湖南電力市場月度平衡機制及對電力現貨市場的啟示

周鵬

(國家能源局湖南監管辦公室，湖南 長沙410007)

0 引言

電力是一種特殊的商品，除具備一般商品的屬性外，其技術特征決定了電力無法大規模存儲，以及必須保持實時供需平衡。電力市場中，市場主體的實際發用電量與合同電量一般存在偏差。基于此，電力系統必須有一個集中調度機構開展實時供需平衡調度，即平衡機制。非市場環境或僅開展電力中長期交易的情況下，實時平衡機制均未實現市場化，調度機構根據負荷預測情況、網絡和機組狀態，在日前進行日方式安排，制定各機組發電計劃曲線，實際運行時根據實際負荷情況對曲線進行修正[1]。

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》印發，我國開啟了新一輪電力體制改革，提出加快構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制，努力降低電力成本、理順價格形成機制[2]。配套文件之一《關于推進電力市場建設的實施意見》提出，電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成[3]，而電力平衡機制的市場化通過電力現貨市場中的實時市場實現。

2020年6月，新版《電力中長期交易基本規則》印發，對于未開展電力現貨交易的地區，優先推薦采用“發電側上下調預掛牌機制”處理月度實際用電與月度發電計劃存在的偏差[4]，這一做法實質上借鑒了北歐和英國市場電力平衡機制原理。結合湖南電力系統自身特點，湖南電力中長期市場采用“發電側預掛牌上下調機制”處理月度不平衡電量，實現了月清月結，至今運行穩定，得到了廣大市場主體一致認同。但與此同時，長周期(月度)市場無法精準確定實時電力平衡責任方、參與平衡的市場主體不足、偏差考核力度偏弱等因素也對市場運行造成了一定風險。為此，本文通過分析運行成熟的北歐電力市場平衡機制，對比梳理湖南電力中長期月度平衡機制的成效特點，為湖南電力現貨市場建設提供借鑒。

1 電力市場平衡機制

1.1 電力現貨市場平衡機制

電力現貨市場平衡機制的作用包括:1)實現電力供需實時平衡和電力系統穩定，對日前(日內)市場出清情況與實際運行之間的偏差進行再調整。2)確定平衡服務的價格，對不平衡電量的結算提供價格依據。平衡機制的核心是平衡服務的定價，包括兩個方面，一是給賣方付費，二是向買方收費。賣方是主動提供上、下調服務，從而幫助電力系統維持實時平衡的發電機組或電力用戶；買方是實時出力或需求與合同不一致，從而導致電力系統出現實時不平衡的發電機組或電力用戶。

電力現貨市場平衡機制的一個顯著特征是平衡服務價格的不確定性。產生這種不確定性的主要原因是:1)電力商品不可大規模存儲，供需雙方、政府機構均無法通過動用庫存或延遲需求的方式平抑價格[5]，如圖1、2所示。2)隨著新能源裝機占比快速提升，電力供給側的不可預測性快速提高，供需兩側的不可預測性進一步放大了平衡服務價格的不確定性。

圖1 需求方通過“延遲需求”平抑價格

圖2 供給方通過“動用庫存”平抑價格

1.2 電力中長期市場平衡機制

在未開展電力現貨交易的地區，電力實時平衡尚未實現市場化，電力平衡工作在年度、月度的時間尺度上開展。

新版《電力中長期交易基本規則》中，對于系統月度實際用電需求與月度發電計劃存在偏差時，優先推薦采用發電側上下調預掛牌機制進行處理。組織方式是:月度交易結束后，發電機申報上調、下調報價，交易機構根據上調報價由低到高、下調報價由高到低形成上調、下調機組排序，月度最后7日根據平衡預測，參考排序表調用機組上下調服務。月前預掛牌上下調偏差處理機制比較接近于北歐實時市場平衡機制，可以理解為將平衡機制的運行周期由5 min延展到1個月，即交易周期為1個月的偏差平衡機制。該機制的作用是:對月度實際用電需求與月度發電計劃之間的偏差進行調整；確定月度周期內平衡服務的價格，并為月度不平衡電量的結算提供價格依據。

