水电市场化消纳分析与体系框架设计

高志远 徐亮 邵平 徐骏 薛焜元 孙芊 史述红

摘要：水电的市场化消纳是中国电力市场建设的重要组成部分。基于对中国水电发展政策和市场环境的梳理，对水电的特点及其市场化过程中面临的关键挑战进行了分析，提出了中国水电市场化消纳的思路，并设计了水电市场化交易体系框架，探讨了水电市场化消纳实施中的几个关键问题。研究结果表明：水电进入电力市场面临着成本回收、灵活调整合同、风险管控、不可抗力违约等多方面的挑战，需要循序渐进，深入结合市场内外部机制，通过系统化的市场方案予以消纳;所提出的水电市场化交易体系框架涵盖了市场内外部协同、多种市场类型、交易品种、交易规则和地理范围等多个维度，实施过程中需要特别注意提供系统化的交易品种，并设计适合水电的特定规则。

关 键 词：水电; 市场化消纳; 电力市场; 交易品种; 优先替代机制

中图法分类号： TM619   文献标志码： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2022.01.036

0 引 言

水电在中国的电力构成中，不论是装机量还是发电量，都占有重要地位。截至2020年底，中国全口径发电装机容量220 204万kW，其中水电37 028万kW，占全部装机容量的16.8%;全口径发电量76 264亿kW·h，其中水电13 553亿kW·h，占全部发电量的17.8%[1]。作为清洁能源，水电的消纳对于保障中国能源安全、完成巴黎协定碳减排的目标和促进经济发展，具有重要意义[2]。

长期以来，水电基本是通过计划体制进行“三公调度”[3-4]。鉴于中国大部分水电资源在西部（特别是西南），就地消纳困难，必须大规模外送，水电的省间交易尤其重要。2019年，中国跨省送电量达1.4万亿kW·h，其中国家电网公司经营区域内，水电省间外送电量完成3 157亿kW·h，同比增长0.3%[5-6]。随着电力市场改革的推进[7-8]，未来，中国水电走向以“保量竞价”和完全自由竞价方式为主的市场化消纳是必然的。这一方面是由国内能源体制革命和电力市场发展的大趋势所决定的;另一方面，也是由于水电体量巨大，大量保留在计划体制内必然限制新能源的发展和用户侧市场化电量占比的提升。同时，水电的生产和消费涉及到复杂的协调机制和利益关系，即使为了更好地促进不同地区、不同能源长期协调发展，也有必要逐步推进水电的市场化消纳。

从欧美电力市场的实践来看[9-10]，水电参与电力市场后，普遍与其他能源一样遵循相同的市场规则，特殊性的政策一般在市场外个别实施。中国水电市场化消纳研究还处于初步阶段，相关研究主要集中于市场化环境下的梯级水电站调度[11-13]、水电厂参与市场的策略和风险[14-16]、部分已开展水电市场交易的情况分析[17]等。随着现货市场试点工作的开展，水电也在多地（特别是水电大省）电力市场规则的设计中得到重视，相关规则还在完善中[18-21]，亟需及时进行相关总结和探讨。

本文基于中国水电发展的政策和市场环境，从水电本身的特点及其市场化需求分析出发，提出了水电市场化消纳的基本思路，并在此基础上设计了水电的市场化交易体系，分析了水电的市场化消纳实施要点。

1 中国水电发展政策和市场环境

根据国家发展战略要求，中国的水电发展经历了从计划到市场的逐步转变，其政策发展脉络如图1所示。当前，在“保护生态基础上有序开发水电”“加快解决风、光、水电消纳问题”的总体要求下[22]，水电作为二类优先发电能源，主要采用“保量保价”和“保量竞价”2种方式处理，并且鼓励水电更多以“保量竞价”的方式进入市场[23]。近年来开始实施的可再生能源消纳保障机制[24]，把水电消纳作为责任权重分配到各省。

