源的投資傾斜力度。

（五）大力提升成本管控能力。低邊際成本是電力現貨交易中最有效的競爭利器。

（六）慎重開發指標差的項目。未來沒有競爭力的項目沒有出路。