电力市场顶层设计中的关键问题研究

张健男，沈 毅，黄 冶，杨巍巍，屈可丁，孙啸天

（1.国家电网东北电力调控分中心，辽宁 沈阳110000；2.北京清能互联科技有限公司，北京100084）

引言

本轮电力市场化改革肇始于2015 年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9 号）》的发布。随后取得了若干成效，包括：各省建设了以电能量为交易标的物的月度及以上电力中长期交易市场，建立了相对独立的交易机构，有序放开了部分发用电计划，核定了区域电网输电价格和省级电网输配电价，将混合所有制引入增量配电业务，民间资本进入售电领域。

2017 年《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知（发改办能源〔2017〕1453 号）》发布后，电力市场化改革再次提速[1]。选择了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8 个地区作为第一批试点，以期加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制。经过三年多的电力现货市场建设，截至2020 年11 月，八个电力现货试点均开展了月度及以上周期的长周期结算试运行[2]。总体来看，现货市场运行平稳，现货平均价格普遍低于当地燃煤火电机组上网标杆电价，市场主体积极活跃。但同时个别省份暴露出优先发电和优先购电规模不匹配、省间交易与省内交易组织时序紊乱、电能量市场与电力辅助服务市场衔接不畅、容量成本市场化补偿机制欠缺、发电集团市场力严重等问题，值得警惕及深入研究。

2020 年9 月28 日，国家发改委副主任连维良在全国推进电力市场化改革暨中长期电力交易视频会议上对全国电力现货市场建设工作做出了重要部署：各省区全面推开现货交易，年底前报方案，明年一季度有序启动。在全国范围内现货市场建设全面提速的当下关口，做好市场顶层设计，打牢现货市场框架基础，才能为今后电力市场的不断完善提供有力保障。

我国已有许多学者对电力市场顶层设计进行了较为深入的研究。文献[3]讨论分析了现货市场建设中的市场模式选择、市场主体参与方式、价格机制选择、现货市场体系设计及衔接等问题；文献[4]提炼总结了市场建设的六个关键要点，提炼了现货市场机制设计的内在逻辑，并提出了未来我国现货市场建设的相关建议；文献[5-8]深入探讨了典型试点地区的市场设计思路。

本文在已有研究的基础上，结合国内外电力市场建设的最新态势，重点分析了若干个电力市场顶层设计中的关键问题，并相应给出了建议，为各地建设电力现货市场提供参考，以促进交流。

1 中国电力市场建设的总体目标和基本原则

虽然电力市场已在国外某些地区成功运行多年，但我国在进行电力市场建设时并不能照搬其成功经验，因为我国的电力市场建设基础不同于国外，电力市场建设目标也不尽相同。因此，我国开展电力市场化改革，首要任务是明确总体目标和基本原则。总体目标指明了方向，基本原则指明了道路。

1.1 总体目标

（1）引导电力科学发展。完善体制机制，吸引电力投资，充分反映不同类型电源在电力系统与市场运行中不同时段的价值，引导电源和电网科学规划、合理布局、协调发展。

（2）提高行业运行效率。通过市场机制和价格信号引导电力各要素在大范围内实现优化配置，提高电力行业生产运行和电力市场运行效率。

（3）理顺价格形成机制。还原电力商品属性，形成主要由市场决定电力价格的机制，合理反映电力的供应成本和供求关系。

（4）保障电力可靠供应。充分考虑能源供给安全，通过市场机制保障电能生产、输送和使用动态平衡，确保各地电力可靠供应，满足经济社会发展需要。

（5）促进可再生能源消纳。通过市场机制提高可再生能源和分布式能源在电力供应中的比例，促进可再生能源大范围消纳利用、能源消费总量控制和节能环保。

1.2 基本原则

（1）立足国情。按照中国特色社会主义市场经济要求，充分考虑各地的电力市场化基础、能源资源禀赋、经济社会发展现状，合理选择市场模式和路径。

（2）市场配置。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步明确政府与市场的定位，提升市场效率，促进社会公平。

（3）确保安全。以保证电网安全运行为前提，发挥电网统一规划、统一调度、统一管理的制度优势，与现有的电网运行管理体系和安全管理措施做好衔接，确保电力系统安全稳定运行。