目前，水电的省间中长期交易主要基于政府間协议和国家指令性计划，以挂牌方式的省间外送交易和双边协商的发电权交易为主，根据汛期需要，也包含部分应急水电交易。

省内中长期交易，按照年度、月度和月内周期在省内交易平台开展，典型交易方式包括：集中撮合交易、挂牌交易、直接交易等多种形式。各省根据具体情况，水电交易各有特点。四川、云南等水电大省的水电市场化交易量较大，其他各受端省水电一般作为优先发电资源保量保价消纳，只在来水丰沛、难以及时消纳时，通过“减弃增发”类应急交易消纳富余水电。

现货交易则开展了省间富余可再生能源现货交易和四川等地的现货市场试点建设。

2 水电特点及其市场化挑战

相比于火电和其他能源，水电有自己的特点，这是水电市场化消纳研究的基础。从对电力市场的影响程度出发，梳理了水电的主要特点，如表1所列。

据此分析认为，水电进入市场后，将面临以下关键挑战。

（1） 水电的消纳保障。由于成本和交易策略的差异，水电参与交易并不能保证一定获得出清，因此，在推进水电市场化的同时，需要保障水电作为清洁能源得到消纳。

（2） 与调度机制的协调。政府间协议、国家指令性计划、优先发电实施等对水电市场化有重要影响，需要平稳推进;同时需要妥善协调电力市场基于报价公平出清与梯级水电站群优化调度之间的矛盾。

（3） 成本回收机制。虽然电能本身无差异，但不同水电厂的发电成本、上网电价不同，需要市场提供合理的成本回收机制，这也是保障长期发电充裕的必要措施。特别是水电厂进入电力市场初期，可能面临巨大的利润下滑风险。

（4） 履约偏差处理。由于来水预测困难、上下游出力耦合以及其他社会公共职能的影响，水电进入市场存在多方面的履约困难，包括许多“不可抗力”造成的偏差，需要电力市场系统化地提供合同调整机制、偏差处理机制和风险应对工具。

（5） 非独立的市场主体关系。上下游水电厂的相关性是其他能源所没有的特点，特别是当上下游水电厂分属于不同市场主体时。上游水电厂的出清、放水情况，直接影响部分缺少调节能力的下游水电厂出力，在以市场出清结果替代统一调度计划时，需要妥善处理。

（6） 丰枯季节性差异。水电在丰枯季节的特征差异较大，其市场行为和需求也截然不同，需要在电力市场设计中予以充分顾及。

3 水电市场化消纳思路和体系框架

为克服以上水电市场化的阻碍，基于当前中国水电发展的政策和市场环境，提出以下基本原则和思路。

（1） 循序渐进。根据市场容量、相关政策和经济环境，逐步安排水电进入市场。

（2） 系统性。相关市场化机制需要相互协调、配套。

（3） 保障市场公平。水电的公益价值应该尽可能在市场外予以考虑，市场内主要基于其价值开展公平竞争。

（4） 与调度和计划机制协调。在双轨制长期存在的背景下，水电市场化消纳需要与电网调度机制协调，保障水电的高效、可靠消纳。

（5） 市场内、外机制结合。与市场外的补贴、税收、贷款、配额制、政府指令性计划等机制协调。

本文设计了水电市场交易体系框架（见图2），框架主要包括以下维度。

（1） 市场外政策机制。① 可再生能源消纳保障机制。通过类似配额制的政策[24]，配合超额消纳量交易，对市场内的水电交易有重要影响。② 水能综合利用的指令性计划和政府间协议。相关计划体制机制，仍然是当前水电跨省跨区输送的基础支撑。③ 优先发电制度。把水电作为“二类优先”发电资源，纳入计划和市场协同消纳的范围[23]，是当前水电发电计划编制的基本政策依据。④ 其他政策机制。包括各地差异化的税收、贷款、补贴等政策。

