電力市場頂層設計中的關鍵問題研究

張健男，沈 毅，黃 冶，楊巍巍，屈可丁，孫嘯天

（1.國家電網東北電力調控分中心，遼寧 沈陽110000；2.北京清能互聯科技有限公司，北京100084）

引言

本輪電力市場化改革肇始于2015 年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發〔2015〕9 號）》的發布。隨后取得了若干成效，包括：各省建設了以電能量為交易標的物的月度及以上電力中長期交易市場，建立了相對獨立的交易機構，有序放開了部分發用電計劃，核定了區域電網輸電價格和省級電網輸配電價，將混合所有制引入增量配電業務，民間資本進入售電領域。

2017 年《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知（發改辦能源〔2017〕1453 號）》發布后，電力市場化改革再次提速[1]。選擇了南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8 個地區作為第一批試點，以期加快探索建立電力現貨交易機制，改變計劃調度方式，發現電力商品價格，形成市場化的電力電量平衡機制。經過三年多的電力現貨市場建設，截至2020 年11 月，八個電力現貨試點均開展了月度及以上周期的長周期結算試運行[2]。總體來看，現貨市場運行平穩，現貨平均價格普遍低于當地燃煤火電機組上網標桿電價，市場主體積極活躍。但同時個別省份暴露出優先發電和優先購電規模不匹配、省間交易與省內交易組織時序紊亂、電能量市場與電力輔助服務市場銜接不暢、容量成本市場化補償機制欠缺、發電集團市場力嚴重等問題，值得警惕及深入研究。

2020 年9 月28 日，國家發改委副主任連維良在全國推進電力市場化改革暨中長期電力交易視頻會議上對全國電力現貨市場建設工作做出了重要部署：各省區全面推開現貨交易，年底前報方案，明年一季度有序啟動。在全國范圍內現貨市場建設全面提速的當下關口，做好市場頂層設計，打牢現貨市場框架基礎，才能為今后電力市場的不斷完善提供有力保障。

我國已有許多學者對電力市場頂層設計進行了較為深入的研究。文獻[3]討論分析了現貨市場建設中的市場模式選擇、市場主體參與方式、價格機制選擇、現貨市場體系設計及銜接等問題；文獻[4]提煉總結了市場建設的六個關鍵要點，提煉了現貨市場機制設計的內在邏輯，并提出了未來我國現貨市場建設的相關建議；文獻[5-8]深入探討了典型試點地區的市場設計思路。

本文在已有研究的基礎上，結合國內外電力市場建設的最新態勢，重點分析了若干個電力市場頂層設計中的關鍵問題，并相應給出了建議，為各地建設電力現貨市場提供參考，以促進交流。

1 中國電力市場建設的總體目標和基本原則

雖然電力市場已在國外某些地區成功運行多年，但我國在進行電力市場建設時并不能照搬其成功經驗，因為我國的電力市場建設基礎不同于國外，電力市場建設目標也不盡相同。因此，我國開展電力市場化改革，首要任務是明確總體目標和基本原則。總體目標指明了方向，基本原則指明了道路。

1.1 總體目標

（1）引導電力科學發展。完善體制機制，吸引電力投資，充分反映不同類型電源在電力系統與市場運行中不同時段的價值，引導電源和電網科學規劃、合理布局、協調發展。

（2）提高行業運行效率。通過市場機制和價格信號引導電力各要素在大范圍內實現優化配置，提高電力行業生產運行和電力市場運行效率。

（3）理順價格形成機制。還原電力商品屬性，形成主要由市場決定電力價格的機制，合理反映電力的供應成本和供求關系。

（4）保障電力可靠供應。充分考慮能源供給安全，通過市場機制保障電能生產、輸送和使用動態平衡，確保各地電力可靠供應，滿足經濟社會發展需要。

（5）促進可再生能源消納。通過市場機制提高可再生能源和分布式能源在電力供應中的比例，促進可再生能源大范圍消納利用、能源消費總量控制和節能環保。

1.2 基本原則

（1）立足國情。按照中國特色社會主義市場經濟要求，充分考慮各地的電力市場化基礎、能源資源稟賦、經濟社會發展現狀，合理選擇市場模式和路徑。

（2）市場配置。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步明確政府與市場的定位，提升市場效率，促進社會公平。

（3）確保安全。以保證電網安全運行為前提，發揮電網統一規劃、統一調度、統一管理的制度優勢，與現有的電網運行管理體系和安全管理措施做好銜接，確保電力系統安全穩定運行。

