适应新型电力系统的电力互替品市场——（一）理念与构想

何光宇，范 帅，李祖毅，肖居承，孟 琰，严 正

（1.电力传输与功率变换教育部重点实验室（上海交通大学），上海市 200240；2.上海非碳基能源转换与利用研究院，上海市 200240；3.浙江大学电气工程学院，浙江省杭州市 310027）

0 引言

为实现可持续发展，世界各国积极建设含高比例新能源的电力系统［1］。中国于2021 年提出了构建新型电力系统的目标，高比例新能源接入是其最重要的特征［2］，电力系统形态正在发生根本性变化。

全新的电力系统形态给电力市场设计带来了新的挑战，诸多文献从新能源、新主体等方面开展了面向新型电力系统的市场机制研究。在促进新能源消纳方面，文献［3］从中长期、现货、辅助服务及需求侧响应等不同市场角度，归纳了国内外电力市场的设计现状，提出了面向高比例新能源消纳的电力市场发展建议；文献［4］探讨了高比例新能源背景下电力现货市场基本原理所存在的问题，包括价格信号消失、灵活性价值难以体现等，提出了新能源与灵活性资源解耦的电力现货市场构想。在接纳新兴市场主体方面，文献［5］归纳了储能参与市场的价值分析、框架体系与交易机制，指出储能参与市场面临的诸多挑战与困难；文献［6］探讨了规模化灵活性资源虚拟电厂参与调峰等辅助服务市场的机制与问题。在具体实践方面，中国于2015 年开始了新一轮的电力体制改革，山西、广东、山东、浙江、四川等诸多省市探索建设电力现货市场，并通过各种措施促进新能源消纳。

尽管诸多工作都聚焦于市场机制研究，新能源消纳难、储能等灵活性资源激励不足、新型主体难以推广等问题仍非常突出。仅2022 年一季度中国的弃风电量就达到6 000 GW·h，弃光电量达到2 400 GW·h，部分地区风光利用小时数呈下降趋势［7］；与此同时，2022 年多地又出现电力紧缺、有序用电的问题，新能源消纳和电力保供矛盾突出。近年来，虽有研究和实践提出了储能、虚拟电厂等新主体进入市场的相关机制，但效果尚不显著。诸多省市要求新能源配置储能［8］，而“一配了之、配而不用”的情况又大量发生，新能源配储等效利用系数仅为6.1%［9］；虚拟电厂主要以需求响应的方式参与调节，未形成可持续的商业模式［10］。

造成上述困难的原因在于，现行电力市场机制所依赖的外部环境发生了根本性变化。世界各国电力现货市场研究多建立在Schweppe 等学者提出的节点边际电价理论之上［11-12］。它将市场主体功率曲线按等时间间隔划分为多个时段，并将其作为商品开展“分时交易”。但是，该理论提出之时的电力系统中几乎没有新能源发电，电源的调节能力充裕，而在新型电力系统下，新能源占比高，电源调节能力日益匮乏。因此，有必要重新思考分时交易这一电力市场的基本理念还能否适应新型电力系统发展。此外，分时交易还存在一个众所周知的问题，即分时交易与电力系统连续运行特性之间存在固有矛盾。

针对分时交易的问题，已有不少研究进行了探索。早在中国首轮电力体制改革时期，就有学者明确指出，持续时间不同的电力段，其生产成本以及对电力系统的贡献均不同，分时交易没有体现电能同质同价的公平原则，导致市场效率降低，并由此提出了分段竞价的相关理论［13-16］；文献［17］进一步提出了基于连续时间商品模型的电力市场定价理论。欧洲电力市场则提出了能量块、平衡结算单元（balancing group）等交易机制［18-20］，一定程度上解决了分时交易机制的不足，国内也对此类机制及其在中国的适应性进行了探讨与分析［21-22］。此外，近几年来对分时交易的改进也有诸多探索。其中，文献［23-24］提出了灵活能量块交易出清模型；文献［25-26］提出了摆动合同（swing contract，SC）的市场机制；文献［27］提出将功率曲线拆分为能量大小和能量转移两个产品的思路；文献［28］提出基于互替电价的市场机制，本文工作正是这一思路的延续与深化。

新型电力系统重塑了能源生产消费结构，分时交易的市场机制已愈来愈难以适应新型电力系统的发展。“世易时移、变法宜矣”，有必要从第一性原理出发，重新思考根本的电力市场机制设计问题，从源头提出适应新型电力系统的新型市场机制。本文大胆舍弃“分时交易”这一基本假设，提出“整体交易”，即将功率曲线作为有机整体进行交易的市场理念，设计了电力互替品这一商品，构想了其形成机制与交易方法。电力互替品市场的研究可从根本上解决分时交易机制存在的弊端，为提升新型电力系统调节能力指明路径，为电力市场研究开辟新的方向。

1 新型电力系统发展对电力市场机制的要求

新型电力系统中的能源生产消费结构发生了根本性变化，对市场机制设计提出了全新的要求。本章首先分析新型电力系统在运行中存在的难点及其背后的主要矛盾，进而指出新型电力系统下电力市场机制设计的关键问题、应具备的特征和要求。

