電力現貨市場首批試點地區建設情況分析

朱 峰，劉力涵

（1. 國網江蘇省電力有限公司 檢修分公司，南京 210000；2. 國網江蘇省電力有限公司，南京 210000）

0 引言

2015年3月，中共中央、國務院下發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發［2015］9號），標志著我國新一輪電力體制改革工作正式啟動。2017年9月，國家發改委和國家能源局聯合印發《關于開展電力現貨市場試點工作的通知》（發改辦能源［2017］1453號），將南方（以廣東起步）、浙江、山東等8個地區選為首批試點，為我國電力現貨市場建設工作按下了“快進鍵”。此后，各試點地區先后發布了具體的電力現貨市場建設方案及相關機制，并在此基礎上陸續開展電力現貨市場試運行工作。

近年來，國內外學者就電力現貨市場建設開展了一系列研究，文獻［1］—文獻［3］結合國外電力現貨市場建設經驗，從建設邏輯、市場構成、交易結算機制等方面為我國電力現貨市場體系建設提出合理建議；文獻［4］—文獻［7］分別就價格機制、市場參與主體、市場運行系統、出清機制等具體問題進行深入研究；文獻［8］則針對南方（以廣東起步）電力現貨市場試運行情況進行介紹分析。

本文將對各試點地區在電力現貨市場建設方案上的異同進行比較分析，并就試運行期間暴露出的電力現貨市場運行機制同現行電力市場體制不相適應的部分問題進行簡要探討。

1 試點地區電力現貨市場建設方案異同

1.1 電力現貨市場建設架構

各試點地區在電能量市場的構建上，均秉持“中長期交易規避風險、現貨交易發現價格”［9］的思路，將電能量市場分為“中長期交易市場”和“現貨交易市場”，堅持“中長期交易為主、現貨交易為補充”［10］的市場建設原則。然而，在市場模式、市場組成、市場主體等方面，各試點地區又存在些許差異。

1.1.1 市場模式

在市場模式的選擇上，廣東、浙江、山西、山東、甘肅、四川采用“集中式”市場模式，省內中長期交易采用差價合約［11］管理市場風險，無需物理執行，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式［1］；蒙西則采用了“分散式”市場模式，以中長期實物合約為基礎，需要物理執行、發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線［12］，通過中長期交易電量日分解機制實現中長期交易和現貨交易的有效銜接［13］。

2 種市場模式各有優勢:“集中式”市場資源配置效率更高、市場監管難度較小、對售電主體成熟度要求較低；“分散式”市場在市場規則方面則較為簡單。市場模式的選擇需要充分考慮電網結構、電力供需等因素，其中最關鍵的因素是網絡阻塞。“集中式”市場適用于網絡阻塞較重的地區，“分散式”市場適用于網架堅強、網絡阻塞較輕的地區。

1.1.2 市場組成

在省內現貨交易市場的組成上，廣東、浙江、山西、四川、甘肅、福建均采用“日前市場+實時市場”模式，山東則增加了“日內機組組合調整交易”環節，當電網運行條件發生變化后，對日內機組發電調度計劃進行調整，但不出清價格，以實時市場出清價格進行結算［13］；蒙西則在日前和實時市場之間加入日內市場，在日前交易出清結果的基礎上，以日內4 h超短期負荷預測等為邊界條件，以系統運行綜合效益最大化為目標，進行日內交易優化出清［14］。

日前市場、日內市場以及實時市場功能定位各不相同，日前市場提前一天形成與系統運行情況相適應的交易計劃；日內市場則在日前市場關閉后，為市場成員提供一個對發用電計劃微調的交易平臺，從而應對日內預測偏差和非計劃狀況等；實時市場的主要作用是為電力系統阻塞管理和輔助服務提供調節手段和經濟信號，形成與系統實際運行高度契合的發用電計劃，保證電網運行安全［2］。

