南方区域电力现货市场建设模式及路径探讨

梁志飞， 陈 玮， 张志翔， 丁军策

(广州电力交易中心有限责任公司, 广东省广州市 510623)

南方区域电力现货市场建设模式及路径探讨

梁志飞， 陈 玮， 张志翔， 丁军策

(广州电力交易中心有限责任公司, 广东省广州市 510623)

分析了省内电力市场发展到一定阶段所带来的资源优化局限以及中长期电量交易与调度的矛盾点，提出了建设南方区域现货市场的必要性。通过借鉴国外区域现货市场的建设经验，综合考虑国内“省为实体”经济格局、“西电东送”国家战略、两级调度的国情特点以及各省省内电力市场建设的特点，提出南方区域现货市场应该选择建设成为分区平衡的区域现货市场模式，并从区域内所有省份开展区域增量现货市场出发，逐步加大比例至融合发展区域市场。最后,聚焦交易平台建设、市场规则和配套机制设计，提出了南方区域市场后续建设思路建议。

南方区域市场; 现货市场; 市场模式; 市场融合

0 引言

2017年5月19日，国家发改委、国家能源局同意印发《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》(发改能源〔2017〕975号)[1]，在此背景下，南方区域电力市场已完成多次跨区跨省增量挂牌交易和发电权转让交易，这些实时动向表明南方区域电力市场已经全面开展，南方区域进入区域电力市场和省内市场并存的局面[2-4]。

近年来国内对区域电力市场的研究相对较少，主要集中于上一轮电力改革政策“5号文”颁布后的时段[5]。文献[6]根据国内“省为实体”经济格局特点提出了过渡性两级区域电力市场必须满足的3个基本条件；文献[7-8]对区域共同市场特征进行了分析，提出了多种区域电力市场的交易模式；文献[9]针对区域内各省经济发展和销售电价水平的较大差距，提出了基于可调比例的差价合约方法。以上文献从多方面为全国区域市场建设提供了十分宝贵的参考，但相对缺乏地域针对性，同时缺少单独对区域电力现货市场模式的分析。

本文针对现阶段南方区域市场和省内市场并存的现状，通过借鉴国外区域现货市场经验，分析梳理南方区域建设现货市场的基本原则和市场基础，提出适合于南方区域现货市场的模式和实施路径。同时，为未来南方区域现货市场规划建设提供思路建议。

1 南方区域现货市场建设的必要性

目前，南方各省电力市场正处于快速发展阶段，除了海南，南方各省均率先开展了省内中长期电力市场建设。但随着发用电计划放开到一定程度，省内中长期市场受限于省内交易地域范围和中长期电量交易的特点，发展将有可能遇到瓶颈，从而使得市场化交易效益降低，原因分析如下。

1.1 省内市场优化潜力有限

1)南方各省电源结构单一，省区内部缺乏资源优势互补的条件，发电侧优化潜力有限。如广东和贵州以燃煤火电为主，水电和气电较少；而云南以水电为主，仅在省区内部开展现货市场交易难以发挥南方区域内部资源互补优势，不利于区域内发电结构的优化配置及发电企业的持续健康发展。

2)南方各省短期内发电装机增速仍将超过需求增速，发电小时数持续下降，发电侧已形成弃量保价的共识。由于省内发电侧实力较强的寡头市场力较大，因此市场报价中已经出现了抱团现象，交易价格未能实际反映真实成本，市场活跃度难以进一步提升。

1.2 中长期交易方式面临挑战

1)现有区域和省内中长期交易为物理执行的电量交易，无法精确分解到日前进行物理曲线交割，这使得调度机构无法对中长期电力交易结果进行准确的安全校核，交易机构难以解决实际发用电量与中长期合同电量的偏差，以及可再生能源发电中长期预测与实际发电的偏差，使得中长期交易合同执行与系统安全运行的矛盾日益突出。同时，发电企业效益更加依赖市场交易合同，对合同刚性执行的要求日益提高，合同执行偏差的问题将损害发电企业的利益，可能导致交易机构、调度机构成为矛盾焦点。