1.1 新型电力系统发展的主要挑战

火电等传统机组既提供了电能量，又同时提供了调节能力。据统计，2010 年中国火电占比达74%，具有调节能力的水电占比约22%［29］。可以认为，传统电力系统中的调节能力充裕，因而是廉价、可忽略的，电力市场机制设计中可以不将市场主体所作的调节贡献纳入考虑。需说明的是，本文所述“调节能力”泛指灵活性［30］、灵活调节能力［31］等类似的概念，用于表征消弭负荷变化的能力。

反观新型电力系统，新能源将成为电力供应主体。截至2022 年，风光占比已达30%［29］。由于光伏、风电等新能源主要用于提供电能量，很难为系统电力平衡作出调节贡献，全系统调节能力变得匮乏。也正因如此，火电灵活性改造、抽水蓄能大规模建设、压缩空气储能、新能源配储等频频成为热门话题，新型电力系统调节能力需要快速提升成为共识［32］。国家能源局在2023 年发布的《新型电力系统发展蓝皮书》中也指出，新能源大规模高比例发展要求系统调节能力快速提升［29］。

不难看出，高比例新能源接入下，如何提升系统调节能力已成为主要矛盾。其主要原因在于电力系统运行需要保持电力电量平衡，而由于新能源发电边际成本低，新型电力系统有着充足的容量和电量供应，总体电量平衡已经下降为次要矛盾；与此同时，新能源发电随机性、间歇性、波动性大，很难为新型电力系统电力平衡作出调节贡献，导致电力平衡困难重重，调节能力匮乏成为新型电力系统安全高效运行的关键。

实际运行中出现的诸多问题，也已反映出这一矛盾。例如，由于大量光伏的并入，使得在部分时段，净负荷大小在相邻时段出现巨大的变化，如中国青海省净负荷呈现出“鸭子曲线”［33］。这种相邻时段的变化要求常规发电机组具有足够的爬坡调节能力。“鸭子曲线”最早出现在美国加州独立系统运营商（CAISO），而如今在中国，不仅在青海省出现，山东、冀北、浙江等地也屡见不鲜，并逐步发展为常态，反映出巨大的跨时段出力增/减需求。随着新能源占比进一步提升，美国加州电网日间的净负荷已达到零或变为负值，呈现为“峡谷曲线”［34］。中国山东省在2023 年的4 月29 日—5 月3 日，因负荷 下降、新能源日间大发，产生了严重的供大于求问题，使得电力现货实时交易累计出现46 次负电价，连续实时现货出清负电价时段长达22 h［35］。这一现象也说明，此时的新能源电量价值已小于系统调节成本。

综上所述，在新型电力系统背景下，调节能力是稀缺而昂贵的，在电力市场机制中，需将调节能力作为主要商品进行设计。

1.2 适应新型电力系统发展的电力市场设计目标

既然提升调节能力是新型电力系统的主要矛盾，“提升系统调节能力”也就成为市场机制设计的首要目标。因为系统调节能力最终来源于各市场主体，新型电力系统下的电力市场机制需要具备如图1 所示的3 个方面的特征，只有满足其对应的基本要求，才能发挥市场机制对提升系统调节能力的作用。

图1 新型电力系统下市场机制应具备的特征和要求Fig.1 Characteristics and requirements of market mechanisms in new power systems

1）激发市场主体的调节动力，也就要求市场机制能够量化各市场主体的调节贡献。

2）释放市场主体的调节能力，也就要求机制能够促进各市场主体主动优化其运行方式。

3）接纳海量新型调节资源，也就要求机制具备良好的扩展性。

下文具体介绍上述3 个方面的特征和基本要求。

1.2.1 激发调节动力

欲提升电力系统整体调节能力，需首先激励市场主体参与调节的内在动力。为此，应首先明确各市场主体的调节责任，进而表征、量化不同市场主体的调节贡献，使得市场机制具备符合“谁受益、谁付费”原则的成本疏导能力，可从如下3 个方面具体分析。

1）首先，需要讨论谁应当为新能源消纳承担调节责任。目前，普遍认为新能源不具备调节能力，调节是其他电源的事情，这一认识混淆了“能力”与“责任”的关系。不具备调节能力并不意味着无须承担调节责任；在系统调节能力稀缺情况下，调节能力欠缺的市场主体需向调节能力富余的市场主体购买调节能力，如此方可促进系统拥有足够的调节能力。

在新能源发展起步阶段，由于系统调节能力相对富余，出于鼓励新能源发展的目的，新能源不承担调节责任是可以理解的。在新型电力系统下，随着高比例新能源接入，调节能力变得匮乏且昂贵，需要所有市场主体同等承担调节新能源消纳责任。若延续以前思路，即新能源只管发，其他电源承担调节责任，就会出现经济学中的“负外部效应”。所谓“负外部效应”，是指商品价值未能在价格中得以反映，给交易双方之外的第三者带来额外成本。一般认为，出现“负外部效应”是市场机制失灵的表现。近年来，中国诸多省市都提出了新能源电站强制配置储能政策［8］，侧面反映出越来越多的人已认识到，新能源等市场主体也负有新能源消纳的责任。

只有对所有市场成员“一视同仁”，认为消纳新能源是电力市场中包括新能源在内每一个成员的共同责任，或者自身贡献调节能力，或者为自身应该承担的调节责任支付费用，才能形成统一的调节责任及贡献表征和量化机制。

