區域電力市場建設方案及關鍵問題研究

張艾紅 ，楊巍巍 ，張健男 ，沈 毅 ，黃 冶 ，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

2017 年8 月份，國家發改委辦公廳聯合國家能源局綜合司發布《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），選擇南方（以廣東起步）、浙江等8 個地區作為第一批試點，推動電力現貨市場建設工作[1]。考慮到歷史形成的以省為格局的電力行政管理和財稅體制，第一批電力現貨試點均為省級電力現貨市場。截至2020 年9 月份，各試點均進行了長周期結算試運行。總體來看，各試點現貨市場運行平穩、價格合理、機制有效。但同時也應看到，各試點依舊不同程度存在計劃與市場并軌不暢、多級市場銜接困難、發用不平衡電費較大等問題。其中一些問題便是由電力現貨市場建設局限于省級范圍引發的。

建設區域電力市場，有特殊的政策背景和時代背景。2020 年4 月，中共中央國務院發布《關于構建更加完善的要素市場化配置體制機制的意見》，指出“充分發揮市場配置資源的決定性作用，暢通要素流動渠道，保障不同市場主體平等獲取生產要素，推動要素配置依據市場規則、市場價格、市場競爭實現效益最大化和效率最優化[2]。”建設區域電力市場可以促進電力要素在更大范圍內流動，提高電力要素配置效率，并且也能適應區域經濟一體化的發展方向。

國內許多專家學者就區域電力市場建設已有較為深入的研究。文獻[3-4]分析了區域電力市場建設的若干問題，包括競價交易模型及其機理、水電參與市場競價的模式、電價機制及其穩定制度、市場風險及其規避、結算機制與市場盈余公平分配等。文獻[5]從現貨市場交易規模及其影響因素，市場出清方式及其物理模型，現貨市場的價格機制，市場力抑制等相關配套機制等方面介紹了國外典型電力現貨市場建設情況，并對中國的電力市場化改革提出了建議。文獻[6]從多個方面詳細介紹了北歐電力市場。北歐電力市場作為首個跨國的區域電力市場，有著較為完善的交易機制，是值得學習的樣板。文獻[7-9]從多方面分析了南方區域電力市場建設方案。作為第一批電力現貨試點之一，南方區域電力現貨市場具有一定的示范意義。

上述研究大多從區域電力市場的一般理論出發，未緊密結合我國電力市場化改革的當前所處階段。本文旨在現有研究的基礎上，充分借鑒第一批電力現貨試點建設過程中的問題及經驗，并基于我國電力市場化改革的新階段和新的時代背景，設計適合我國國情的區域電力市場建設方案，并分析若干關鍵問題，梳理建設思路，為本輪電力市場化改革的深化提供更多思路，以促進交流。

1 區域電力市場的內涵再認識

對于“區域電力市場”，尚未有嚴格的定義。根據經典的電力市場理論，從交易品種維度上看，電力市場包括電能量市場、電力輔助服務市場、容量市場、輸電權市場等。其中又以電能量市場為主，其余三個市場的作用主要是保障電能量交易。從交易周期維度上看，電力市場包括電力中長期市場和電力現貨市場。因此，從廣義上講，我國已存在多個區域電力市場，例如“東北區域電力輔助服務市場”“華北電力調峰輔助服務市場”以及“跨區跨省電力中長期交易”等[10-11]。但是從狹義上講，以“電能量交易”為核心的區域電力現貨市場尚未建成。市場交易機制的核心是價格機制，而只有電力現貨交易才能有效發現電力商品價格，由此才能形成市場化的電力電量平衡機制，才能為電力中長期交易提供價格風向標，才能充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，進一步釋放改革紅利。綜上所述，本文所研究探討的“區域電力市場”指以“電能量交易”為核心的“區域電力現貨市場”。