1.2 電力現貨市場銜接機制

1.2.1 省內現貨市場與省間現貨市場的銜接

在各試點地區中，山西、四川、甘肅根據本省發電資源特色，已建立起省間現貨市場，實現了發電資源在更大空間尺度上的資源優化配置。其中，山西發揮其煤電基地優勢，以超低排放的燃煤機組和風電等新能源機組為重點，采用“風火打捆”的方式參與省間現貨市場［15］；甘肅則通過跨省跨區增量現貨交易系統［16］實現省內風電、光伏等可再生能源的跨省、跨區消納；四川作為水電大省，供需環境復雜，豐水期供大于求，枯水期則相反，省間現貨市場可實現跨省調劑電能［17］。此外，這3 個試點地區的省間現貨市場均采用“日前市場+日內市場”的方式。

廣東、蒙西、浙江、山東、福建雖暫未建立省間現貨市場，但對省外來電參與省內現貨市場的方式略有不同。四川省對政府間框架協議、國家分電計劃等形式的省外來電均作為省內現貨市場的邊界條件，而廣東對于以“點對網”方式送電的省外來電視同省內電廠參與省內現貨市場；浙江不僅“點對網”外來電可報價參與優化，“網對網”外來電也可作為價格接受者參與省內日前現貨市場。

1.2.2 中長期交易與現貨市場的銜接

中長期交易具有防范市場風險、穩定電力運行的作用，是電力市場的“壓艙石”。中長期交易可以實物合同、差價合同等一種或多種形式簽訂［18］，對于廣東、浙江、山西、山東、甘肅、四川等“集中式”市場模式的試點地區，中長期交易合同均采用差價合約的形式，而現貨市場采用全電量優化出清，日前市場出清曲線與中長期交易合約的偏差部分按照日前市場出清價結算；對于蒙西“分散式”市場模式，中長期交易合同采用實物合約，將中長期合同電量按日分解成具備物理執行條件的分時電力曲線，現貨市場的日前交易在中長期日分解曲線的基礎上對部分電量優化出清，日前交易出清結果與中長期日分解曲線之間的偏差部分按日前市場出清價結算；福建則根據年度電量、負荷預測情況滾動執行中長期合同，10%用于現貨競價。

1.2.3 輔助服務市場與現貨交易市場的銜接

隨著電能量市場的放開，輔助服務也面臨市場化的問題［1］，在發改委印發的《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》中指出，配合電力現貨試點，積極推進電力輔助服務市場建設，實現調頻、備用等輔助服務補償機制市場化。在現貨交易市場建設初期，除蒙西外的7家試點地區均已開展輔助服務市場建設［19］，但提供的同現貨交易市場相匹配的輔助服務品種不盡相同。其中，廣東、山東僅提供調頻輔助服務，浙江、四川提供調頻、備用輔助服務，山西、甘肅提供調頻、調峰輔助服務。事實上，調峰是我國特有的電力輔助服務品種，部分試點地區在電力現貨交易市場建設初期仍保留該輔助服務品種也是為了進一步激勵發電企業進行靈活性改造、促進新能源消納。隨著電力現貨交易市場建設的不斷完善，調峰的功能應通過實時電價引導電力供需自平衡來實現。

此外，在現貨交易市場建設初期，廣東、山東、四川、甘肅、山西、福建等試點地區調頻輔助服務市場同現貨交易市場獨立運行；四川的備用輔助服務市場同現貨交易市場獨立運行；浙江則將調頻、備用等輔助服務市場同現貨交易市場聯合優化、一體出清；山西的調峰輔助服務市場與現貨交易市場聯合出清［20］；甘肅的調峰輔助服務市場同現貨交易市場獨立運行。

1.3 電力現貨市場運營機制

1.3.1 交易機制

在交易報價方面，各試點地區在現貨市場建設初期發電側均采用“報量報價”模式組織日前交易；而在用戶側，廣東、山西、山東、四川采用“報量不報價”的模式組織日前交易，其他試點地區用戶側暫不參與報價，實現了日前交易發電側單邊集中競價。在日內或實時市場發電側采用日前市場封存的申報信息，用戶側無需申報。待市場建設逐步成熟后，再轉向“發電側、用電側雙向報價”的雙邊競價模式。值得注意的是，甘肅為了有效調動新能源企業參與電力現貨市場的積極性、規避新能源發電預測的不確定性，允許新能源企業根據超短期發電預測在實時市場進行二次申報。