2）其次，需要研究如何为市场主体分摊调节责任。即使明确了谁需要贡献调节能力，还必须划分各主体的调节责任。目前，新能源配储政策事实上就只做到了明确新能源有调节责任，但没有回答调节需求有多少、如何分摊；新能源应配多少储能也往往采用一刀切方法，缺乏科学依据。需从系统运行层面量化调节需求，进而建立调节责任分摊机制。

3）最后，还需考虑如何衡量不同主体的调节贡献大小。明确了调节责任后，还需研究市场主体调节贡献的量化方法。若已经明确了调节责任的分摊机制，则可以基于是否尽到调节责任来判断任意市场主体是作出了调节贡献，还是产生了调节需求；进一步，还需提出表征、量化市场主体调节贡献的方法。

1.2.2 释放调节能力

如前所述，新能源为主体电力系统，随着新能源占比不断提升，其运行曲线变化也日益剧烈。例如，随着新能源占比提升，美国加州电网日间净负荷极低，早、晚高峰又因光伏出力不足而极高，其运行曲线已从“鸭子曲线”变为“峡谷曲线”。在中午低谷到晚高峰的过程中，净负荷从5 000 MW 连续爬升5 倍达到25 000 MW［33］。风电富集区域，也面临功率爬坡事件等造成的出力在短时间尺度连续大幅变化［36］。可以预见，在电源侧新能源占比达到60%甚至更高后［37］，系统对调节能力需求将更为迫切。设计合理的市场机制，让市场主体充分挖掘并释放其调节能力已成为当务之急。

各市场主体有其固有的连续运行特性，且其运行模型复杂多变、特性各异。例如，火电、核电等机组的启停机过程，储能的荷电状态变化过程，虚拟电厂中不同负荷的工作流程等，均是复杂、时变、连续时间耦合的决策与控制问题。若能让市场主体根据系统调节需求，“主动优化”自身运行方式，则可充分释放其调节能力。换言之，如何安排机组启停、如何控制储能的荷电量、如何安排电力用户的生产生活计划，市场主体最有责任、最有动力，也最擅长。

因此，除了激发市场主体调节的动力以外，市场机制的设计还应充分释放个体调节的能力。合理的市场机制设计，可以将如何运行的优化权限交给主体自身，完成从“被动优化”到“主动优化”的本质转变，才能最大限度地释放个体调节能力，进而提升系统整体的调节能力。

1.2.3 接纳海量新型调节资源

近年来，各种形式的储能、虚拟电厂、综合能源系统等都得到了快速的发展。这些新兴的市场主体中，蕴含了海量的调节能力［38］。若能充分加以利用，则可极大地提升新型电力系统的调节能力。

如何接纳这些新型市场主体，对市场机制提出了严格要求:

1）适应特性各异甚至目前尚未出现的新型市场主体。在能源转型和数智化转型的双重背景下，特性各异的新型市场主体不断涌现，如压缩空气储能、化学储能、飞轮储能、电容储能、不同类型柔性负荷、分布式光伏、潮汐发电、波浪能发电等。如果每出现一种新型市场主体，电力市场规则都需要更改，电力市场出清模型也要修正，则会大大增加电力市场的复杂程度。

2）新型市场主体除特性各异、模型复杂等特性外，往往还有数目众多这一特点。这也要求电力市场规则和出清模型在市场主体数目剧增时，其计算复杂度增加不大，如此才能满足需求侧海量新型市场主体参与电力市场的迫切需求。

2 新型电力系统下分时交易存在的问题

第1 章分析了电力市场机制应具备的特征与要求，本章据此分析现行分时交易机制存在的弊端。

分时交易是当前世界各国电力现货市场设计的基础。Schweppe 等学者先后提出了节点边际电价等理论［11-12］，成为近40 年来电力市场研究的核心，产生了丰富的研究成果。

在节点边际电价理论中，隐含了一个关键假设——分时交易的同质性假设，即在将电力市场交易划分为多个时段后，假设在同一时段内电力商品是同质的，可以互相交易。

这一假设在系统调节能力充裕、各时段之间可解耦时是成立的。但是，随着新型电力系统的发展，新能源占比日益提高，系统调节能力匮乏、各时段之间互相耦合，分时交易假设已不再成立。因此，基于这一假设的分时交易机制在系统调节资源配置方面力有不逮，已呈现出“市场失灵”现象。下文将从公平（量化市场主体调节贡献）、合理（释放市场主体调节能力）、扩展性（接纳新型市场主体）3 个方面，对分时交易机制导致的不足进行分析。

2.1 市场主体调节贡献量化的问题

新型电力系统所需要的调节能力，最终来源于各市场主体所作的调节贡献。各市场主体调节贡献越大，则新型电力系统调节能力就越充裕；反之，新型电力系统所具有的调节能力就越匮乏。由此可见，新型电力系统调节能力的提升，有赖于各市场主体提升各自的调节贡献。

