電力現貨市場建設關鍵問題研究

國網甘肅省電力公司金昌供電公司 馮澤天

2015年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(簡稱9號文)頒布，標志著我國電力體制正式進入新一輪改革工作，對我國電力現貨市場的建設提供了指引方向，也推動著我國各省交易中心和交易規則的完善。但現階段我國電力現貨市場的設計者與建設者需要對于市場的開展以及職權分配的問題，進行關鍵點的分析和有效的研究。

電力現貨市場的整體概述

一、市場運作組織方及其職責

首先要明確電力現貨市場的運營組織者及其具體責任。無論是國外還是國內的電力現貨市場，由于受其模式和體制的差異，所以對于電力現貨市場的組織者及運營者仍存在爭議。部分觀點認為交易中心應該是電力現貨市場的組織者和運營者。而部分觀點則認為調度具備電力現貨市場的運營和建設能力?，F貨市場的運營從市場底層技術脈絡視角主要分為經濟調度和安全校核、交易結算、市場數據三大內容。

市場數據主要是由物理參數和報價數據組成。電力現貨市場的電量價格信息無論是上報給調度機構還是交易中心，都不存在本質差距。但是對于電力現貨市場的運營需要調度系統來進行組織和安全校對，同時還需要還需要對物理參數(主要包括某一時間點上機組能提供多少電力、機組的爬坡率、不同機組類型提供何種服務等）進行考慮。調度對于這些物理參數的掌握和全面性更強。

經濟調度和安全校核。安全約束經濟調度和安全約束機組組合組成電力現貨市場的運行過程，主要由調度機構進行負責，并根據不同市場模式來產生不同目標函數和考慮約束；結算問題。交易中心對電力現貨市場確定成交量和成交價后，進行結算業務的處理。電力現貨市場通過從市場底層技術脈絡視角進行觀察發現，需要結合調度機構和交易中心來實現業務協作，共同促進電力現貨市場的發展。

現階段調度機構管理實時市場，但對于市場交易的具體責任劃分仍存在以下兩方面爭議：電力現貨市場交易組織任務如果交付給交易中心進行處理，雖然交易中心具備一定的網絡約束能力，但是需要增加交易中心對于網絡約束功能任務設立，增加了交易中心的工作壓力以及工作環節。網絡條件也是影響交易中心是否能夠掌握現貨市場交易組織工作的決定因素；9號文件明確了調度中心負責電網安全責任，同時在《關于電力交易機構組建和規范運行的安全意見》文件當中明確指出，要根據電力現貨市場的實際運行情況來進行明確和規范調度中心與交易機構的職能劃分。

總地來說，無論是交易機構還是調度機構，都無法獨立承擔電力現貨市場建設和運行的責任，需要兩大機構進行通力協作，共同承擔起電力現貨市場的建設和運營工作。交易機構主要對電力現貨市場交易申報的電量、電價進行全面的分析和判斷，然后交付給調度機構來進行校核工作，并由交易機構來進行交易結果的處理和結算。

二、市場主體

發電企業。電力現貨市場建設初期，參與現貨市場只有煤電機組和水電機組(達到一定調峰能力)。當電力現貨市場建設成熟后，逐漸引進風電，光伏等新能源機組進入市場。電力現貨市場在建設過程中會隨著市場的變化而產生經營目標的改變。部分發電企業會將經營目標轉移至輔助服務領域(調頻)亦或是在現貨市場達到高峰期時發高價電。

供電企業。保底服務和市場交易電量提供輸配電服務是供電企業的兩大主要服務職責。供電企業在傳統電網企業的基礎上增加了獨立配電公司。

售電企業。作為新興企業，售電企業通過在交易機構注冊信息從而擁有銷售電力業務的權利。電力現貨市場進一步發展的重要前提就是售電企業的發展。售電企業經過長期的發展以及大客戶直接交易，提高了對于電力現貨市場變化、政策變化、規則變化的敏感度，從而掌握電力現貨市場的發電資源以及客戶資源和負荷的精準預測。

終端用戶。110kv 的終端用戶在電力現貨市場建設初期就進入發展試點，等到電力現貨市場成熟后再逐步放開110kv 以外的終端用戶，最終實現電力現貨市場向全體終端用戶開放。進入電力市場的終端用戶可以向售電企業或發電企業代理購電或購電。高度的市場成熟度(電力現貨市場運行規則和流程充分掌握、電力現貨市場主體具備較強的短期精準預測能力）才能滿足終端用戶自行購電。

