水電市場化消納分析與體系框架設計

高志遠 徐亮 邵平 徐駿 薛焜元 孫芊 史述紅

摘要：水電的市場化消納是中國電力市場建設的重要組成部分。基于對中國水電發展政策和市場環境的梳理，對水電的特點及其市場化過程中面臨的關鍵挑戰進行了分析，提出了中國水電市場化消納的思路，并設計了水電市場化交易體系框架，探討了水電市場化消納實施中的幾個關鍵問題。研究結果表明：水電進入電力市場面臨著成本回收、靈活調整合同、風險管控、不可抗力違約等多方面的挑戰，需要循序漸進，深入結合市場內外部機制，通過系統化的市場方案予以消納;所提出的水電市場化交易體系框架涵蓋了市場內外部協同、多種市場類型、交易品種、交易規則和地理范圍等多個維度，實施過程中需要特別注意提供系統化的交易品種，并設計適合水電的特定規則。

關 鍵 詞：水電; 市場化消納; 電力市場; 交易品種; 優先替代機制

中圖法分類號： TM619 ? 文獻標志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2022.01.036

0 引 言

水電在中國的電力構成中，不論是裝機量還是發電量，都占有重要地位。截至2020年底，中國全口徑發電裝機容量220 204萬kW，其中水電37 028萬kW，占全部裝機容量的16.8%;全口徑發電量76 264億kW·h，其中水電13 553億kW·h，占全部發電量的17.8%[1]。作為清潔能源，水電的消納對于保障中國能源安全、完成巴黎協定碳減排的目標和促進經濟發展，具有重要意義[2]。

長期以來，水電基本是通過計劃體制進行“三公調度”[3-4]。鑒于中國大部分水電資源在西部（特別是西南），就地消納困難，必須大規模外送，水電的省間交易尤其重要。2019年，中國跨省送電量達1.4萬億kW·h，其中國家電網公司經營區域內，水電省間外送電量完成3 157億kW·h，同比增長0.3%[5-6]。隨著電力市場改革的推進[7-8]，未來，中國水電走向以“保量競價”和完全自由競價方式為主的市場化消納是必然的。這一方面是由國內能源體制革命和電力市場發展的大趨勢所決定的;另一方面，也是由于水電體量巨大，大量保留在計劃體制內必然限制新能源的發展和用戶側市場化電量占比的提升。同時，水電的生產和消費涉及到復雜的協調機制和利益關系，即使為了更好地促進不同地區、不同能源長期協調發展，也有必要逐步推進水電的市場化消納。

從歐美電力市場的實踐來看[9-10]，水電參與電力市場后，普遍與其他能源一樣遵循相同的市場規則，特殊性的政策一般在市場外個別實施。中國水電市場化消納研究還處于初步階段，相關研究主要集中于市場化環境下的梯級水電站調度[11-13]、水電廠參與市場的策略和風險[14-16]、部分已開展水電市場交易的情況分析[17]等。隨著現貨市場試點工作的開展，水電也在多地（特別是水電大省）電力市場規則的設計中得到重視，相關規則還在完善中[18-21]，亟需及時進行相關總結和探討。

本文基于中國水電發展的政策和市場環境，從水電本身的特點及其市場化需求分析出發，提出了水電市場化消納的基本思路，并在此基礎上設計了水電的市場化交易體系，分析了水電的市場化消納實施要點。

1 中國水電發展政策和市場環境

根據國家發展戰略要求，中國的水電發展經歷了從計劃到市場的逐步轉變，其政策發展脈絡如圖1所示。當前，在“保護生態基礎上有序開發水電”“加快解決風、光、水電消納問題”的總體要求下[22]，水電作為二類優先發電能源，主要采用“保量保價”和“保量競價”2種方式處理，并且鼓勵水電更多以“保量競價”的方式進入市場[23]。近年來開始實施的可再生能源消納保障機制[24]，把水電消納作為責任權重分配到各省。