2.1.1 缺乏调节贡献概念

根据现代管理学之父Drucker 提出的“没有衡量，就不能提升”的理念，要提升市场主体所作的调节贡献，就必须先对市场主体所作贡献进行量化评价。现有分时交易机制中，尚缺乏调节贡献这一概念。部分研究试图通过定义新的产品加以弥补，如CAISO 提出的灵活爬坡产品（flexible ramping product，FRP）［39］。FRP 本 质 上 是 通 过 预 留 额 外 的调节容量，来满足系统由于新能源和负荷预测误差或实时联络线潮流变化带来的额外爬坡和滑坡需求。

然而，FRP 等调节产品并不能合理表征各市场主体为应对负荷波动所作的贡献。目前，所谓“灵活调节产品”，其本质是“容量”，而不是市场主体在不同时段间的出力变化量。而负荷在时段间波动，最终只能有赖于市场主体在时段间出力变化来予以平衡。FRP 及类似产品并不能反映这一思想。

2.1.2 无法表征市场主体调节贡献

进一步，如果在分时交易机制中，将市场主体在相邻时段间的电量变化或其函数定义为一种产品，是否就可以反映市场主体所作的调节贡献？事实上，笔者无法定义这样的产品。因为如果定义了这一产品，并为这一产品付费，则对某一个市场主体，需求方既要为其在各时段的电量付费，又要为其在时段间的电量变化付费，如此就产生了所谓“重复付费”问题［40］，导致产品价格信号扭曲，这在机制设计中是应尽力避免的。

还应指出的是，即使不考虑“重复付费”，假设可以将市场主体在相邻时段间的电量变化或其函数定义为产品，该产品也无法表征市场主体是否作出了调节贡献，以及作出了多大的调节贡献。下文给出反例进行说明。

为简单起见，假设市场中仅有2 个市场主体，负荷以及2 个市场主体分时竞价的出清结果如图2所示。

图2 分时交易结果示意图Fig.2 Schematic diagram of time-of-use trading results

图2 中，从t时段到t+1 时段，负荷从200 MW·h下降到100 MW·h，市场主体1 出力变化+40 MW·h，市场主体2 出力变化为-140 MW·h。仅根据出力变化，可能会认为市场主体1 在系统负荷减小时出力反而增大，作出了负调节贡献；市场主体2 在系统负荷减小时出力也随之减小，为系统作出了正调节贡献。当市场主体1 为新能源、市场主体2 为传统机组时，很可能就是这样的场景。

但实际情况也可能完全相反。从t时段到t+1时段，由于外部的气候变化等原因，市场主体2 出力快速变化-140 MW·h；虽然负荷也在下降，但由于市场主体2 出力下降过大，市场主体1 不得不提高自身出力，即从出力40 MW·h 提升到80 MW·h，以维持系统平衡。在这一场景中，市场主体2 自身出力大幅下降且不可调，迫使市场主体1 不得不增加出力以保障系统平衡，市场主体1 作出了正调节贡献。

从这一示例可以看出，在分时交易下，仅基于市场主体时段间出力变化的大小，无法直接衡量哪个市场主体作出了调节贡献。同时，这一系列问题与市场主体能源属性无关，上述市场主体1 和2 可能是传统机组、新能源机组，也可能是多种类型电源的混合市场主体。

综上所述，如果市场连谁作出了贡献都无法衡量，就更没有办法设计机制激励市场主体为系统提供更多的调节能力。

2.2 市场主体调节能力释放的问题

即使有方法可以激励市场主体有动力为系统提供更多的调节能力，在分时交易机制下，市场主体也只能“被动优化”，没有能力充分释放自身调节潜力。所谓“被动优化”，是指在现有分时交易机制下，市场主体只能将电量-价格曲线、运行模型等上报给交易中心，再被动接受交易中心集中优化出清的结果。在这一机制下，市场主体处于“被动优化”状态，其出清结果由所有市场主体的出力模型、量价曲线和电网安全稳定约束、系统出清模型及其优化算法等共同决定。

“被动优化”会导致市场主体调节能力不能充分释放的原因分析如下。

首先，从出清模型与定价方法来看，市场主体不能直接建立起上报模型与自身收益之间的关联性，也就不易于激励市场主体开展调节性能提升的技术改造与投资。

其次，市场主体所上报的运行模型，是市场机制设计所要求的标准模型，对市场主体而言是一个“削足适履”的过程。基于这一模型所做的优化，与市场主体自主优化相比，其结果会存在一定的差距。例如，某省电力现货市场中，水电厂需上报的运行模型和参数，其耗水率设置为固定值［41］，但实际运行中水头变化可能会较大，耗水率也会随之变化［42］。又例如，文献［43］开展了有复杂引水系统的大型水电厂厂内优化运行工作，指出“各机组的水头损失也受其他机组发电流量、河道流量及电厂弃水量的影响”，而这些因素，在现有分时交易机制所做的统一出清模型中，基本不做考虑。应该指出的是，市场主体运行模型越复杂，上报模型所做简化越多，其差距就越大，市场主体调节能力损失就越多。在一个由众多市场主体参与的电力市场中，最终累积的调节能力损失可能是惊人的。

再者，即便分时交易机制中统一出清模型愿意且可以对市场主体运行模型加以详细考虑，获得准确的模型参数也可能较为困难。主要原因是这些模型参数本身就是时变的，如文献［43］描述的水电厂，其模型中参数随检修方式、是否有弃水等不同而不同。