在交易出清方面，除蒙西外，其他各試點地區在日前交易市場均全電量申報、集中優化出清，通過安全約束機組組合和安全約束經濟調度［6］算法，出清得到運行日的機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時、分區電價；在實時交易市場，同樣采取全電量集中優化出清方式，通過安全約束經濟調度算法，調節省內發用電偏差。

1.3.2 價格機制

電力現貨市場交易周期短，且受網絡約束影響，因此價格機制相對復雜，設置合理的價格機制既要實現市場發現價格的目的，又要通過價格引導減輕網絡阻塞［6］，還要防止市場主體投機行為。廣東、浙江、山東、甘肅均采用分時節點電價或分時分區電價，分時節點電價由系統電能價格和阻塞價格2部分構成，系統電能價格反映系統電力供需情況，阻塞價格反映節點所在位置的電網阻塞情況。發電側以機組所在節點的分時節點電價作為現貨點能量市場價格，用戶側以系統各節點的加權平均綜合電價作為現貨電能量市場價格；山西采用系統邊際電價，即交易電價不隨空間變化，但出清模型具備節點電價計算能力，可根據電網阻塞情況適時采用分時節點電價；蒙西、四川、福建在市場初期采用系統邊際電價，但同時也會發布分時分區節點電價信息以供市場參考。

此外，為綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素，以避免市場價格大幅波動，降低市場風險，各試點地區均采取了限價機制，對市場申報價格和出清價格設置了上、下限。以山東為例，現貨市場試運行期間，電能量申報價格上限為800 元/MWh，下限為0 元/MWh，電能量出清價格上限為1 000元/MWh，下限為-80元/MWh。

2 試點地區試運行期間問題分析

2019年6月26日，隨著蒙西電力現貨市場啟動模擬試運行，首批確定的8 個電力現貨市場建設試點全部進入試運行或模擬試運行階段，并不斷推進結算試運行工作。截止到2020年9月，各試點地區的試運行工作進展情況如表1所示。

試運行暴露了電力現貨市場在市場設計、技術支持系統、配套制度等多方面的問題。本節將就試運行期間出現的一些問題進行淺析。

2.1 峰谷電價與市場電價的矛盾

在電力系統統購統銷的準計劃經濟體制下，電網企業為鼓勵用戶將負荷從用電高峰時段轉移到低谷時段，對電力大用戶實施峰谷分時電價，以鼓勵用戶合理安排用電時間，削峰填谷，提高電力資源的利用效率。黨的十八大以來，國家多次出臺強化及完善分時電價的政策和文件，分時電價政策的總體發展方向是鼓勵并推廣完善。

電力現貨市場采用市場電價，電價本身就是分時的（每小時形成一個電能價格），對電能價格比較敏感的電力大用戶，會根據現貨市場的分時價格，調整用電行為，以實現自身經濟利益的最大化，同樣實現了錯峰用電、削峰填谷的效果，且調控效果更為精細。

然而，在某省現貨試結算中，出現了峰時段市場電價遠低于谷時段市場電價的峰谷電價倒掛現象。

圖2 某省試運行期間峰平谷時段市場電價Fig.2 Peak-flat-vally market price in a province during trial operation

產生這一現象的主要原因為:白天光伏機組大發并疊加風電和外來電等影響，擠壓了現貨市場中的火電機組的電量、電價空間，導致火電機組在峰時段為保證出清而報價較低。對于未進入市場的用戶處于峰谷分時電價的峰段電價，而對于進入市場的用戶，該時段則為全天電價最低時段，峰谷電價與市場電價2套電價體系互不兼容，出現了明顯沖突。隨著新能源發電量占比的不斷提升，未來電價最低的時段很可能出現在白天負荷高峰時段，傳統的峰谷電價模式難以傳遞這一信號，不利于新能源的消納。