目前，水電的省間中長期交易主要基于政府間協議和國家指令性計劃，以掛牌方式的省間外送交易和雙邊協商的發電權交易為主，根據汛期需要，也包含部分應急水電交易。

省內中長期交易，按照年度、月度和月內周期在省內交易平臺開展，典型交易方式包括：集中撮合交易、掛牌交易、直接交易等多種形式。各省根據具體情況，水電交易各有特點。四川、云南等水電大省的水電市場化交易量較大，其他各受端省水電一般作為優先發電資源保量保價消納，只在來水豐沛、難以及時消納時，通過“減棄增發”類應急交易消納富余水電。

現貨交易則開展了省間富余可再生能源現貨交易和四川等地的現貨市場試點建設。

2 水電特點及其市場化挑戰

相比于火電和其他能源，水電有自己的特點，這是水電市場化消納研究的基礎。從對電力市場的影響程度出發，梳理了水電的主要特點，如表1所列。

據此分析認為，水電進入市場后，將面臨以下關鍵挑戰。

（1） 水電的消納保障。由于成本和交易策略的差異，水電參與交易并不能保證一定獲得出清，因此，在推進水電市場化的同時，需要保障水電作為清潔能源得到消納。

（2） 與調度機制的協調。政府間協議、國家指令性計劃、優先發電實施等對水電市場化有重要影響，需要平穩推進;同時需要妥善協調電力市場基于報價公平出清與梯級水電站群優化調度之間的矛盾。

（3） 成本回收機制。雖然電能本身無差異，但不同水電廠的發電成本、上網電價不同，需要市場提供合理的成本回收機制，這也是保障長期發電充裕的必要措施。特別是水電廠進入電力市場初期，可能面臨巨大的利潤下滑風險。

（4） 履約偏差處理。由于來水預測困難、上下游出力耦合以及其他社會公共職能的影響，水電進入市場存在多方面的履約困難，包括許多“不可抗力”造成的偏差，需要電力市場系統化地提供合同調整機制、偏差處理機制和風險應對工具。

（5） 非獨立的市場主體關系。上下游水電廠的相關性是其他能源所沒有的特點，特別是當上下游水電廠分屬于不同市場主體時。上游水電廠的出清、放水情況，直接影響部分缺少調節能力的下游水電廠出力，在以市場出清結果替代統一調度計劃時，需要妥善處理。

（6） 豐枯季節性差異。水電在豐枯季節的特征差異較大，其市場行為和需求也截然不同，需要在電力市場設計中予以充分顧及。

3 水電市場化消納思路和體系框架

為克服以上水電市場化的阻礙，基于當前中國水電發展的政策和市場環境，提出以下基本原則和思路。

（1） 循序漸進。根據市場容量、相關政策和經濟環境，逐步安排水電進入市場。

（2） 系統性。相關市場化機制需要相互協調、配套。

（3） 保障市場公平。水電的公益價值應該盡可能在市場外予以考慮，市場內主要基于其價值開展公平競爭。

（4） 與調度和計劃機制協調。在雙軌制長期存在的背景下，水電市場化消納需要與電網調度機制協調，保障水電的高效、可靠消納。

（5） 市場內、外機制結合。與市場外的補貼、稅收、貸款、配額制、政府指令性計劃等機制協調。

本文設計了水電市場交易體系框架（見圖2），框架主要包括以下維度。

（1） 市場外政策機制。① 可再生能源消納保障機制。通過類似配額制的政策[24]，配合超額消納量交易，對市場內的水電交易有重要影響。② 水能綜合利用的指令性計劃和政府間協議。相關計劃體制機制，仍然是當前水電跨省跨區輸送的基礎支撐。③ 優先發電制度。把水電作為“二類優先”發電資源，納入計劃和市場協同消納的范圍[23]，是當前水電發電計劃編制的基本政策依據。④ 其他政策機制。包括各地差異化的稅收、貸款、補貼等政策。