还应强调的是，调节能力的损失或许还能接受，而“削足适履”的模型会使整个市场出清结果“面目全非”，可能就难以承受。为简单起见，假设市场中有且仅有一个市场主体模型或参数是“不准确的”。当这个市场主体相关约束成为“起作用约束”时，整个市场的出清结果就因为该市场主体的“不准确约束”而被扭曲。例如，由于这个市场主体爬坡速率参数的“变化”，整个系统机组组合结果随之发生变化，最终导致市场出清结果被全方位调整。更糟糕的是，这个过程是一个黑箱，市场主体对此情况的发生几乎毫不知情。

最后，上述问题若寄希望于建立面面俱到的集中出清模型加以解决，则建立的模型将是一个超大规模、非线性、非凸、混合整数规划问题，很难在有限时间内求解。由于市场出清过程都有时间约束，过于复杂的模型在实际运行中是无法应用的。

造成这一困难的本质原因是分时交易与电力生产所固有的运行连续性之间的矛盾。在分时交易机制下，各市场主体首先应上报其在各时段的量价曲线。如果仅按各市场主体上报的量价曲线进行出清，对单一市场主体而言，其所竞得的出清结果可能不能满足其连续运行的物理约束，出清结果有可能是不可行的。因此，既然选择了分时交易方式，交易中心也就不得不要求各市场主体上报自己的运行模型，以此保证出清结果满足主体连续运行的要求。某种意义上，这种模式是一种“集中”或“计划”模式；其常用的模型，安全约束机组组合（security constrained unit commitment，SCUC）或安全约束经济 调 度（security constrained economic dispatch，SCED），与计划体制下的经济运行调度模型基本一致。

综上所述，分时交易的方式破坏了电力生产消费的时间连续性，故不得不要求市场主体上报运行模型并将其在出清程序中予以考虑，市场主体并不能直接参与运行优化，属于“被动优化”的方式。因此，也产生了上述的诸多问题，不利于调节能力的挖掘。

2.3 接纳新型市场主体的问题

新型电力系统会重塑能源消费结构，在这一过程中，会涌现众多的新型市场主体，如虚拟电厂、压缩空气储能、电化学储能、飞轮储能等。现有分时交易机制面对众多新型市场主体，适应性较差、扩展困难，简述如下。

首先，分时交易机制要求为每一类新型市场主体构建一个标准模型，这一过程本身就是较为困难的。例如，文献［44］指出，虚拟电厂外特性建模是参与市场交易的重要前提，而虚拟电厂调度特性由大量不同类型的资源共同构成，具有非线性、时序耦合和时变性等特点［45］，要构建类似于传统机组的模型并确定模型参数极其困难［46］。又例如，文献［47-48］等指出，在现有分时交易机制中，为储能设计恰当的商品模型较为困难，目前所建立的储能模型实际是“激励不相容”的。

其次，面对新涌现的市场主体，分时交易机制扩展困难。每出现新的未在既有机制中考虑到的主体，若要在市场出清模型中恰当考虑其运行特性，出清模型就需重构，对市场连续运行与市场组织造成很大困难；若要求新主体按照市场统一模型上报，则很有可能无法准确表征这类新主体的运行特性，带来如2.2 节所指出的调节能力得不到充分释放的问题。

最后，需考虑规模化后带来的维数灾问题。清洁低碳是新型电力系统的核心价值［29］，为达到这一要求，一方面，电能逐步成为终端能源消费的主体，电动汽车、电采暖等层出不穷；另一方面，分布式发电、户用储能等装置不断涌现。在分时交易机制下，海量的新兴主体进入电力市场后，必然导致市场出清模型规模呈现爆炸性增长，最终无法求解。事实上，由于电力系统本身就是高维非线性的，当前的市场模型就已经足够复杂了。例如，据文献［49］测算，三峡电力市场的集中出清优化模型变量高达4 万多个，计算负担重。另外，如果通过聚合减少市场主体的个数［50］，同样会有前述的无法准确表征新主体运行特性，从而使其调节能力得不到充分释放的问题。

3 电力互替品市场构想

3.1 整体交易机制与电力互替品

3.1.1 整体交易机制

基于上文的讨论和分析，现有电力市场机制在激励调节动力、释放调节能力和接纳调节资源等方面存在根本性不足，而造成这些弊端的原因都在于电力必须分时交易的基本假设。因此，必须舍弃分时交易这一基本假设，转而将市场主体功率曲线作为一个有机整体进行考虑。与分时交易机制相对，本文对整体交易机制进行定义。

定义1:称将市场主体功率曲线作为一个有机整体进行交易的机制为整体交易机制（holistic trading mechanism，HTM）。

整体大于部分之和。功率曲线本身不但可表征市场主体的能量贡献，市场主体所作出的调节贡献也已蕴含于其中，同时也符合市场主体连续运行的特性。

3.1.2 电力互替品

整体交易机制面临的首要理论难题是其可交易性。经济学中，称具有同质属性、可发挥相同价值的商品为互替品，非互替品彼此之间是不能互换的。2020 年，诺贝尔经济学奖得主Milgrom 也在其论著《价格的发现》中指出，若完全互替性条件得不到满足，就会存在无法出清市场的情况［51］。