2)部分省内中长期电力交易是由买卖双方基于双边博弈的协商结果，并不是全局最优发电安排，不利于资源优化配置和社会福利最大化。

3)西部清洁能源具有良好的价格和外部性优势，但其间歇性、随机性和季节性等特点使其在区域市场中长期交易规模受限，并且在中长期电量交易中难以发挥出边际成本低的优势[10]，最终难以完全送出。如云南2016年“弃水”31.4 TW·h[11]，同时风电消纳困难问题日益凸显。为促进西部清洁能源的消纳，需要拓展交易范围和渠道以促进电力交易最大限度成交。

综上所述，面对南方省内中长期电力市场发展中遇到的瓶颈，有必要统筹规划设计区域级现货市场，以区域统一现货交易平台跨越、覆盖各省区现货市场。

一方面，以区域市场实现能源在更大空间内进行地域性互补与资源优化配置，可充分发掘互联大电网的资源优化配置潜力，提升清洁能源外送消纳水平；同时通过地域拓宽、增加市场主体，减少市场力，促进市场主体公平竞争，提升各省电力市场的活跃度。

另一方面，区域现货市场提供了市场化日前及实时交易平台，考虑完备的电网安全约束条件，以价格信号为优先级形成发用电计划，再由调度统一执行，使优势西部资源挖掘效果更彻底，同时更适应传统电力调度管理体制，对解决南方区域当前阶段各省区市场建设问题有借鉴和指导意义[12]。

2 国外区域现货市场的典型模式

国内从第一轮电力市场改革至今，尚未建成一个可以成熟运行的区域现货市场，相对缺乏区域现货市场的建设和运行经验。因此，在南方区域现货市场的建设和发展中，需要借鉴和学习国外成熟区域现货市场的经验。根据区域市场构成的特点，国外典型区域现货市场模式大致可分为全区域统一平衡和分区平衡两种[13]。

2.1 统一平衡的区域现货市场

统一平衡的区域现货市场由多个区域实体组成，各个区域主体在唯一的交易机构中采用唯一的市场规则进行交易，并由唯一的区域调度进行统一平衡。统一平衡的区域现货市场以美国PJM为代表。

PJM作为区域电网的独立调度交易中心，是全区域市场唯一的权威性电力交易平台，负责运行与管理美国13个州以及华盛顿哥伦比亚特区所形成的区域现货市场的电力系统。各类市场主体只能通过PJM现货市场(日前+实时)完成全电量的发用电功率实物交割，并根据规避风险的需要自主参与各类金融性质的场外交易。PJM市场主体只需要关注唯一的市场规程或手册。PJM的调度部门唯一负责全区域电网供需平衡和制定全区域电网内所有的发电计划和实时平衡。下级调度或地方输电公司只负责线路倒闸操作和事故处理[13-14]。

2.2 分区平衡的区域现货市场

分区平衡的区域市场是多个不同市场的组合，各市场内可以分别使用不同的市场模式和交易品种，以市场成员公认的市场规约为基础，以调度配合机制、交易时序分工、数据通信接口规范等措施紧密衔接。分区平衡的区域现货市场以北欧为代表。

北欧同时存在两级电力市场，包括跨区域的现货市场(日前、日内)和价区内的中长期交易和实时平衡市场。北欧交易所Nord Pool是负责组织各成员国家市场主体参与跨国、跨价区的日前、日内市场交易以及中长期场内交易的唯一权威性电力交易机构，而中长期交易只允许在同一价区内进行。各市场主体遵守北欧统一的现货市场规则。北欧区域电网采取跨国交易计划统一编制、各国分区平衡的方式。北欧交易所组织日前市场平衡绝大多数电力供需，编制跨国跨价区交易计划并下发给各国电力调度机构执行；各国电力调度交易机构负责执行本国内各价区内部的中长期合约。实时运行阶段，价区间传输阻塞和价区内的功率瞬时平衡，由各国电力调度机构运行本国实时平衡市场的方式解决[15-16]。

3 南方区域现货市场建设原则与发展思路

南方区域现货市场建设发展思路需要结合全国国情、南方各省区能源分布特点、市场建设进度等各种因素，充分学习和借鉴国外成熟典型区域市场模式经验，从动态发展、与时俱进的角度选择与南方经济社会相适应的电力现货市场模式和实现路径。