2.2 負電價出清現象

電力現貨市場建立的意義之一是其價格發現功能，即電力現貨市場能發揮市場價格形成功能，可真實反映電力商品短期供需關系和時空價值，為有效的投資和發展提供真實的價格信號［2］。因此，理論上，隨著不同時段供需關系的變化，有可能出現零電價甚至負電價。某省在試運行期間多次出現了負電價，驗證了這一推測，也引起參與現貨市場的多方主體關注。

負電價是多種市場因素作用產生的結果，主要原因是短時間電力供需不平衡，供過于求且供應調節難度大。具體來講，有以下因素:

（1）新能源機組出力增大。根據電力現貨市場交易規則“新能源場站日前預測出力作為現貨電能量市場的邊界條件”，當電網新能源源出力增加時，常規機組運行的邊際條件變化，系統供需比增大，需要降低常規機組出力。

（2）常規機組調節性能有限。常規機組中除燃氣機組以外，煤電、核電等機組調節靈活性較差，不適于頻繁啟停或快速上下調節出力，且調節成本非常高。只要負電價代價比機組調節代價低，煤電等常規機組會選擇倒貼錢以繼續獲得發電的權利。

（3）供熱機組占比過大。該省2019年11月份的電力現貨試運行處于供熱期，為了確保供熱，很多機組選擇作為供熱機組，放棄了在現貨市場上的定價權。

（4）出清限價的影響。試運行期間，該省電能量市場出清價格限價下限為-80 元·MWh-1，負電價完全在限價范圍內。而另一試點地區在試運行期間出清價格最低達到70元·MWh-1，為該地區現貨規則限定的出清價格下限。

其實，引入負電價是歐美成熟電力市場發展的一大趨勢，負電價的出現具有一定的積極意義。對用戶而言，負電價可以引導用戶改變用電習慣，提供另一種錯峰生產模式，促進用戶主動削峰填谷，降低用戶用電成本；對發電企業而言，負電價促進其進行主動進行技術改造，增強機組調節靈活性，提高機組發電利用小時數；對電網而言，電網建設不必為了很短時間的尖峰負荷建造大量的輸變電資產，降低電網低效投資和資源環境使用成本，提高系統運行效率。但同時，負電價的出現加大了電價波動幅度，存在惡意逼倉、人為操縱等違法違規行為導致電價扭曲的可能，建議推動政府在市場建設初期，建立市場限價制度和完善的市場監管體系，對市場申報及出清價格設置適當的上、下限約束，并定期調整。

2.3 不平衡費用

各試點地區在電力現貨市場結算試運行過程中，或多或少均出現了不平衡費用。其中，山東省在第三次調電運行及試結算中，4 天產生不平衡費用高達9 500 萬元，對該省電力現貨市場改革乃至全國電力體制改革敲響了警鐘。其實，不平衡費用影響電改進程早有先例，在2002年啟動的上一輪電力體制改革中，東北地區電力市場由于出現32億元不平衡費用被迫暫停，此后，東北電力市場相關試點工作再無實質性進展。因此，不平衡費用問題能否妥善解決成為了電力現貨市場改革成敗的關鍵。

本次試運行期間不平衡費用問題的產生，主要有以下幾個原因:

（1）市場化發、用電量不平衡。以山東省為例，在第三次調電試運行中，市場化用戶用電量約為1 900 億kWh，發電側市場化機組發電量約為1 200 億kWh。對于市場化用電量超出市場化發電量的部分，市場結算機構需要高價購買非市場化的外來電、新能源發電以及核電等優先發電資源并低價賣給市場化用戶，產生“高買低賣”現象。

（2）優先發購電難以平衡。由于清潔能源出力易波動，優先發電量與優先購電量難以平衡，當優先發電量超過優先購電量時，市場化機組需調減出力，調減的偏差電量按照現貨價格結算，而清潔能源增發部分的偏差電量按照批復電價結算。該省現貨市場日前和實時市場均價分別為198 元/MWh 和182元/MWh，而清潔能源批復價格為395元/MWh，因此該部分偏差電量導致需要高價買入新能源增發電量，低價賣出中長期市場化合同的欠發電量，發電側“高買低賣”產生不平衡費用。