将市场主体功率曲线作为一个整体直接进行交易则是不可行的。这是因为不同市场主体产生的功率曲线即便总电量相同，不同的曲线形状对系统的运行也会产生截然不同的影响，属于非同质性产品，不能直接交易。

反之，不同市场主体产生的功率曲线如果总电量相同、曲线形状相同，则其对系统的运行影响也是一致的，是同质的商品，可以互替。对市场主体功率曲线而言，曲线形状是“质”，总电量是“量”；不同市场主体产生的功率曲线，如果曲线形状相同，即便其总电量不同，也属于同质商品；单位同质商品发挥的市场价值相同，可以作为互替品进行交易。

显然，互替是公平交易的基础。与其他商品相比，电没有具体形态，相对比较抽象。什么是整体交易机制中的互替品，本文做如下定义。

定义2:称与市场规定的标准形状相符的功率曲线为电力互替品（substitute power product，SPP）。

如果将标准形状指定为次日负荷曲线形状，并在日前现货市场中仅进行电力互替品交易，则当交易出清的总电量满足负荷要求时，电力系统连续平衡也随之得以满足。

以电力互替品为商品进行交易相当于建立了新的调节责任机制，调节责任被下放给各市场主体。在当前交易机制中，电力系统连续平衡的责任在交易中心，系统整体出清规则复杂烦琐；而以电力互替品为商品进行交易时，电力系统连续平衡职责实际被下放给各市场主体，既可充分调动市场主体积极性，释放其调节能力，系统整体出清过程也异常简单。

3.1.3 与现有电力市场改进方法的对比

上文详细分析了分时交易的不足，并据此提出了整体交易机制的设想。为促进理解，下文将这一方法与其他针对现有电力现货市场的改进方法做一个简要对比。

1）能量块交易

目前，针对分时交易的改进，主要集中于分时交易与连续运行之间的矛盾上。欧洲提出了能量块交易的概念［18-19］，在一定程度上解决了市场主体连续运行与分时交易的矛盾，但较少述及电力商品的互替性，而互替正是公平交易的基础，本文方法可同时解决这两个问题。

2）平衡结算单元

除了能量块交易，关于平衡结算单元的研究也受到了较多关注，并在德国电力市场中得到成功应用［20］。在德国电力市场中，结算单元指的是负责电力供应合同经济结算的机制。每个结算单元由平衡负 责 方（balance responsible parties，BRPs）管 理，BRPs 必须确保在每个15 min 的交易时段内，其结算单元的电力取用量和供应量相平衡。如果取用量和供应量之间存在差异，就会应用不平衡电价（imbalance price）来对差额进行经济结算。这个制度鼓励BRPs 维持其结算单元的平衡，以确保整个电力系统的稳定。

平衡结算单元的成功，主要取决于BRPs 的存在与系统平衡责任的下放。这一BRPs 的存在，更类似于在国家电力市场中，将电力平衡责任下放给省级电力市场。

以电力互替品为商品进行交易，同样具有这一特性，但有两点明显区别:（1）电力互替品交易下放的是调节责任，而非平衡责任，而系统平衡责任在某种意义上可被视为一种特殊的调节责任；（2）调节责任被直接下放给各市场主体，无须再去构造所谓的“BRPs”。

3）功率路径与摆动合同

文献［25］提出了功率路径（power path）的概念，指出目前基于节点边际电价理论的市场机制存在极大问题，核心是提供的产品没有“互替性”。现有机制将市场主体提供的服务拆分为多个独立的商品分别进行定义和定价并不合适，因为这些服务均来源于主体所提供的同一条功率路径。基于此理念，文献［26］提出一种改进的电力市场交易机制，称为SC（swing contract）机制。

SC 机制针对市场主体可提供的功率路径，提出了统一形式的产品定义、竞价方式和结算规则。在基于SC 机制的日前市场中，市场主体投标或中标的将是某一个出力区间（该区间反映了该主体提供的SC 中所有功率路径的集合，包括功率区间、爬坡区间和可调用时段等），而不是固定的功率路径；该主体的实际出力将取决于次日实际被调用的功率路径并获得相应支付。通过SC 机制，市场主体可以获得更高的收入，作为对提供灵活性的补偿；这又反过来促使其在SC 市场提供灵活性，提高系统调节能力。

不难看出，虽然都致力于提升系统调节能力，SC 市场与电力互替品市场的整体交易思路有着较大差别。SC 机制本质上是对现有节点边际电价的市场报价和结算规则的改进，其所提供的功率路径产品并不具备本文意义上的互替性，也不是将市场主体功率曲线作为一个有机整体进行交易，与本文方法存在质的差别。

3.2 电力互替品市场简介

基于前述电力互替品理念，可以构造电力互替品市场，下文对其总体构想作简要分析与介绍。

现行电力现货市场，包括日前、日内、实时电能量交易市场，均是基于分时竞价进行交易的。此外，如美国PJM 等众多市场均采用电能量与辅助服务市场联合出清的模式，现货市场的价格信号也会被传递到其他交易品种中。舍弃“分时交易”这一基本假设，转而基于电力互替品重构电力市场，需要大量专门且深入的研究。系列论文拟迈出微小的第1步，提出电力互替品概念，并基于电力互替品，以日前现货市场为例，做出初步研究，以期起到抛砖引玉的作用。