3.1 南方区域现货市场建设应坚持的基本原则

结合国情和南方电网职责功能具体划分，南方区域现货市场建设必须围绕以下3个基本原则。

1)坚持适应“省为实体”经济格局。一直以来国内政治、经济体制均以省为实体，地方政府是保证电力安全供应和电价稳定的责任主体。

2)维持协议计划作为跨区跨省送受电的主体。中长期“西电东送”框架协议计划作为落实国家“西电东送”战略、执行西部清洁能源优先发电权的保障性举措仍需要保留。

3)维持“总调统一调度、分省区平衡”的电力调度模式。南网总调作为南方电网的区域调度机构，主要负责送受电计划编制执行及西电东送主网安全稳定运行；各中调是省区电网电力平衡的责任主体，省间协议计划作为各省区平衡的边界条件，中调统调电厂发电计划仍由中调负责编制。

3.2 南方区域各省竞争基础条件分析

除了海南，现阶段南方区域已建成了4个省内电力市场，但省内电力市场体系建设、电力市场主体竞争环境差异较大。

1)南方区域各省区电力市场体系建设差异较大。一方面电力市场进度不一致，如广东、云南已开展省内现货市场的布局建设，广西、贵州仍然处于中长期电力市场建设初期，海南尚未开放电力市场；另一方面，各省中长期交易规则、品种不一致，缺乏统一的中长期交易模式，省内现货市场建设的方向也不一致。这也意味着各省及区域交易平台间缺乏统一的标准化的数据接口和相关规范。

2)南方区域电力市场主体竞争环境差异较大，主要是各省发电主体的竞价起跑线不一致，体现在：南方区域各省电源结构差别较大，广东、贵州以煤电为主，云南以水电为主，广西各种类型电源兼有；核准的上网电价差异较大，例如广东燃煤标杆电价为0.450 5元/(kW·h)，而贵州燃煤标杆电价为0.336 3元/(kW·h)，高出34%。

3)各省区优先发电小时数、基数电量不一致，同类型机组利用小时差异较大。

3.3 南方区域现货市场的模式选择

结合上述南方区域现货市场建设应坚持的基本原则以及各省电力市场竞争基础条件，总结出南方区域现货市场短期内必须保持的特点和原则。

1)保留区域和省内两级电力市场(对应两级交易机构)，并且满足：①各省拥有权力自主组织开展省内中长期交易，以中长期交易作为主体，保障省内市场主体及地方政府利益；②“西电东送”中长期框架内协议计划依然作为区域市场交易主体，满足西部清洁能源优先发电，保障国家战略落地和执行。

2)保留区域和省内两级调度，并且满足：①南方电网作为区域市场的调度机构，负责执行区域市场，保障省间联络线的安全稳定运行。各省中调负责执行省内市场，保障省内电力平衡及安全运行；②区域市场的交易结果作为省内市场开展以及实时平衡的边界条件。

结合南方区域现货市场的特点，借鉴国外典型区域电力市场模式，现阶段不宜采用统一平衡的区域市场,原因分析如下。

1)PJM统一平衡的区域市场彻底放开了电力流动的省间壁垒，在发电竞争水平起点差异较大的前提下，将产生大量的省间电力交易，这将对“省为实体”的经济格局和省内现有发电安排方式冲击较大，短期内难以适应中国国情。

2)在统一平衡的区域市场中，“西电东送”省间送受电计划不再是省内发电计划的边界条件，而是基于全网发电计划的输出结果，因此可能严重改变基于协议计划的现有电力流向(如广西水电具有输电价格优势，替代云南水电)，甚至可能出现反向流动(如广西火电替代贵州火电)，不利于国家战略方针的执行。