（2） 電網調度機制。① 安全校核。在市場交易出清過程中，需要做好相關水電交易的安全校核。② 計劃編制。根據優先發電政策，目前大部分水電仍然作為“保量保價”電量進行發電計劃編制，并進行集中優化。③ 調度執行。實際執行時，根據電網平衡需要，調度部門可能直接或通過市場化方式調整相關發電計劃。

（3） 水電市場交易內部維度。① 水電市場類型。具體包括中長期電能量和輔助服務市場、現貨電能量市場、容量市場（成本回收機制）、電力金融市場（風險控制）、憑證交易等。② 水電交易品種。指不同類型市場中的具體交易品種，例如現貨電能量市場可能包括日前交易、日內交易、實時平衡交易，輔助服務市場可能包括調頻、備用交易等，典型水電市場交易品種框架如圖3所示。③ 水電省間和省內交易。水電的市場化消納涉及到省間交易和省內市場交易，以及二者間的協調配合。④ 水電交易規則。在電力市場規則設計中，針對水電特殊性質所做的規定，例如有關振動區的豁免規則，適當放開偏差考核處理等。⑤ 與政策機制的協調。市場內的有關品種、規則設計需要與可再生能源消納保障機制、優先發電有關政策協調配合。⑥ 與調度機制的協調。市場交易過程和實施，需要電網調度的深入介入，例如安全校核、日前市場運行等，同時市場規則的設計也需要與多級調度機制協調配合。

4 水電市場化消納實施要點

水電的市場化消納，其要點就在于通過水電市場交易體系框架的系統化落實，適應不同時空的水電特點，妥善解決其所面對的市場化挑戰。

4.1 保障水電的消納

發展清潔能源是國家戰略。在競價博弈的市場交易中，保障水電消納，需要通過協調市場交易體系中各維度機制實現。其中幾類關鍵機制包括：① 交易品種方面，需要加強短期臨時性交易（例如目前在各水電大省大量開展的“減棄增發”類交易、省內外的各類發電權替換交易等），發展現貨交易。② 交易規則方面，在保障安全的前提下，充分考慮水電的環境價值，可通過一定規則促進水電優先替代傳統火電。具體措施包括：在市場出清優化目標中增加棄水懲罰項[18]，預留一定負荷量和輸電通道開展水電專場交易，鼓勵部分水電以報量不報價方式參與交易，允許水電調整報價并進行市場2次出清等。③ 與政策協調方面，科學實施可再生能源消納保障機制，通過綠電、可再生能源消納憑證、碳排放、水權交易等，把電力市場與其他市場、市場外政策機制等聯系為一個整體，系統化促進水電消納。④ 省間市場方面，促進全國統一電力市場和省間現貨市場建設，協調省間和省內市場，促進水電的跨區跨省消納。

4.2 與調度機制協調

隨著發用電計劃放開的幅度越來越大，水電的發電計劃最終將主要由市場交易的結果決定，但需要特別注意與調度機制的協調：① 優先發電政策的科學實施，需要根據當地市場化發展情況（例如用電側的放開幅度）以及市場主體的承受能力，逐步調整“保量保價”和“保量競價”水電的比例，持續、科學調整水電的“計劃性”電力電量。② 保障電網安全，在市場出清結果的安全校核、現貨市場的運營規則等方面，與電網調度充分協調。有關水電機組振動區的處理就是一個例子。③ 加強技術和管理機制協調，在電力市場競價出清的過程中，盡可能實現水力資源的充分利用。例如梯級水電站群作為市場主體報價時，為了充分利用水資源，希望上下游相關水電廠在相關時段內同時出清，否則都不出清;市場出清時需要增加上下游水電廠在出清電量和時間段方面的匹配約束等。

4.3 成本回收

保障不同類型水電廠能夠回收成本，需要：① 市場交易品種方面，通過容量市場商品、輔助服務市場商品等，為水電廠提供多種市場化回收成本的渠道，同時充分利用水電本身良好的調節性能（有庫容調節能力的情況下）。② 與政策機制協調方面，通過可再生能源消納保障機制、優先發電、稅收、貸款、容量補貼等政策，保障水電能夠平穩進入市場。