（4）保障民生。充分考虑企业和社会承受能力，完善政府公益性调节性服务功能，妥善处理交叉补贴问题，保障基本公共服务的供给和居民、农业等用电价格相对平稳。

（5）科学监管。落实国家治理现代化要求，强化市场统筹设计与监管，对市场主体竞争行为、电网公平开放、电力交易和调度公平性等进行科学高效监管。

（6）稳妥推进。坚持平稳起步、分步推进，与市场基础条件和内外部环境相适应，充分考虑市场运营风险，确保具有可操作性。

2 中国电力市场建设的现状及基础条件

2.1 市场范围

广义维度，我国已存在包括多个范围的电力市场。如国家范围内的跨省跨区电力中长期交易、跨区域省间富余可再生能源电力现货交易，区域级的东北电力辅助服务市场、省级的电力现货市场。本节仅从狭义维度讨论以电能量交易为主的现货市场的范围。

一般来讲，市场配置资源的范围越大，能创造的社会福利越多。但是，在一定技术条件及经济背景下，这个“范围”是有边界的，超出边界的话社会福利可能会减少。考虑到我国长期以来形成的以省为格局的电力行政管理和财税体制，以及我国由于能源资源分布不均衡引发的大范围配置电力资源需求，建议采取“统一市场、两级运作”的模式，即建设全国范围内的省间电力现货市场和省级的电力现货市场。其中，省间电力现货市场的运行模式为将各省的网架拓扑等值简化为节点，主要优化跨区跨省联络线计划；省内电力现货市场以省间电力现货市场出清结果为边界，用市场模式进行省内电力平衡。后续关键问题讨论主要针对省级电力现货市场。

2.2 市场模式选择

学术界里，一般认为电力市场模式主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。有许多人认为蒙西、福建为分散式市场，其余六个试点为集中式市场。实际上这种说法并不妥当。蒙西、福建的中长期合约虽为物理执行，但并非由发用双方自行约定发用电曲线，而是由调度机构代为分解。其余六个试点也并非严格的“全电量集中优化”的集中式市场，因为各试点均存在一些非市场化机组维持原有“三公调度”模式，比如山东省新能源场站不参加现货市场、广东存在大量A 类机组不参与现货市场。

考虑到我国电网运行方式复杂、清洁能源消纳压力较大，建议我国多数省份以“集中式市场模式”为蓝本，并紧密结合本省实际情况来设计电力市场机制，予以调度机构充分的电网调节资源。

2.3 用户侧参与现货市场的方式

用户侧参与现货市场的方式共有三种：

第一种，不参与现货市场，以目录电价结算实际用电与中长期合约的偏差，如甘肃、蒙西、福建、四川采用此种模式。这种模式下，实质上为发电侧单边竞争格局，不仅难以有效激励需求响应，且各项不平衡资金也难以有效向用户侧传导，影响市场正常运行。不建议采用此种模式。

第二种，报量不报价的方式参与现货市场，如广东、山西、山东采用此种模式。这种模式的优点是可以一定程度上激励用户响应现货价格，培育用户市场意识，且简单易起步。缺点是无法控制发电集团市场力，且会形成不平衡资金。

第三种，报量报价的方式参与现货市场，如浙江采用此种模式。这种模式有利于缓解发电侧市场力，可以激励需求响应、虚拟电厂等新型业态，且可以增强市场流动性，平抑价格波动，缺点是较为复杂，不利于市场起步。

理论上，发电侧和用户侧均申报量价曲线更符合微观经济学中的市场均衡原理，也更利于市场配置资源的作用。但考虑到我国电力市场化改革尚处于起步阶段，用户侧市场主体众多且市场意识未完全建立，并且要兼顾到市场建设，因此建议市场建设初期，用户侧报量不报价，随着市场的发展，适时采取用户侧报量报价的模式。

2.4 价格机制

价格机制指发电侧和用户侧在现货电能量市场中的结算价格。市场机制的核心是价格机制，因此价格机制的选择对于市场主体的利益格局影响很大。

一般来说，电力现货市场中的价格机制包括系统边际电价、分区边际/平均电价、节点边际电价。当电网不存在输电阻塞时，所有节点的电价相同，节点边际电价等价于系统边际电价。如果技术条件允许，节点边际电价更能体现电力的时间价值和空间价值，更能有效引导电力投资和消费[9]。因为“平均化”本质上为一种针对实际情况的简化或近似，会隐藏诸多细节问题，但是对市场运营机构的公信力和市场信息披露要求较高。

六个采用“集中式”市场模式的试点中，广东、浙江、山西、山东在发电侧采用节点电价，在用户侧采用节点电价基础上计算出的加权平均电价，四川在发用两侧均采用系统边际电价，甘肃在发电侧采用分区边际电价，用户侧不参与现货市场。