（2） 电网调度机制。① 安全校核。在市场交易出清过程中，需要做好相关水电交易的安全校核。② 计划编制。根据优先发电政策，目前大部分水电仍然作为“保量保价”电量进行发电计划编制，并进行集中优化。③ 调度执行。实际执行时，根据电网平衡需要，调度部门可能直接或通过市场化方式调整相关发电计划。

（3） 水电市场交易内部维度。① 水电市场类型。具体包括中长期电能量和辅助服务市场、现货电能量市场、容量市场（成本回收机制）、电力金融市场（风险控制）、凭证交易等。② 水电交易品种。指不同类型市场中的具体交易品种，例如现货电能量市场可能包括日前交易、日内交易、实时平衡交易，辅助服务市场可能包括调频、备用交易等，典型水电市场交易品种框架如图3所示。③ 水电省间和省内交易。水电的市场化消纳涉及到省间交易和省内市场交易，以及二者间的协调配合。④ 水电交易规则。在电力市场规则设计中，针对水电特殊性质所做的规定，例如有关振动区的豁免规则，适当放开偏差考核处理等。⑤ 与政策机制的协调。市场内的有关品种、规则设计需要与可再生能源消纳保障机制、优先发电有关政策协调配合。⑥ 与调度機制的协调。市场交易过程和实施，需要电网调度的深入介入，例如安全校核、日前市场运行等，同时市场规则的设计也需要与多级调度机制协调配合。

4 水电市场化消纳实施要点

水电的市场化消纳，其要点就在于通过水电市场交易体系框架的系统化落实，适应不同时空的水电特点，妥善解决其所面对的市场化挑战。

4.1 保障水电的消纳

发展清洁能源是国家战略。在竞价博弈的市场交易中，保障水电消纳，需要通过协调市场交易体系中各维度机制实现。其中几类关键机制包括：① 交易品种方面，需要加强短期临时性交易（例如目前在各水电大省大量开展的“减弃增发”类交易、省内外的各类发电权替换交易等），发展现货交易。② 交易规则方面，在保障安全的前提下，充分考虑水电的环境价值，可通过一定规则促进水电优先替代传统火电。具体措施包括：在市场出清优化目标中增加弃水惩罚项[18]，预留一定负荷量和输电通道开展水电专场交易，鼓励部分水电以报量不报价方式参与交易，允许水电调整报价并进行市场2次出清等。③ 与政策协调方面，科学实施可再生能源消纳保障机制，通过绿电、可再生能源消纳凭证、碳排放、水权交易等，把电力市场与其他市场、市场外政策机制等联系为一个整体，系统化促进水电消纳。④ 省间市场方面，促进全国统一电力市场和省间现货市场建设，协调省间和省内市场，促进水电的跨区跨省消纳。

4.2 与调度机制协调

随着发用电计划放开的幅度越来越大，水电的发电计划最终将主要由市场交易的结果决定，但需要特别注意与调度机制的协调：① 优先发电政策的科学实施，需要根据当地市场化发展情况（例如用电侧的放开幅度）以及市场主体的承受能力，逐步调整“保量保价”和“保量竞价”水电的比例，持续、科学调整水电的“计划性”电力电量。② 保障电网安全，在市场出清结果的安全校核、现货市场的运营规则等方面，与电网调度充分协调。有关水电机组振动区的处理就是一个例子。③ 加强技术和管理机制协调，在电力市场竞价出清的过程中，尽可能实现水力资源的充分利用。例如梯级水电站群作为市场主体报价时，为了充分利用水资源，希望上下游相关水电厂在相关时段内同时出清，否则都不出清;市场出清时需要增加上下游水电厂在出清电量和时间段方面的匹配约束等。

4.3 成本回收

保障不同类型水电厂能够回收成本，需要：① 市场交易品种方面，通过容量市场商品、辅助服务市场商品等，为水电厂提供多种市场化回收成本的渠道，同时充分利用水电本身良好的调节性能（有库容调节能力的情况下）。② 与政策机制协调方面，通过可再生能源消纳保障机制、优先发电、税收、贷款、容量补贴等政策，保障水电能够平稳进入市场。