“區域電力市場”的外延包括三個方面。第一，區域內統一的市場注冊管理機制。市場主體在“同一起跑線”公平競爭是市場有效運行的前提條件。第二，區域內統一的市場出清規則。各市場主體中標的“量”和“價”必須由市場統一出清確定，否則這個市場便是松耦合拼湊而成的區域市場，并非嚴格意義上的區域市場。第三，區域內統一的市場監管。為了避免區域內各利益主體進行地方保護，區域內統一的電力市場監管機構及監管辦法是必要的。

2 建設區域電力市場的價值與意義

2.1 省級電力市場的弊端分析

（1）市場力問題。我國各省級電網發電側的市場力問題不容忽視。例如在浙江電網中，浙能集團的市場份額占到了五成以上。為此，浙江電力現貨市場機制設計者引入了大量的政府授權合約來規避浙能集團的市場力問題。但隨著經營性電力用戶的逐步放開，這并非長久之計，很容易導致市場機制失靈。若將交易范圍擴大至區域電網，則市場主體的市場份額將下降，從而難以發揮市場力。

（2）電能量市場與電力輔助服務市場的銜接問題。現階段，國網片區內除西南電網外均運行了區域范圍內的電力調峰輔助服務市場，國網范圍內省間電力現貨市場也在籌備中，并且有的省份還運行了省內深度調峰輔助服務市場。同時存在的多個市場極易引發交易成本提高、交易鏈條過長、交易難以銜接等問題。反觀區域電力市場則更容易實現不同市場的融合或銜接。

（3）市場結構不合理的問題。各省的電源裝機、負荷特性、發用電放開情況各不相同，建設省級電力現貨市場很容易遇到市場結構不合理的問題，進而引發其他問題。例如在山東2020 年5 月份為期4 天的結算試運行中，由于市場化發電、用電規模不對等、優先發購電曲線不匹配等原因，共產生9500 余萬元的不平衡資金。而區域電力市場則能夠實現各省的優勢互補，抵消個別省市場結構不合理的問題。

2.2 區域電力市場的優勢分析

一定程度上，上文所述的省級電力市場的弊端都能在區域電力市場中得到改善或消除，除此之外，建設區域電力市場還有更深遠的價值和意義。

（1）區域電力市場可在更大范圍內配置電力資源，創造更多社會福利。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。那么為什么不建設強耦合的全國統一電力現貨市場？答案是在當前階段，不具有可行性和經濟性。第一，我國電源裝機容量約20 億千瓦，最高負荷超過14 億千瓦，過大市場規模下的優化計算將產生“維數災難”問題。第二，建設強耦合的全國統一電力現貨市場須配套建設信息披露、市場監管等配套機制，極大增加市場運營成本，同時也會使市場主體的決策復雜化，極大增加交易成本。建設區域電力現貨市場的技術條件基礎較為成熟，且在國外有較為成功的案例（美國PJM），因此這是符合我國國情的優選方案。

（2）區域電力市場可充分發揮大電網的優勢，提升系統調節能力，降低系統安全成本及可靠成本。電力作為一種特殊的商品，既要滿足系統負荷實時平衡約束，又要滿足系統備用約束，同時電能質量要達標。這對系統的調節能力及預留備用大小要求較高。非水可再生能源富集省為了應對可再生能源的波動性、間歇性，須付出較多額外的調峰、調頻、及備用成本，按省預留這些調節資源的效率遠遠低于按區域預留，并且長久以來形成的電網控制區也是按區域進行管理。綜上所述，區域電力市場可以提升電力系統的運行靈活性，能產生顯著的經濟效益。

3 區域電力市場交易機制設計

3.1 基本原則

美國PJM 電力市場和歐洲統一電力市場是國外運行較為成功的典型區域電力市場，多被國內專家學者作為樣板研究。美國PJM 電力市場采用的是區域內各州強耦合的調度交易運營一體化的模式；歐洲統一電力市場采用的是以日前交易為主、日內交易為輔、保留各國TSO（輸電系統運營商）負責實時平衡的弱耦合模式[12]。