电力互替品市场机制如图3 所示。图中:Pn表示各市场主体提供的功率曲线，En则表示其形成电力互替品后的功率曲线；D表示全网负荷功率曲线。以电力互替品为基础完成交易，可分为电力互替品形成和电力互替品交易两阶段。第1 个阶段中，各市场主体形成电力互替品，保证其功率曲线形状相同，具有同质性，才可以进入电力市场进行交易；第2 个阶段中，各市场主体将电力互替品作为商品报量报价，在电力互替品市场中进行交易，最终达到电力电量平衡。

图3 电力互替品市场机制示意图Fig.3 Schematic diagram of substitute power product market mechanism

下文简要介绍电力互替品形成和电力互替品交易的主要思想。后续将通过系列论文，以日前现货市场为例，详细说明这一过程。

3.2.1 电力互替品形成

不同类型市场主体有着不同特性，不同市场主体如何形成电力互替品是电力互替品市场第1 个阶段要解决的问题。

依据电力互替品定义，电力互替品形成首先需要给定“标准形状”，本质上就是给各市场主体设定统一的运行目标，或者说本质上是明确各市场主体共同的调节责任。这一责任的划分应是客观的，与市场成员生产或消费电能的具体特性无关。

调节责任的明确与划分，是与现行分时交易体制显著不同的地方。以新能源消纳为例，在现有电力市场机制下，新能源消纳是交易中心或电网的责任；与此同时，各地又纷纷出台了各种新能源配储的机制［8］，相当于间接认为新能源自身也对其消纳具有一定的责任。但这个责任如何划分？新能源配储配多少是合理的？这些在理论研究上仍是空白。而在电力互替品机制下，新能源市场主体应通过配储或其他措施，自发形成电力互替品，并通过这一形式明确新能源消纳责任。在这一机制下，新能源如何配储成为市场主体自身的问题；市场主体完全可以通过配置各种不同特性的新能源，辅之以特性各异的储能，乃至一些需求侧调控措施，来满足电力互替品形成需要，其主动性得到充分发挥，且资源也得到了最优配置。这一思想，与国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》中“总体架构与重点任务”一章中指出的“打造新能源+模式，加快提升新能源可靠替代能力”是一致的［29］。

还应指出的是，当电力互替品市场给出了“标准形状”后，一方面，各市场主体可如前所述自主调节，通过主动优化运行方式的方法来满足要求；另一方面，也可以与其他市场主体合作来满足要求。合作这一过程可由市场组织完成，也可由主体之间自由聚合或交易完成。

3.2.2 电力互替品交易

市场主体形成电力互替品后，还需要在电力互替品市场中竞价，完成交易。

在这一市场中，以电力互替品为产品，各市场主体上报量价曲线到交易中心。由于市场主体的自身约束已由各主体考虑，交易中心仅需考虑网络安全约束、各市场主体的量价曲线，以总体购电费用最小为目标完成出清。与分时交易机制下的出清模型相比，电力互替品市场中出清模型简单、透明、轻量。本文称这一市场为“互替电量市场”。

除此之外，若形成互替品的过程也希望由市场统一组织，则可在互替品交易市场之下，再建设互替品形成的子市场，本文称之为“调节电量市场”。

系列论文中，将以互替电量市场和调节电量市场这两个市场来组织电力互替品交易。其中，互替电量市场旨在发现单位互替电量的市场价值，即互替电量价格，以及系统全天总电量供给与需求的关系；调节电量市场旨在通过调节电量价格，反映系统调节供给与调节需求之间的平衡关系，以及单位调节电量的市场价值。

3.3 电力互替品市场机制的优势

前文指出，提升系统调节能力是新型电力系统下市场机制设计的首要目标。电力互替品市场以功率曲线作为有机整体进行交易，为适应新型电力系统发展需求，可从激发动力、赋予能力、适应新型市场主体3 个方面根本性地解决调节能力提升问题，分析如下。

3.3.1 公平表征市场主体调节贡献

电力互替品将保留连续时间变化特征的功率曲线整体作为商品进行定义，采用时间序列向量的形式进行建模，可表征蕴藏在曲线形状中的调节价值，完整地反映出不同市场主体作出的调节贡献。下文仍以2.1 节图2 为例，说明电力互替品机制可解决量化市场主体调节贡献这一难题。

下文按照电力互替品市场构想，从左到右分4 个阶段来描述电力互替品的形成过程，如图4 所示。

图4 基于电力互替品市场机制的交易过程实例Fig.4 Example of trading process based on substitute power product market mechanism

在初始阶段，市场根据负荷变化趋势，给出电力互替品的形状，即左侧紫色块所示。可以看出，满足电力互替品要求的功率曲线，其第1 时段出力大小与第2 时段出力大小的比例为2∶1。

在第1 阶段，两个市场主体各自考虑自身运行特性，按功率曲线整体报量报价。总负荷为300 MW·h，市场主体1 竞得互替电量120 MW·h，市场主体2 竞得互替电量180 MW·h。但是，市场主体1 缺乏调节能力，两时段电量分别为40 MW·h、80 MW·h，不满足电力互替品的要求；市场主体2 本身具有良好的调节能力，可按标准形状进行调节，两时段电量分别为120 MW·h、60 MW·h，满足电力互替品要求。