（3）容量補償機制不完善。容量補償機制要求市場用戶根據實際用電量按標準繳納容量補償費用，從而對發電側容量成本予以補償［21］。在本次試運行中，當市場化用電量超過市場化發電量時，由于優先發電、外來電未納入容量電價補償范圍，造成了對市場化機組的超額補償，進一步擴大了不平衡費用。

不平衡費用的處理，從短期來看，需要厘清政府定價電量和市場化交易電量、非市場化用戶和市場化用戶的占比關系，進而將不平衡費用在各責任主體間進行合理分攤；從長期來看，需要積極推動非市場化發電機組和用戶全面參與市場化交易，加速建立全國統一電力市場以實現省外來電市場化，進一步完善容量電價補償機制和可再生能源參與現貨市場交易機制。

2.4 輔助服務市場建設

輔助服務市場建設是電力現貨市場建設過程中不可忽視的關鍵環節。結合目前開展的電力現貨市場試點工作，各試點地區正在積極探索輔助服務配合電力現貨交易機制建設進行市場化，在此期間，暴露出調峰服務不適用于電力現貨市場、輔助服務出清機制不合理等問題。

在現貨交易市場建設初期，山西、甘肅2個試點地區保留了調峰這一輔助服務品種，而隨著現貨市場試運行的不斷推進，山西在第六次結算時運行中停止了日前、實時深度調峰輔助服務市場，甘肅則在2020 年9 月宣貫了《關于在現貨結算試運行期間不再單獨組織開展省內調峰輔助服務市場交易的通知》。可見，將調峰輔助服務市場與現貨交易市場融合發展是大勢所趨。以山西為例，深度調峰輔助服務一方面經濟性不佳，火電廠需要為靈活性改造投入大量資金，而深度調峰輔助服務價格偏低，導致發電企業參與深度調峰積極性不高，且參與深度調峰會增加煤耗拉低效益，影響供熱能力，縮短機組使用壽命，無疑是“賣血換錢”；另一方面，現貨結算試運行后，火電企業存在深度調峰在輔助服務市場取得競價中標收益外，又在電能量市場取得發電權轉讓收益的雙重收益問題，對新能源企業造成不公和利益侵害。因此，要正確設置電力現貨市場環境下的輔助服務品種，調峰不再作為輔助服務品種，調峰功能由應由實時電價引導電力供需自平衡來實現，在系統負荷較大的峰時段，高電價可激勵發電企業多發電，抑制用戶用電需求；在系統負荷較小的谷時段，供大于求，低電價讓無法承受虧損的機組主動降低出力，同時激勵用戶多用電，實現供需平衡。

此外，除浙江外，其余試點地區的輔助服務市場均獨立于電力現貨交易市場而分別投標，使得用于調頻和備用中標的容量不能用于電能量投標，同時調頻中標容量不能用于提供備用服務，備用中標容量反之亦然，造成調頻、備用容量的冗余，以及3者總成本的非最優。并且，脫離了電力現貨市場，調頻服務引發的電量變化和備用服務時段損失的機會成本等無法準確定價，也就無法真正實現輔助服務的市場化。因此，建議在集中式市場中將調頻、備用輔助服務市場同電能量市場聯合出清，從而降低輔助服務成本，提高市場效率。

3 結束語

電力現貨市場是現代電力市場的標準，也是現代電力市場發展的必由之路。本文從建設架構、銜接機制以及運營機制3個方面對電力現貨市場首批試點地區在建設方案及相關機制設計上的異同及特色做法進行了比較分析。此外，本文還就各試點地區在試運行期間出現的現貨價格未能真實反映供需關系、峰谷電價與市場電價不相適應、負電價出清現象、不平衡費用處理不當、輔助服務市場建設欠缺等問題進行了探討，并提出了政策建議，為我國接下來的電力現貨市場進一步建設工作提供參考。