我國與國外所面對的基礎條件不同，建設區域電力市場并不能照搬國外模式，須立足國家深化改革和市場建設大局，適應中國特色社會主義經濟發展要求，契合當前電力市場化改革的新態勢，并充分考慮以省為格局的電力行政管理和財稅體制，按照“三個有利于”（有利于能源低碳轉型、有利于電力安全保障能力提高、有利于資源優化配置）的原則，并做好“三個統籌”（統籌好區域內交易和區域外交易、統籌好現貨市場和中長期市場、統籌好市場和優發優購）。

3.2 總體思路

（1）為了兼顧各方利益，降低改革阻力，不宜對以省為格局的電力行政管理體制做過度改變，對各級機構的職能可適當調整以適應區域電力市場建設。（2）區域電力市場以現貨電能量市場為主，采用“集中競價，邊際出清”的方式。做好現貨電能量市場與電力輔助服務市場、與電力中長期市場的有序銜接。（3）考慮到機組組合需要在運行日前一天（日前）安排，并且市場出清邊界條件從日前到日內可能改變，區域現貨電能量市場包括日前市場和實時市場。

3.3 交易機制設計

3.3.1 市場成員

市場成員包括運營機構、市場主體、電網企業。

運營機構包括區域電力調度機構、區域電力交易機構、及區域內各省的電力調度機構和電力交易中心，其中區域電力調度機構和區域電力交易機構負責區域電力市場的組織運營，各省電力調度機構和電力交易機構進行配合。

市場主體須遵守區域內統一的市場準入條件、注冊程序、退出條件、退出程序。市場主體包括發電主體和購電主體。發電主體指區域內并網運行的各類發電廠。各發電廠的管理單位維持現狀不變。購電主體指滿足準入條件并在所在省的電力交易中心完成注冊的電力大用戶及售電公司。

電網企業包括區域內各級供電企業，按規定提供輸配電服務，承擔本營業區域內非市場用戶保底供電服務。各電網企業分別負責轄區內市場主體計量數據管理，提供分時電量數據。

3.3.2 市場申報

各省電力調度機構負責準備所轄電網運行邊界條件及機組運行邊界條件，并報送給區域電力調度機構和區域電力交易機構，用于市場出清和信息披露。依據所披露的信息，市場主體在區域電力交易機構進行市場申報。發電主體申報一條單調非遞減的量價曲線，具體段數可根據實際情況制定。購電主體有兩種申報方式，第一種為申報運行日的分時平均用電負荷，作為價格接受者；第二種為申報一條單調非遞增的量價曲線。市場起步階段建議實行第一種，待購電主體市場意識和決策能力成熟時可實行第二種，使社會福利最大化。

3.3.3 市場出清

區域電力調度機構負責現貨電能量市場的出清計算，采用節點電價定價機制。日前市場，運行安全約束機組組合（SCUC）模型、安全約束經濟調度（SCED）模型、節點電價計算（LMP）模型，以運行日購電成本最小為優化目標，出清計算得到運行日96 個時段市場主體的中標量及各節點的節點電價。實時市場在運行日實際運行前15 分鐘滾動出清，運行安全約束經濟調度（SCED）模型、節點電價計算（LMP）模型，以實際運行時段（含）后2 個小時的購電成本最小或社會福利最大為優化目標，出清得到實際運行時段市場主體的中標量及各節點的節點電價。

3.3.4 價格機制

市場機制的核心是價格機制，對市場主體執行的價格機制對市場參與者之間的利益分配有重大影響。設計價格機制，既要考慮公平，又要兼顧效率；既要體現“市場優化配置資源”的宗旨，又要緊密結合不同地區的經濟、社會發展水平。

（1）發電側。按照“價低者得”的原則，可以使發電側之間不同機組充分競爭，實現成本低的機組替代成本高的機組，從而降低全社會總購電成本。因此，發電側的結算電價為機組（或新能源場站）所在節點的節點電價。當全網不存在輸電阻塞時，則所有發電側市場主體結算電價相同，為系統邊際電價。