本文建议在发电侧采用节点边际电价，在用户侧根据地理行政范围采用分区平均电价，经济社会发展水平相近的地区划分为同一价区。这种方案既充分反映了电力的空间价值，又避免了用户侧利益调整过大，利于市场起步，且有效引导电力投资和电力消费。

2.5 电力辅助服务市场与现货电能量市场的衔接机制

电力辅助服务对于保障电网运行安全，保证电能质量至关重要。需要配套建立调峰、调频、备用等辅助服务市场，并与现货电能量市场有序衔接。

调峰市场本质上是电源灵活性不足情况下的发电权交易。在国外成熟电力市场中，并不包含调峰这一辅助服务交易品种。本文建议我国在进行电力现货市场建设时，可尝试用现货电能量市场替代调峰市场，因为调峰市场本质上是电能量交易范畴，若保留调峰市场，会扭曲电能量价格信号。

调频辅助服务对于保障电网安全、稳定运行至关重要。机组提供调频辅助服务在现货电能量市场中会产生机会成本，需要通过市场机制疏导。因此建议配套建立调频辅助服务市场，科学衡量不同调频性能的机组做出的调频贡献。初期，建议调频市场与现货电能量市场分开独立运行，调频市场先出清，现货电能量市场后出清；随着市场的逐步完善，实现二者的联合优化出清。

虽然国外有较为完善的备用市场理论体系，但在中国落地时仍需要考虑循序渐进以及可执行性方面的因素。总体而言，我国仍不具备在市场起步阶段同步建设备用市场的基础条件。一方面因为国内大多数省区的发电计划安排过程中，均未精细化考虑备用资源的响应速率问题，不满足按不同标准将备用分类定价和出清的要求；另一方面，我国电网许多省区输电阻塞较为严重，无效备用的识别将极大提高市场建设的复杂性。如果不建设备用市场，将系统的总备用需求作为电能量市场出清的约束条件即可。

2.6 计划与市场双轨制运行机制

政府定价的优先发电计划和优先用电计划将与电力市场长期共存，这也是我国不同于国外之处。由此可能引发两个问题：一方面，市场化电量在发电侧和用户侧的不均衡会扭曲市场价格信号和导致不平衡资金；另一方面，用户侧交叉补贴可能会阻碍市场的进一步放开，影响改革红利的释放。

建议在加强优先发用电计划管理工作的基础上，坚持“以发定用”的原则，开展优先发购电总量匹配的工作，保障电力现货市场发用两侧计划与市场量价体系的整体平衡。同时研究优先发购电曲线匹配的市场机制设计问题，依照目前试点地区的相关经验，可以采取“以用定发”的方式确定市场化机组的基数电量，保障优先发电与优先购电分时段匹配。由此可实现计划与市场相对解耦，彼此产生较小程度的干扰。

2.7 保障清洁能源消纳机制

本节主要讨论集中式风电场、光伏电站以及水电站在现货市场中的定位。由于水电站发电计划须综合考虑灌溉、航运、防洪防涝等需求，且许多水电站所有权为电网公司，因此市场建设初期，不建议水电机组参与现货市场。风电、光伏等新能源场站在现货市场建设前多通过调峰市场保障消纳。建设现货市场后，8 个电力现货试点的处理方式不尽相同。其中新能源场站在广东、山东、四川、福建、浙江等地不参与现货市场；在甘肃、蒙西以“报量报价”的方式参与；在山西以“报量不报价”的方式参与。

建议我国各地在建设电力现货市场时，应将不同种类的电源同台竞价，否则一部分电源在市场中、一部分电源在市场外，这无法体现“公平性”原则，不符合市场建设要求，且容易激化社会矛盾。至于参与现货市场的方式，建议在清洁能源消纳压力小、基本无弃风弃光的地区，新能源场站以“报量”不报价的方式参与现货市场，作为价格接受者保障优先出清；在清洁能源消纳压力较大、存在弃风弃光的地区，新能源场站以“报量报价”的方式参与现货市场，激励其提高出力预测准确性，并且以申报价格决定弃电排序。

3 结论

本文立足于我国电力市场化改革的所处阶段，适时剖析了我国电力市场建设的总体目标和基本原则，并从市场范围、市场模式、用户侧参与现货市场方式、价格机制、电力辅助服务市场与现货电能量市场的衔接机制、计划与市场的双轨制运行机制、保障清洁能源消纳机制等七个方面探讨了电力市场顶层设计中的关键问题，并相应提出了建议。

需要说明的是，电力市场建设是一项十分浩大的工程，技术密集，关联广泛。限于篇幅，本文研究成果并未囊括电力市场顶层设计的方方面面，这是后续研究需要完善的地方。