（4）保障民生。充分考慮企業和社會承受能力，完善政府公益性調節性服務功能，妥善處理交叉補貼問題，保障基本公共服務的供給和居民、農業等用電價格相對平穩。

（5）科學監管。落實國家治理現代化要求，強化市場統籌設計與監管，對市場主體競爭行為、電網公平開放、電力交易和調度公平性等進行科學高效監管。

（6）穩妥推進。堅持平穩起步、分步推進，與市場基礎條件和內外部環境相適應，充分考慮市場運營風險，確保具有可操作性。

2 中國電力市場建設的現狀及基礎條件

2.1 市場范圍

廣義維度，我國已存在包括多個范圍的電力市場。如國家范圍內的跨省跨區電力中長期交易、跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易，區域級的東北電力輔助服務市場、省級的電力現貨市場。本節僅從狹義維度討論以電能量交易為主的現貨市場的范圍。

一般來講，市場配置資源的范圍越大，能創造的社會福利越多。但是，在一定技術條件及經濟背景下，這個“范圍”是有邊界的，超出邊界的話社會福利可能會減少。考慮到我國長期以來形成的以省為格局的電力行政管理和財稅體制，以及我國由于能源資源分布不均衡引發的大范圍配置電力資源需求，建議采取“統一市場、兩級運作”的模式，即建設全國范圍內的省間電力現貨市場和省級的電力現貨市場。其中，省間電力現貨市場的運行模式為將各省的網架拓撲等值簡化為節點，主要優化跨區跨省聯絡線計劃；省內電力現貨市場以省間電力現貨市場出清結果為邊界，用市場模式進行省內電力平衡。后續關鍵問題討論主要針對省級電力現貨市場。

2.2 市場模式選擇

學術界里，一般認為電力市場模式主要分為分散式和集中式兩種模式。其中，分散式是主要以中長期實物合同為基礎，發用雙方在日前階段自行確定日發用電曲線，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調節的電力市場模式；集中式是主要以中長期差價合同管理市場風險，配合現貨交易采用全電量集中競價的電力市場模式。有許多人認為蒙西、福建為分散式市場，其余六個試點為集中式市場。實際上這種說法并不妥當。蒙西、福建的中長期合約雖為物理執行，但并非由發用雙方自行約定發用電曲線，而是由調度機構代為分解。其余六個試點也并非嚴格的“全電量集中優化”的集中式市場，因為各試點均存在一些非市場化機組維持原有“三公調度”模式，比如山東省新能源場站不參加現貨市場、廣東存在大量A 類機組不參與現貨市場。

考慮到我國電網運行方式復雜、清潔能源消納壓力較大，建議我國多數省份以“集中式市場模式”為藍本，并緊密結合本省實際情況來設計電力市場機制，予以調度機構充分的電網調節資源。

2.3 用戶側參與現貨市場的方式

用戶側參與現貨市場的方式共有三種：

第一種，不參與現貨市場，以目錄電價結算實際用電與中長期合約的偏差，如甘肅、蒙西、福建、四川采用此種模式。這種模式下，實質上為發電側單邊競爭格局，不僅難以有效激勵需求響應，且各項不平衡資金也難以有效向用戶側傳導，影響市場正常運行。不建議采用此種模式。

第二種，報量不報價的方式參與現貨市場，如廣東、山西、山東采用此種模式。這種模式的優點是可以一定程度上激勵用戶響應現貨價格，培育用戶市場意識，且簡單易起步。缺點是無法控制發電集團市場力，且會形成不平衡資金。

第三種，報量報價的方式參與現貨市場，如浙江采用此種模式。這種模式有利于緩解發電側市場力，可以激勵需求響應、虛擬電廠等新型業態，且可以增強市場流動性，平抑價格波動，缺點是較為復雜，不利于市場起步。

理論上，發電側和用戶側均申報量價曲線更符合微觀經濟學中的市場均衡原理，也更利于市場配置資源的作用。但考慮到我國電力市場化改革尚處于起步階段，用戶側市場主體眾多且市場意識未完全建立，并且要兼顧到市場建設，因此建議市場建設初期，用戶側報量不報價，隨著市場的發展，適時采取用戶側報量報價的模式。

2.4 價格機制

價格機制指發電側和用戶側在現貨電能量市場中的結算價格。市場機制的核心是價格機制，因此價格機制的選擇對于市場主體的利益格局影響很大。

一般來說，電力現貨市場中的價格機制包括系統邊際電價、分區邊際/平均電價、節點邊際電價。當電網不存在輸電阻塞時，所有節點的電價相同，節點邊際電價等價于系統邊際電價。如果技術條件允許，節點邊際電價更能體現電力的時間價值和空間價值，更能有效引導電力投資和消費[9]。因為“平均化”本質上為一種針對實際情況的簡化或近似，會隱藏諸多細節問題，但是對市場運營機構的公信力和市場信息披露要求較高。

六個采用“集中式”市場模式的試點中，廣東、浙江、山西、山東在發電側采用節點電價，在用戶側采用節點電價基礎上計算出的加權平均電價，四川在發用兩側均采用系統邊際電價，甘肅在發電側采用分區邊際電價，用戶側不參與現貨市場。