（2）用戶側。理想情況下，用戶側的結算電價也采用所在節點的節點電價可以兼顧公平和效率，但這會對現有利益格局造成較大調整，不利于市場起步。第一批8 個電力現貨試點中，對于用戶側大多采用統一結算點電價進行計算，但是考慮到區域電網內各省的經濟、社會發展水平不一致，區域范圍內的統一結算點電價并不適用于區域電力市場。因此建議采取折中方案，區域電網內各省用戶側采用分省的統一結算點電價進行結算。某省的統一結算點電價的計算方式為按各時段下網電量進行省內所有用戶側節點加權平均再疊加本省輸配電價、基金附加、功率因數考核、稅費等電費項。

（3）電網側。電網側收取市場用戶的輸配電費。區域電網內各省的政策性交叉補貼水平存在差異，可將交叉補貼體現在輸配電費里。在區域相關部門的統一監管下，允許分省定期核定輸配電價，體現出各省的特色。

3.3.5 市場結算

區域電力市場內，電網潮流無序，電能跨省流動是常態，因此需要全局的資金結算機構進行協調。現階段，可以由區域電力交易機構配合各級電網企業的財務資產部、市場營銷部開展市場結算業務。

3.3.6 市場協調及監管

為了維護區域電力市場秩序，規范交易行為，保證電力市場競爭有序并協調區域電網內各方的利益糾紛，須配置各方認可的監管機構，在統一的監管規則下，對各市場成員進行監管及協調。

4 相關問題探討

4.1 與全國統一電力市場的銜接

全國統一電力市場，近期以“統一市場、兩級運作”的模式起步。第一級為全國范圍內的省間市場，第二級可兼容兩種模式：第一種為省內電力市場，第二種為區域電力市場。兩級市場分別進行申報，第二級先于省間平臺申報送、受電需求及價格，省間交易組織出清后，形成的交易結果作為第二級市場的邊界條件。第二級市場再行組織交易，滿足轄區內電力平衡需求。

4.2 與電力中長期市場的銜接

區域外的省間電力中長期合約，由上級調度機構分解后物理執行，作為區域內電力市場開展的邊界條件。區域內的電力中長期合約為差價合約，僅作為結算依據，不作為調度執行依據。其中各發電企業的優先發電電量、基數電量等政府定價電量由區域電力調度機構按統一規則分解為交割日的分時電量結算曲線。

4.3 區域電力市場與優發優購的銜接

用戶側包括市場用戶和非市場用戶。非市場用戶由電網企業保底供電，執行目錄電價。電網企業作為總代理以政府定價與發電側簽訂廠網間購電合同。電網企業承擔保底供電的“購銷價差”是個變量，為了保障電網企業的合理收入，須根據區域電力市場的運行情況，建立對于目錄電價、優先發電電量、政府批復上網電價等的動態調整機制。

4.4 與電力輔助服務市場的銜接

現階段，各級電網內的電力輔助服務市場以調峰輔助服務市場為主，部分地區建立了備用市場及調頻市場。市場起步階段，建議配套建立或完善區域范圍的深度調峰市場和調頻市場，與區域現貨電能量市場分開獨立運行。深度調峰機組在現貨電能量市場上作為價格接受者，不參與市場定價。進行現貨電能量市場出清計算時，對調頻市場上中標的機組的出力上、下限進行調整，預留出調頻容量。

待市場發展成熟后，可適時將深度調峰市場與現貨電能量市場融合，并與調頻市場聯合優化出清。

4.5 阻塞管理

節點電價機制下，出現輸電阻塞，會產生阻塞盈余。需要說明的是，阻塞可能會導致部分發電主體擁有并行使市場力，減少社會總福利。因此，建議將收取的阻塞盈余，在市場監管機構的監管下，用于投資輸變配電設備，緩解或消除阻塞。

5 結論

起步于2015 年的本輪電改，發展到當前階段后，建設區域電力市場有著特殊的時代背景和價值意義。本文深入討論了區域電力市場的內涵，并與省級電力市場對比，進行了利弊分析。在此基礎上，設計了區域電力市場建設方案，并探討了若干關鍵問題。本文為我國區域電力市場建設提供了一種可行的思路。

限于篇幅，本文只搭建了區域電力市場的框架，對于技術細節未深入探討，這是后續研究需要完善的地方。