3)统一平衡的区域现货市场将由唯一的一个区域调度进行所有的发电计划安排，对现有的区域和省内两级发电调度结构的设置和运行现状造成巨大的冲击。

相比之下，北欧分区平衡的区域现货市场特征与南方电网现有特点比较接近，更加适合于现阶段南方区域现货市场的建设，主要基于以下几方面的考虑。

1)分区平衡的区域现货市场包含跨省跨区现货市场和省区内现货市场两个层次，二者在起步阶段是各司其职、求同存异、联合发展，在融合阶段实现统一平台、统一规则、功能融合；同时，各省区现货市场依据本省条件选取现货市场模式，可以采用全电量集中竞价+金融合约，也可以采用部分电量集中竞价+物理合约优先执行的方式，若不具备条件也可暂不建立现货市场，允许各省区的个性化、差异化建设。这与南方区域现货市场保留两级电力市场的前提相符。

2)北欧分区平衡的区域现货市场采用跨国交易计划统一编制、各国分区平衡的方式。若借鉴到南方区域，可在保留“西电东送”中长期协议计划、各省区内交易中心继续开展省内交易、省区内调度机构保留省内调度权的前提下实现联合的分区平衡，这与南方电网“总调统一调度、分省区平衡”的基本情况非常相似，与保留区域和省内两级调度特点和原则相符，具有很强的参考价值。

相对于现阶段，在适应南方区域特点的前提下选择分区平衡的区域现货市场模式，具有如下优势：一是以区域现货市场集中出清的手段促进了充分竞争，实现了电力资源在跨区跨省更大范围内高效、优化、精准配置;二是区域现货市场电量虽然占比不高，但为市场主体尤其是售电公司提供了一个修正其中长期发电计划的交易平台，减少系统安全风险与交易的金融风险，避免了中长期交易计划对一次能源市场变化、用电需求变动反应滞后的问题，也是发用电计划平衡向市场主导平衡转变的最有力的工具;三是“求同存异”的联合发展方式有利于在兼容各省区建设进度差异的前提下形成共同市场规约，为建设平等接入、统一开放的“现货交易高速公路”打好基础。

结合国内国情、“西电东送”战略安排、电力调度管控模式及南方各省电力市场建设等实际情况，初步判断南方区域暂不适合统一平衡的区域现货市场，更适合分区平衡的区域现货市场。

3.4 南方区域现货市场的路径选择

从现阶段未启动南方区域现货电力市场到实现五省区共同参与的分区平衡的区域现货市场，普遍认为有两条实施路径。

1)从地域拓展出发，以起步快、市场培育早、需求旺盛的东部省区市场为基础向外扩张交易区域，纳入西部发电企业，逐步融合发展区域市场，直至所有省区加入。

2)以电量拓展出发，对区域内所有省份开展增量现货市场，逐步加大比例至融合发展区域市场。

两种路径均能保留两级的交易和调度机构，原则上可行。

对于第一种路径，虽然在当前改革起步阶段，以省(区)为主体推进电力市场化改革试点具有积极意义，但实施过程中将容易受到较大的阻碍，使得区域现货市场的发展偏离原来方向。一是省(区)市场必然受到当地政府干预，市场模式以满足地方利益要求为首要建设目标,因此省区市场越发展，省间壁垒只会越加高筑，难以推广应用到省区外。二是南方电网的“西电东送”网架在汛期仍是稀缺资源，必须由一个公正中立的市场运营机构协调解决各方公平利用输电通道的问题，不能由某一占有资源或需求优势的省区市场主导。三是各省市场主体特点差异较大，如广东作为现货市场试点，具有如下优势：进入市场化的机组以燃煤、燃气火电为主，竞争起点相对均衡；优先发电比例不高，现货市场外部约束较少；无享受政策倾斜扶持的用电大户，市场建设较为开放公正；电网调度技术支持系统资金投入、建设及开发力度比较超前，硬件条件过硬。上述广东优势恰恰是其他省区在短期内难以克服的固有困难，因此短期内广东试点的现货市场的经验难以再适用到其他省区，更难以扩展至多个省区直至实施分区平衡的区域现货市场。