需要特別指出的是，中長期偏差平衡實質上是結算意義上的平衡。在電力現貨市場環境下，電力交易要求發、用雙方在實際運行時盡量遵循電力合同，即雙方發、用曲線盡量保持一致，以減少平衡成本。但是，電力中長期市場并未將交易合同分解到時段，本質上是一個電量交易。由于發、用雙方功率義務無法實現實時對應，當一個市場主體出現電力或電量偏差時，會造成其他多個市場主體的被迫變化。因此，電力中長期市場的平衡機制實質上是交易周期結束后的一個財務結算意義上的平衡機制，但該平衡結算機制設計成功與否的標志同樣是不平衡電量導致的平衡成本是否在可控范圍內[6－7]。

2 北歐電力市場平衡機制[8-11]

2.1 平衡市場組織

北歐各國的輸電系統運營商(TSO)負責運營各自的電力平衡市場。當系統頻率波動超過±0·05 Hz時，TSO啟動平衡市場，否則通過輔助服務來保持頻率穩定。

平衡市場的賣方是愿意并有能力幫助電力系統維持實時平衡的發電機組或電力用戶。包括兩類:一類是提供上調服務的市場主體，包括發電機組增加出力和電力用戶減少需求；另一類是提供下調服務的市場主體，包括發電機組減少出力或電力用戶增加需求。

在日前市場閉市后，愿意參與平衡市場的市場主體可以向各自的TSO提交上調報價或下調報價。TSO將價區內的上調報價由低到高進行排序，將下調報價由高到底進行排序，形成報價序列，如圖3所示。實際運行時的每個時段，如果供不應求，就從上調報價中的最低報價開始調用平衡服務，直到滿足所有上調需求；如果供大于求，就從下調報價中的最高報價開始調用平衡服務，直到滿足所有下調需求。

圖3 北歐平衡機制報價、報量示意圖

2.2 平衡市場結算

從TSO角度來看，平衡市場結算機制的設計需要實現兩個目標:一是對市場主體主動提供平衡服務形成充分激勵；二是確保收取的費用不小于付出的費用，即確保平衡賬戶不產生虧空。

第一個目標對應于如何向提供平衡服務的市場成員付費激勵其積極參與平衡機制。為了實現這個目標，北歐平衡市場對報價和出清環節做出如下規定:在報價環節，要求上調報價不小于日前現貨市場電價(分區電價)，下調報價不大于日前現貨市場電價(分區電價)，如圖3所示。在出清環節，上調服務集中競價的出清價格為上調服務邊際報價，即對實時運行時各時段增加出力的發電機組和減少用電的電力用戶(獲取售電收入)，均按照上調報價的最高價結算；下調服務集中競價的出清價格為下調服務的邊際報價，即對各時段減少出力的發電機組和增加用電的電力用戶(支付購電費用)均按下調報價的最低價結算。這些措施對市場主體積極參與平衡市場形成了充分激勵。

第二個目標對應于如何向造成不平衡的市場成員收費，既可以激勵其盡量減少不平衡，又可以保證不產生平衡資金的虧空。為了實現這個目標，北歐平衡市場采用邊際成本法對平衡服務的買方(造成不平衡)進行收費，即根據平衡服務的邊際成本對造成不平衡的市場成員進行收費。

3 湖南電力中長期市場平衡機制

3.1 基本規則上下調預掛牌機制

《電力中長期交易基本規則》中首推采用發電側上下調預掛牌機制處理月度偏差，偏差電量結算方法如下[4]:

1)批發用戶超用、發電企業少發是造成發電側上調的原因，批發用戶超用電量、發電企業少發電量支付購電費用，提供上調服務的發電機組獲得售電收入，在月度結算時形成一組購售電關系。按照“以支定收”原則，批發用戶超用電量價格、發電企業少發電量價格由上調服務價格確定。

式中，Pu·av為上調服務電量加權平均價；Pc·ex為批發用戶超用電量結算價格，U1為用戶側超用懲罰系數；Pg·be為發電企業少發電量結算價格，U2為發電側少發懲罰系數。