4.4 履约偏差

在市场交易品种方面：① 通过现货交易，以及其他多种类型和周期的电能量交易，为水电厂提供丰富的合同调整手段，以适应水电可预测性差、影响合同履约因素多的特点。② 通过差价合约、期权、期货等电力金融商品，配合多类型的交易品种，为面临多重风险的水电企业提供分摊和规避风险的市场化工具。

在市场交易规则方面，可予以一定的免考核和豁免（但应逐步减少）：① 免考核偏差范围适度放大。考虑到水电生产及技术特点，给予水电比传统火电更大的免考核偏差范围。② 振动区限制豁免。在出清算法和安全校核中，规避水电机组振动区;在调频辅助服务中，因振动区限制可免于相关AGC（Automatic Generation Control）考核;③ 水头限制豁免。水电机组因水头受限等原因，可免于相关AGC考核。④ 建立特定的免考核规则。例如，当水电由于防洪、灌溉、政府指令性计划等原因，而造成已成交合同（可带曲线）执行偏差时，给予免考核。这里的关键问题是，这些偏差所造成的损失怎样处理。可选的思路包括：政府兜底、所有市场主体分摊等。

4.5 市场主体耦合

通过市场规则设计解决市场主体非独立的问题。例如：① 在市场注册方面，不再要求必须以机组注册进入市场，而允许以水电厂或梯级水电站群为主体进入市场（相当于下放了一定的自调度权力）。② 在市场申报方面，鼓励上下游水电厂联合参加市场报价。③ 在市场出清方面，综合考虑水资源利用，在出清优化目标和约束中加入相关因素。④ 在市场管控方面，妥善处理不同水电厂库容/机组调节能力的差异，降低上游水电厂对下游水电厂的不当影响。

4.6 丰枯季节性差异

目前解决水电丰枯季节性差异的首要问题在于：是否区分丰枯期并分别建立市场规则。对于那些水电占主要份额的水电大省，丰水期和枯水期电力市场环境和需求差异巨大，应考虑区分丰水期和枯水期;反之如果水电所占份额不大，丰枯季节差异的影响有限，则可以通过统一的市场规则予以兼容。

需要加强水电的丰枯季节性差异与电网调度的协调，发展辅助服务交易，保障电网安全和丰水期的水电消纳，同时适当地豁免或放宽对水电厂的偏差考核。

5 结 论

水电是一类对国计民生有重要影响的特殊能源。它在发电应用上具有上下游耦合性、丰枯季节性、成本差异大等特点。这些特点给其市场化设计造成了很多困难，成为电力市场改革中的一座“技术堡垒”。水电作为优先发电政策中的“二类优先”资源，其市场化发展研究刻不容缓。

本文通过对水电特点和市场化关键挑战的分析，提出了一个多维度的水电市场化消纳体系，并针对其关键挑战提出了具体实施中的要点，具体包括：水电市场化发展涉及到的各类市场交易品种和交易规则的设计，省间市场和省内市场的设计与衔接，以及市场交易体系与电网调度机制的衔接，与市场外各类政策机制的衔接等;在实施中，需要注意综合多个维度协调设计解决相关问题。

后续还需加强以下方面研究：① 水电的市场化消纳发展路径顶层设计。特别需要注意保障水电市场化发展的平稳渐进，以更好地完成国家战略。② 加强市场规则设计中的水电“成分”。在当前省间和各省市场规则设计中，需要提前加强水电市场化发展方面的考虑。③ 相关关键技术研究，包括：电力市场出清与梯级水电站群优化的协调，水电中长期市场合同的曲线化分解和实施，水电厂发电过程的统计分析及其参与不同市场的策略，不同维度市场机制间的协调配合及其演进，水电的市场化设计与计划体制的协调衔接等。

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（编辑：黄文晋）