对于第二种路径，可以分起步和融合两阶段进行，避免第一种路径的问题，同时在建设实施过程中与3.3节所提出的两点南方区域现货市场原则相适应。

1)起步阶段，在当前南方电网“省间送受电计划作为边界条件、分省区平衡”的电力调度模式维持不变的情况下，先由跨区跨省增量现货市场起步，在中长期交易计划曲线的基础上，增加西部电厂与东部用户、售电公司的现货交易。在这个路径下，可以在前期保留各省省内不同的中长期和现货电力市场，保障省内利益前提下，开展先期的区域增量现货市场建设和部署。由此受到的省间阻力相对较少，同时可以积累区域现货市场交易的经验，为后续全面铺开区域现货市场奠定基础。

2)融合阶段，当南方区域增量现货市场模式成熟后，通过激励政策鼓励市场主体逐步增加区域增量现货的交易量，推动区域现货交易服务向省区内延伸，逐步实现各省区内的发用电主体在统一现货交易平台开展日前、日内直接交易，在省区内开展中长期交易，并由各省中调实施平衡调度，促进跨区跨省现货市场融合省区内现货市场。在这种路径下，可以通过交易规模的前期控制和后续逐步放开，使得省内市场主体和地方利益主体有一个可观的过渡和缓冲调整期。市场在省间阻力相对较少，不影响基本原则下，逐步从两级现货市场融合至区域统一平台上。

综上所述，目前国内电力市场建设中以省为主体的基本政治经济格局是阻碍资源自由流动的主要壁垒，以省区市场融合扩大至区域市场的道路是走不通的。建议通过增量区域现货的方式逐步融合各省区现货市场，在这样的模式下既能符合3.1节所提出的三点南方区域现货市场建设的基本条件，同时执行期间也可面对较少的省间壁垒阻力，在前期积累区域现货市场运行经验，直至融合区内省级主体。

4 南方区域现货市场后续建设思路建议

沿着上文所选择的南方区域现货市场建设模式和路径，下文聚焦交易平台建设、市场规则和配套机制设计，提出南方区域现货市场后续建设思路建议。

4.1 南方区域现货市场交易平台建设思路建议

4.1.1借势政策导向超前布局区域交易平台

目前，国内现货市场的建设存在政策推动的考量，在这个市场建设转型期，主动利用政策导向探索跨区跨省现货市场、完善区域平台的交易功能，可以强化区域交易平台的权威性和竞争力。目前，以省区为现货交易试点的工作已经开始，跨区跨省交易平台的交易功能暂时滞后于省区现货交易平台，在两类平台的竞争中将处于弱势，在国家顶层设计层面同样处于不利地位，有可能继续面临“功能完善的省级市场融合功能单一的区域市场”的挑战。只有推动区域交易平台功能建设不落后并力争超前于省区交易平台，才能避免受到省级交易平台的竞争压力，使区域交易平台更顺利地融合各省区交易平台。

4.1.2建设统一规范的南方区域现货交易系统

为满足后续区域现货市场融合省内现货市场的数据协同需求，南方区域交易系统应具备现货交易及安全校核功能，与调度技术支持系统、营销系统、计量系统打通数据接口，满足国家有关信息安全要求。

在起步阶段，各省区现货交易平台可以由区域交易中心指导或委托各省区交易中心建设，区域交易中心负责规定省区交易平台与跨区跨省交易平台中现货功能接口规范，实现两类交易平台之间调度、交易、计量、结算有关数据的互联互通，应满足市场主体同时参与区域现货市场和省内现货市场的功能要求。

在融合阶段，建设南方区域统一的现货交易平台，同时具备跨区跨省现货交易与省区内现货交易功能；各省区原有现货交易功能仍保留，作为省内发用电平衡决策工具；区域统一现货交易功能与省区内现货交易功能规范对接。市场主体可以自主选择交易入口，选择参与区域统一现货市场或省区内现货市场。

4.2 南方区域现货交易规则设计思路建议

4.2.1设计标准化的现货市场交易规则和相关规范

为实现南方区域现货市场融合省内现货市场，区域现货市场应满足各省区市场主体的交易需求，需要自上而下规范现货市场的规划建设，推动实施南方区域现货市场标准化设计方案。现阶段的首要任务是从规则、流程上实现统一现货交易规则、统一数据规范，统一调度交易协同流程，并推动各省交易时序、平衡机制、电费结算各环节工作的标准化。