U1≥1、U2≥1的設置是為了對造成偏差的責任主體施以一定懲罰，并保障平衡賬戶不產生虧空。

2)批發用戶少用、發電企業多發是造成發電側下調的原因，批發用戶少用電量、發電企業多發電量獲得售電收入，提供下調服務的發電機組支付購電費用，在月度結算時形成一組購售電關系。按照“以支定收”原則，批發用戶少用電量價格、發電企業多發電量價格由下調服務價格確定。

式中，Pd·av為下調服務電量加權平均價；Pc·be為批發用戶少用電量結算價格，U3為用戶側少用懲罰系數；Pg·ex為發電企業多發電量結算價格，U4為發電側多發懲罰系數。

U3≤1、U4≤1的設置同樣是為了對造成偏差的責任主體施以一定懲罰，并保障平衡賬戶不產生虧空。

3.2 湖南月度平衡機制[12]

2020年11月，根據《電力中長期交易基本規則》，湖南省修訂印發《湖南省電力中長期交易規則》(以下簡稱《湖南規則》)。

3.2.1 電力平衡機制模式

《湖南規則》實行“月清月結”，偏差處理方法采用《電力中長期交易基本規則》中推薦的“發電側上下調預掛牌偏差處理機制”，在月度集中競價的同時，或月度集中競價之后，組織發電企業進行上調(增發)、下調(減發)報價，確定次月上下調機組調用排序。實際運行中，按照成本最小原則調用提供平衡服務的市場成員。

3.2.2 參與平衡機制的市場成員

1)平衡服務賣方。基于可再生能源出力的不可預測性，《湖南規則》規定，僅統調火電機組參與上調，即上調服務的賣方僅有統調火電機組。下調服務的賣方為所有參與市場的統調發電機組，包括統調火電機組、統調可再生能源機組及部分地調小水電。

2)平衡服務買方。上下調服務的買方理論上包括所有市場成員(參與市場的發電機組和售電公司、電力用戶)及因各種原因尚未參與市場的發用電(未進市場的發電機組、外來電、優先用電)，它們在月度結算時實際產生了合同偏差，享受了上下調服務，并應當支付上下調服務費用。

3.2.3 平衡服務定價機制

如前所述，平衡機制的核心是平衡服務的定價，包括給賣方付費及向買方收費兩個方面。

3.2.3.1 給賣方付費的定價方法

1)上調方面，賣方僅有統調火電機組，上調按照機組報價結算(Pay As Bid)，并規定了價格上限——上調價差不低于月度均價差的1·2倍。上調報價區間為:

式中，Pu·th為火電機組上調報價；Pbh為火電標桿電價；ΔPm·av為月度交易均價差。

從式(5)可見，火電機組上調中標報價Pu·th(即中標機組的報價)、月度交易電量加權均價Pm·av、火電標桿電價Pbh的大小關系可表述為:

2)下調方面，按照下調報價補償，火電機組、可再生能源機組下調補償上限分別暫定為火電標桿電價的30%、12%。下調報價區間為:

式中，Pd·th、Pd·re分別為火電機組、可再生能源機組下調報價。

3.2.3.2 向買方收費的定價方法

為了平衡賬戶不產生虧空，按照“以支定收”原則確定買方定價方法，《湖南規則》中以“偏差考核”的形式實現。

1)上調方面，買方包括超用電量的電力用戶和少發電量的火電企業，依據上調服務價格支付購電費用。

①電力用戶超過3%的超用電量結算

按照《電力中長期交易基本規則》，假設所有參與上調的火電機組均按價格上限申報上調，電力用戶超過3%的超用電量的結算價格應當為:

而根據《湖南規則》，電力用戶超過3%的超用電量按照上調電量加權平均價的K1倍結算(1·0≤K1≤1·5)。在整體供大于求的背景下，為鼓勵用戶多用電，當前K1取值保證電力用戶超過3%的超用電量的結算價格不高于月度交易電量加權均價。

②火電發電企業超過3%的少發電量結算

《湖南規則》中，火電發電企業超過3%的少發電量按照標桿電價10%支付偏差考核費用，即火電企業按照標桿電價的110%從其他發電主體處購買少發電量。

2)下調方面，買方包括少用電量的電力用戶和超發電量的火電企業，依據下調服務價格獲得售電收入。

①電力用戶超過3%的少用電量結算

按照《電力中長期交易基本規則》，假設參與下調服務的全部為火電機組，且所有參與下調火電機組均按最低價申報(收入最多)，電力用戶超過3%的少用電量的結算價格應當為:

偏差考核費用應當為:

即少用電量的電力用戶應當支付的度電偏差考核費用至少為標桿電價的30%。式(11)中，Ppu·c·be為電力用戶超過3%的少用電量的度電偏差考核費用。

而《湖南規則》中，電力用戶超過3%的少用電量按照下調電量加權平均價的K2倍支付偏差考核費用(0·1≤K2≤1·5)。為了扶持售電公司新業態，K2暫取0·1，即所有參與下調的火電機組均按最低價申報情況下，電力用戶超過3%的少用電量的度電偏差考核費用僅為基本規則中規定最小考核力度的10%。

②火電企業超過3%的超發電量結算

按照《電力中長期交易基本規則》，同樣假設參與下調服務的全部為火電機組，且所有參與下調火電機組均按最低價申報(收入最多)，火電企業超過3%的超發電量的結算價格應當為:

偏差考核費用應當為:

式中，Ppu·g·ex為火電企業超過3%的超發電量的度電偏差考核費用。

式(13)表明火電超發電量應當支付的度電偏差考核費用至少為標桿電價的30%。

而《湖南規則》中，火電企業超過3%的超發電量按照標桿電價85%結算，即按標桿電價15%支付偏差考核費用。

總之，《湖南規則》對于少用電量的電力用戶收取的度電偏差考核費用僅為標桿電價的3%，對火電超發電量收取的度電偏差考核費用為標桿電價的15%，考核力度較基本規則規定偏小，部分造成平衡資金缺口。

3.2.4 不平衡資金的處理方法

從以上分析可見，湖南月度平衡機制中需要處理的核心問題是市場主體下調補償資金的來源問題，但由于以下原因，必然存在部分平衡資金缺口:一是下調平衡服務買方不足，即部分發電機組、外來電、優先用電未進入市場，它們在月度結算時實際產生了合同偏差，享受了下調服務，但未支付服務費用。二是對參與市場的市場主體下調偏差考核力度偏弱。三是可再生能源可預測性較低，上述偏差考核方式未涉及參與市場的可再生能源企業。

因此，湖南月度平衡機制設計了不平衡資金處理方法。基本原則是按照參與市場的可再生能源超過發電計劃(優先發電與市場合同電量之和)的一定比例承擔不平衡責任，該比例按進入市場的可再生能源與全部可再生能源裝機占比確定。若還有缺額，則由所有進入市場的發電主體按照上網電量比例分攤。

3.3 湖南月度平衡機制評價

3.3.1 取得的成效

1)湖南平衡機制符合《電力中長期交易基本規則》設計思想，基本遵循了關于“發電側上下調預掛牌”處理偏差的方法，真正實現了月度平衡月清月結，向實時理清電力平衡責任、構建實時平衡的電力現貨市場的正確方向邁出了堅實的步伐。這一點在火電、可再生能源裝機各占一半的情況下尤其顯得難能可貴。

2)湖南平衡機制盡最大努力理清市場主體在月度時間跨度內的權利與責任，對市場主體需要承擔的平衡責任的計算方法符合基本規則要求，充分考慮部分市場主體未進入市場的現實情況，按照一定比例承擔平衡責任。

3)除政策、技術原因外，湖南平衡機制將所有類型的發電機組和用戶全部納入月度平衡市場，給予火電、可再生能源進入市場充分的競爭激勵，并為應對電力現貨市場不平衡資金問題打下了很好的基礎。

4)發電側上下調預掛牌偏差處理機制，一定程度上改變了傳統“三公”調度模式，在激勵發電主體積極參與市場競爭的同時，基于減少平衡成本、控制市場風險的目標，調度機構有動力盡最大努力完成發電主體市場合同，對調度機構自由裁量權形成一定約束。

3.3.2 存在的不足

1)下調平衡服務買方主體不足。湖南平衡機制的核心問題在于下調服務費用的來源。月度結算時，未參與市場的發用電可能造成發電側下調，享受了下調平衡服務，但實際未支付下調平衡服務費用，未承擔下調平衡責任。同時，平衡機制對下調服務買方的收費規模(偏差考核力度)偏小。以上兩種原因必然導致不平衡資金的出現。在負荷預測偏大、優先電量安排偏多等情況下，過大的不平衡資金規模會造成市場運行風險[12]。