本文建議在發電側采用節點邊際電價，在用戶側根據地理行政范圍采用分區平均電價，經濟社會發展水平相近的地區劃分為同一價區。這種方案既充分反映了電力的空間價值，又避免了用戶側利益調整過大，利于市場起步，且有效引導電力投資和電力消費。

2.5 電力輔助服務市場與現貨電能量市場的銜接機制

電力輔助服務對于保障電網運行安全，保證電能質量至關重要。需要配套建立調峰、調頻、備用等輔助服務市場，并與現貨電能量市場有序銜接。

調峰市場本質上是電源靈活性不足情況下的發電權交易。在國外成熟電力市場中，并不包含調峰這一輔助服務交易品種。本文建議我國在進行電力現貨市場建設時，可嘗試用現貨電能量市場替代調峰市場，因為調峰市場本質上是電能量交易范疇，若保留調峰市場，會扭曲電能量價格信號。

調頻輔助服務對于保障電網安全、穩定運行至關重要。機組提供調頻輔助服務在現貨電能量市場中會產生機會成本，需要通過市場機制疏導。因此建議配套建立調頻輔助服務市場，科學衡量不同調頻性能的機組做出的調頻貢獻。初期，建議調頻市場與現貨電能量市場分開獨立運行，調頻市場先出清，現貨電能量市場后出清；隨著市場的逐步完善，實現二者的聯合優化出清。

雖然國外有較為完善的備用市場理論體系，但在中國落地時仍需要考慮循序漸進以及可執行性方面的因素。總體而言，我國仍不具備在市場起步階段同步建設備用市場的基礎條件。一方面因為國內大多數省區的發電計劃安排過程中，均未精細化考慮備用資源的響應速率問題，不滿足按不同標準將備用分類定價和出清的要求；另一方面，我國電網許多省區輸電阻塞較為嚴重，無效備用的識別將極大提高市場建設的復雜性。如果不建設備用市場，將系統的總備用需求作為電能量市場出清的約束條件即可。

2.6 計劃與市場雙軌制運行機制

政府定價的優先發電計劃和優先用電計劃將與電力市場長期共存，這也是我國不同于國外之處。由此可能引發兩個問題：一方面，市場化電量在發電側和用戶側的不均衡會扭曲市場價格信號和導致不平衡資金；另一方面，用戶側交叉補貼可能會阻礙市場的進一步放開，影響改革紅利的釋放。

建議在加強優先發用電計劃管理工作的基礎上，堅持“以發定用”的原則，開展優先發購電總量匹配的工作，保障電力現貨市場發用兩側計劃與市場量價體系的整體平衡。同時研究優先發購電曲線匹配的市場機制設計問題，依照目前試點地區的相關經驗，可以采取“以用定發”的方式確定市場化機組的基數電量，保障優先發電與優先購電分時段匹配。由此可實現計劃與市場相對解耦，彼此產生較小程度的干擾。

2.7 保障清潔能源消納機制

本節主要討論集中式風電場、光伏電站以及水電站在現貨市場中的定位。由于水電站發電計劃須綜合考慮灌溉、航運、防洪防澇等需求，且許多水電站所有權為電網公司，因此市場建設初期，不建議水電機組參與現貨市場。風電、光伏等新能源場站在現貨市場建設前多通過調峰市場保障消納。建設現貨市場后，8 個電力現貨試點的處理方式不盡相同。其中新能源場站在廣東、山東、四川、福建、浙江等地不參與現貨市場；在甘肅、蒙西以“報量報價”的方式參與；在山西以“報量不報價”的方式參與。

建議我國各地在建設電力現貨市場時，應將不同種類的電源同臺競價，否則一部分電源在市場中、一部分電源在市場外，這無法體現“公平性”原則，不符合市場建設要求，且容易激化社會矛盾。至于參與現貨市場的方式，建議在清潔能源消納壓力小、基本無棄風棄光的地區，新能源場站以“報量”不報價的方式參與現貨市場，作為價格接受者保障優先出清；在清潔能源消納壓力較大、存在棄風棄光的地區，新能源場站以“報量報價”的方式參與現貨市場，激勵其提高出力預測準確性，并且以申報價格決定棄電排序。

3 結論

本文立足于我國電力市場化改革的所處階段，適時剖析了我國電力市場建設的總體目標和基本原則，并從市場范圍、市場模式、用戶側參與現貨市場方式、價格機制、電力輔助服務市場與現貨電能量市場的銜接機制、計劃與市場的雙軌制運行機制、保障清潔能源消納機制等七個方面探討了電力市場頂層設計中的關鍵問題，并相應提出了建議。

需要說明的是，電力市場建設是一項十分浩大的工程，技術密集，關聯廣泛。限于篇幅，本文研究成果并未囊括電力市場頂層設計的方方面面，這是后續研究需要完善的地方。