三、運作規模

電力現貨市場運作規模的大小有現貨市場設計主體來進行決定。根據我國電力現貨市場建設情況來設計現貨市場的規模，先讓部分終端用戶進入市場開啟試點，等現貨市場發展到一定規模后再逐步放開終端用戶。隨著不同電壓等級的客戶涌入現貨市場，需要電力交易中心和調度機構對于電力現貨交易的情況進行風險的防范防止規模過小，不利于現貨市場的資源配置；規模過大，超出電力現貨市場風險控制范圍。

電力現貨市場建設關鍵問題

市場模式挑選：分散式和集中式是電力現貨市場主要模式類型。前者主要基于中長期實物合同的前提上，發用雙方在日前階段進行調節偏差電量通過日前、確定日發用電曲線、實時平衡交易等環節。后者主要是通過以差價合同來進行中長期市場風險與全電量集中競價配合的模式。在資源配置效率、市場規則形式、市場監管難度、售電主體成熟度等內容比較上，分散式和集中式各占優勢。在我國電力現貨市場建設初期可通過將分散式與集中式并存的方式，在各個省份進行試點工作，并結合各個省份的電網、電力供需情況、電源結構等因素來進行靈活的選擇市場模式。

出清機制：現階段我國出清模型相對簡單，主要是由于我國出清機制并未詳細到日，出清結果對我國電力現貨市場的運行影響較小，所以由調度機構來進行出清工作的統籌調配。報價因素和系統物理模型是我國出清模型所要考慮的要素。現階段我國選擇分散式市場模式的地區，現貨市場具備調峰資源好、電力充足、阻礙少等特點，可以適當忽視物理模型，只關注報價情況來進行出清，并由調度機構對交易進行安全審核，不符合校核標準的交與市場進行調節。選擇集中式模式的地區，出清則需要考慮物理模型精密化、精準化。將SCED 與SCUC 程序對出清結果進行安全與穩定性的考慮。

價格機制：交易結果主要受到電力現貨市場交易周期與網絡約束的影響。因此，要求價格機制能夠真實的反映不同時間段電或市場的波動特點、受到網絡條件影響下的電價變化、維護穩定和防止投機行為。分區邊際電價、統一邊際電價、節點邊際電價組成電力現貨市場價格機制。電力現貨市場交易過程中，現貨市場主體通過在不同時期進行報價、出清價格波動都能反映電價隨著電力現貨市場發展階段和發展需求而不斷改變。統一邊際電價機制、節點邊際電價、分區邊際電價分別是用于沒有網絡阻塞的系統、網絡阻塞較為嚴重的系統、網絡阻塞發生區域明確的系統。

清潔能源消納：集中式市場和分散式市場在不同市場模型下發展存在差異。清潔能源在前者具備天然優勢，在后者由于受到波動大，預測難等因素的影響，而難以得到有效發展。為進一步幫助分散式市場實現清潔能源消納問題的處理，主要從以下方面進行解決：通過日內市場、平衡市場、中長期交易、日前市場等多及市場協調運作和結合的市場機制，分別為清潔能源消納做出處理系統不平衡電量、預留消納空間、提供新能源邊際成本低發揮的優勢空間等作用；由于新能源在集中式市場具有較好的發展空間，所以可以提前開啟日內市場或引入日內短期交易新產品等方式，解決清潔能源預測難、消納能力差的問題；通過開展合同電量轉讓交易的方式實現新能源跨省、跨區域消納。

協助服務市場建設：我國機組提供輔助服務工作主要是由調度機構進行統一安排，由于輔助服務市場并未形成激烈的市場競爭，所以對部分提供服務的機組給予政策和資金的補償。但是隨著電力現貨市場的進一步開放，受到機組本身具備提供輔助和發電功能的特性影響，輔助服務市場依然會面臨市場化的問題。發電企業提供的輔助服務覆蓋廣(AGC、無功電壓支持、調峰、黑啟動等)。不同輔助服務功能存在差異。黑啟動輔助服務功能進行調用的前提是電力系統出現故障。調峰輔助服務功能由于可以直接參與到現貨市場的能量交易，所以在一定程度上并不屬于輔助服務市場范圍內。