2)上調平衡服務缺乏激勵機制。北歐實時市場基于對上調報價的激勵以及平衡機制中上調電量的稀缺性，上調價格一定高于日前現貨價格。湖南月度平衡機制中，火電機組上調電量價格不大于月度交易均價，是下調補償資金來源不足的不得已之舉，在電力供不應求的時段，缺乏對市場主體提供上調服務的激勵。

3)偏差平衡風險將呈擴大趨勢。一方面，隨著湖南經濟高質量轉型發展，人民生活水平不斷提高，預計居民生活用電量(優先用電)比重將呈逐年增大趨勢；另一方面，預計外來電規模將逐步增大。以上兩個因素將導致市場內承擔偏差責任、特別是承擔下調補償責任的市場主體比重將逐步減小。同時，類似新冠疫情導致用電量大幅減小，進而導致平衡成本大幅上升的不可控因素也對市場運行造成較大風險[13]。

4)市場主體缺乏減小月度電量不平衡風險的市場手段。湖南電力中長期市場尚未開展月內交易，基于限制部分市場主體市場力、防止市場主體套利的考慮，對合同轉讓的比例、頻次進行嚴格限制，一定程度上降低了市場流動性，導致市場主體缺少規避月度不平衡風險的手段。

4 對電力現貨市場建設的啟示

《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》及其配套文件提出，建設由中長期市場和現貨市場組成的電力市場體系。目前，8個試點地區電力現貨市場建設取得一定成效，同時暴露了許多問題，國家也在推動電力現貨市場在全國推開。

前文指出，月前預掛牌上下調、月清月結的偏差處理機制可以理解為將實時平衡機制的運行周期由5 min延展到1個月，即交易周期為1個月的偏差平衡機制。月度平衡機制的運行機理雖然與實時平衡市場不可同日而語，但其結算方法借鑒了北歐和英國電力市場平衡機制。因此，湖南月度平衡機制取得的成效和存在的問題對將來建設電力現貨市場有一定借鑒意義。

1)建設電力現貨市場是實時理清權責的唯一途徑。由于電力的不可儲存和需要實時平衡的特性，現代電力市場的核心就在于(基于合同)實時理清市場主體的權利與責任。如前所述，除政策、技術原因形成用戶側優先用電，外來電、部分小水電無法參與湖南月度平衡機制外，所有發電機組和用戶全部進入市場，并且盡最大努力理清市場主體在月度內的權利與責任。這一點是湖南電力中長期市場月度平衡機制對現貨市場建設的最有益借鑒。

2)關于市場與計劃并行的問題。湖南月度平衡市場由于下調平衡服務買方主體不足、偏差考核力度偏小，偏差考核費用無法覆蓋全部平衡成本，產生不平衡資金，某種程度上與部分電力現貨試點省份出現的不平衡資金性質是相同的[14]。市場與計劃并行導致部分發電主體、外來電、優先用電無法參與電力市場平衡，不論在電力現貨市場，還是在月清月結的電力中長期市場，均表現為不平衡資金的產生。因此，針對湖南電力中長期市場、電力現貨試點地區出現的不平衡資金問題，湖南在推進電力現貨市場建設中要深刻吸取經驗教訓，全力避免或減少不平衡資金對市場建設的阻滯。這既需要政策層面的突破和頂層再設計，也需要湖南電力市場建設者的魄力與智慧。

3)關于電力現貨市場模式的選擇。湖南宜選擇集中式市場模式。湖南月度平衡機制結算上借鑒了北歐和英國的分散式電力市場平衡機制。分散式的特點是中長期合同進行實物交割，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節，實時市場需要同時處理網絡阻塞和實時平衡問題，適合于電網堅強、阻塞較少、參與市場主體成熟度較高的情況。湖南電網基礎較為薄弱，上下網約束較多，市場主體對電力現貨市場理解有限，如采用分散式市場，預計各市場主體實時發電量與合同分解電量之間的偏差將難以控制，進而產生高昂的平衡、阻塞成本，市場風險較大。