在第2 阶段，市场主体1 为形成电力互替品，可向市场主体2 购买额外调节能力。由于市场主体1的两时段总电量为120 MW·h，按统一形状进行调整，则调整后市场主体1 在两时段电量分别为80 MW·h、40 MW·h，需向市场主体2 在两时段分别购买40 MW·h、-40 MW·h 电量。换言之，市场主体2 发挥了类似储能的效果，帮助市场主体1 在时间维度转移了电能量，使其满足电力互替品的要求。由此可见，市场主体1 产生了调节需求，而市场主体2 作出了调节贡献。

在第3 阶段，两个市场主体确认实际出力的功率曲线。依据第2 阶段结果，市场主体1 最终出力为40 MW·h、80 MW·h，与初始阶段相比并无变化，这是因为它从市场主体2 处获得了调节能力；市场主 体2 最 终 出 力 为160 MW·h、20 MW·h。不 难 发现，第3 阶段中两个主体真实功率曲线与图2 完全一致。此时，因为有电力互替品交易的要求，才使得谁产生调节需求、谁作出调节贡献可以被表征、量化。

在第4 阶段，从交易中心角度看，两市场主体提供的产品均是互替品；两者相加，正好满足总负荷需求，同时保证电力电量平衡。

综上可以看出，电力互替品的形成过程正是调节责任划分形成与量化市场主体调节贡献的过程。

3.3.2 促进市场主体自发提升调节能力

在电力互替品市场中，功率曲线被作为有机整体进行考虑，各市场主体自身约束在电力互替品的形成过程中，由各市场主体自主进行考虑。这一设计不仅带来了简单、透明、轻量的交易机制，而且可极大地促进市场主体采用各种措施，提升自身调节能力。

首先，在电力互替品的形成过程中，各市场主体可以清晰地看出自身调节能力的优势和不足。为了获得长期的经济优势，各市场主体有动力采取各种措施有针对性地提升自身的调节能力，包括但不限于自发配置各种形式的广义储能、市场主体之间自发聚合等。换言之，电力互替品市场机制有着良好的正外部性和激励相容特性，在促进各市场主体提升其自身运行调节能力的同时，提升了电力系统整体运行的调节能力。

其次，由于电力互替品的形成是市场主体的自身责任，这一机制可激励市场主体将做好自身优化运行工作作为获取经济效益的最重要一项工作。在电力互替品的形成过程中，各市场主体“主动优化”，其建模将更加精细、参数将更加可信、优化也将更加彻底，这也使得其调节能力得以充分释放。

3.3.3 易于扩展接纳新型市场主体

在电力互替品市场机制下，由于只需要考虑网络约束，再根据市场主体量价曲线即可完成出清，使得整体出清模型与市场主体特定的运行约束得以解耦。

这一解耦不但不会出现因市场机制特定要求而简化模型的问题，模型参数变化等还能直接反映到出力结果中，市场主体的隐私也能得到很好保护。更重要的优势在于，其使得市场机制具有很好的扩展性，易于接纳各种新型市场主体。

由于扩展性强，电力市场机制可以接纳各种新兴市场主体，即使这一主体在本文写作时其运行特性尚不明确。由于新型电力系统重塑了能源产消结构，势必导致各种各样的新型主体层出不穷，这一特性对新型电力系统市场机制而言，显得尤为重要。

还应指出的是，与分时交易机制相比，电力互替品市场机制是一种极“轻”的市场机制，这也使得交易模型中考虑的市场主体数目可以大大提升，使得数万乃至数百万个市场主体在同一市场中进行交易成为可能。

4 结语

2023 年“五一”假期期间，中国山东省连续22 h出现负电价［35］，引发了热议。而实际运行中，新能源弃电、新能源配储利用率不高、新主体商业模式不能持续、电价飙升与持续负电价、鸭子曲线与峡谷曲线等一系列问题在国内外也频频出现，反映出当前市场机制对于高比例新能源电力系统存在种种不适应之处。国家能源局也在《新型电力系统发展蓝皮书》中指出，需要“建立适应新型电力系统的电力市场体系”［29］。

为此，本文首先从市场机制的基础入手，分析指出当前基于分时交易的市场机制打破了电能生产消费连续性，在激发调节动力、释放调节能力、接纳调节资源等方面存在种种弊端。进而，提出将功率曲线作为有机整体，在其基础上形成电力互替品并进行交易的理念与构想，在表征调节贡献、促进个体主动优化、接纳新型市场主体等方面具有显著优势。

本文是系列论文的首篇，后续论文将从整体交易中商品形态及形成机理、电力互替品交易机制、电力互替品交易机制与分时交易机制关系等方面逐一展开。需特别指出的是，目前，分时交易机制在世界各国仍被广泛采用，舍弃分时交易这一基本假设，转而基于电力互替品重构电力市场，需要大量、专门、深入的研究。系列论文仅在此领域迈出微小的一步，电力互替品市场机制尚有诸多问题需要深入探讨，需要广大学者共同努力。

本文在撰写过程中得到张思远、杨再敏、王彬、孙思扬、石智豪、李莉、黄任可、孟宇航、张沛超、蒋传文、冯冬涵、陈思捷、刘充许等的帮助，以及陈雪青老师的指导，特此感谢！