4.4 履約偏差

在市場交易品種方面：① 通過現貨交易，以及其他多種類型和周期的電能量交易，為水電廠提供豐富的合同調整手段，以適應水電可預測性差、影響合同履約因素多的特點。② 通過差價合約、期權、期貨等電力金融商品，配合多類型的交易品種，為面臨多重風險的水電企業提供分攤和規避風險的市場化工具。

在市場交易規則方面，可予以一定的免考核和豁免（但應逐步減少）：① 免考核偏差范圍適度放大。考慮到水電生產及技術特點，給予水電比傳統火電更大的免考核偏差范圍。② 振動區限制豁免。在出清算法和安全校核中，規避水電機組振動區;在調頻輔助服務中，因振動區限制可免于相關AGC（Automatic Generation Control）考核;③ 水頭限制豁免。水電機組因水頭受限等原因，可免于相關AGC考核。④ 建立特定的免考核規則。例如，當水電由于防洪、灌溉、政府指令性計劃等原因，而造成已成交合同（可帶曲線）執行偏差時，給予免考核。這里的關鍵問題是，這些偏差所造成的損失怎樣處理。可選的思路包括：政府兜底、所有市場主體分攤等。

4.5 市場主體耦合

通過市場規則設計解決市場主體非獨立的問題。例如：① 在市場注冊方面，不再要求必須以機組注冊進入市場，而允許以水電廠或梯級水電站群為主體進入市場（相當于下放了一定的自調度權力）。② 在市場申報方面，鼓勵上下游水電廠聯合參加市場報價。③ 在市場出清方面，綜合考慮水資源利用，在出清優化目標和約束中加入相關因素。④ 在市場管控方面，妥善處理不同水電廠庫容/機組調節能力的差異，降低上游水電廠對下游水電廠的不當影響。

4.6 豐枯季節性差異

目前解決水電豐枯季節性差異的首要問題在于：是否區分豐枯期并分別建立市場規則。對于那些水電占主要份額的水電大省，豐水期和枯水期電力市場環境和需求差異巨大，應考慮區分豐水期和枯水期;反之如果水電所占份額不大，豐枯季節差異的影響有限，則可以通過統一的市場規則予以兼容。

需要加強水電的豐枯季節性差異與電網調度的協調，發展輔助服務交易，保障電網安全和豐水期的水電消納，同時適當地豁免或放寬對水電廠的偏差考核。

5 結 論

水電是一類對國計民生有重要影響的特殊能源。它在發電應用上具有上下游耦合性、豐枯季節性、成本差異大等特點。這些特點給其市場化設計造成了很多困難，成為電力市場改革中的一座“技術堡壘”。水電作為優先發電政策中的“二類優先”資源，其市場化發展研究刻不容緩。

本文通過對水電特點和市場化關鍵挑戰的分析，提出了一個多維度的水電市場化消納體系，并針對其關鍵挑戰提出了具體實施中的要點，具體包括：水電市場化發展涉及到的各類市場交易品種和交易規則的設計，省間市場和省內市場的設計與銜接，以及市場交易體系與電網調度機制的銜接，與市場外各類政策機制的銜接等;在實施中，需要注意綜合多個維度協調設計解決相關問題。

后續還需加強以下方面研究：① 水電的市場化消納發展路徑頂層設計。特別需要注意保障水電市場化發展的平穩漸進，以更好地完成國家戰略。② 加強市場規則設計中的水電“成分”。在當前省間和各省市場規則設計中，需要提前加強水電市場化發展方面的考慮。③ 相關關鍵技術研究，包括：電力市場出清與梯級水電站群優化的協調，水電中長期市場合同的曲線化分解和實施，水電廠發電過程的統計分析及其參與不同市場的策略，不同維度市場機制間的協調配合及其演進，水電的市場化設計與計劃體制的協調銜接等。

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（編輯：黃文晉）