4.2.2兼容不同地区的发展个性化和差异化需求

各省区基础条件的差异必然导致南方各省区内市场的建设目标和发展路径有所差别。因此，区域现货市场建设初期，跨区跨省交易平台应兼容不同地区发展个性化和差异化需求，必须具备如下功能：一是为发展较快省区提供现货交易的接口和为发展较慢省区提供中长期实物合约履行的接口；二是兼容各地区市场规则最大公约数的跨区跨省交易规则，具备协议电量执行功能。

4.2.3不断丰富中长期协议计划外的市场交易服务

为充分释放市场主体的竞争活力，以区域优势补足省内短板，现阶段应开发有利于风险管控、促进资源配置所急需的交易品种，大力扩展跨省区交易自由度。可以考虑以下两个方面。

1)扩展发电合同转让二级市场功能。为满足市场主体自主管理发电偏差的强烈需求，由每月集中竞价转让一次的发电合同转让交易，逐步扩展为持续开市、证券化连续撮合交易形式的发电合同转让市场，提供应对省内偏差考核价格波动风险的保障措施，为未来中长期物理合同转为金融合约打好基础。

2)逐步提升发用电侧直接交易的自由度。为有效应对清洁能源的不确定性，满足市场主体临时性的发用电需求，应在当前中长期直接交易的基础上提升直接交易自由度，类似于发电合同转让二级市场，由每月集中竞价一次逐步转为持续开市、证券化连续撮合交易形式的直接交易市场。

4.3 南方区域现货市场配套机制设计思路建议

4.3.1合理衔接中长期物理合约与现货交易

在区域统一现货市场中，省间协议计划仍作为物理合约严格执行，以保障送受电省区的利益。未来可以根据国家对省间协议计划的放开政策，逐步探索向金融合约方式转变，或根据本地实际情况选择合适的衔接方式，切忌生搬硬套国外经验、国内试点经验。

4.3.2转变现有中长期交易计划管控机制

为适应未来南方区域现货市场建设的需要，现有的“西电东送”中长期协议计划管控机制需要转变，可以根据实际情况分三步实现。

第一步实现年度计划分月执行管控，规范区域统一市场的中长期实物交易，包括：①月度计划明确分割交易种类；②由计划电量年内滚动转为计划电量月清月结；③月度计划中各类交易计划按照对应交易电量、交易价格结算，月度计划执行偏差按照偏差电量、价格结算，明确责任主体，区分对偏差有贡献的市场主体和导致偏差的责任主体。

第二步按照第一步的方式实现月度交易计划分日执行管控，实现月度市场向日前及日内市场过渡，与日内电量交易衔接。

第三步实现日送受电曲线执行管控，与日前及日内现货交易衔接，包括：①日送受电曲线中明确分割各类交易曲线；②日前发电计划中各类交易计划按照各时段交易电量、交易价格结算，日计划执行偏差交给日内实时市场或实时平衡机制。

上述“西电东送”管控机制转变方法同样适用于有意参与区域现货交易的省区内市场主体，各省区内调度机构发用电管控机制应按照同等思路转变。鼓励发用电侧协商一致自主申报次日发用电曲线、以自调度形式履行中长期实物合同。

4.3.3建立市场风险防控机制

现货市场的风险防控机制应充分考虑市场力甄别及防控措施、操纵市场行为的追溯措施、异常价格的应对措施等，做好各类异常情况下的运行预案，保障市场价格与实际供需情况相符和满足用户在市场化环境下的合理用电需求。

4.3.4建立信息披露及监管机制

首先，信息披露应充分、公开展示现货交易所需电网阻塞信息、发电能力等信息；其次，应建立信息安全及市场秩序的监管机制。通过科学的信息披露和监管机制促进市场信息对称，形成公平、公正、公开的有效活跃市场。

5 结语

文章重点分析了统一平衡和分区平衡两种国外典型区域市场的模式特点，总结了南方区域现货市场建设应该坚持“省为实体”经济格局、“西电东送”国家战略、两级调度的国情特点以及各省省内电力市场建设的特点，并概括了南方区域各省电力市场竞争的基础条件。在此基础上，推荐南方区域市场采用分区平衡模式，并建议从电量拓展出发，对区域内所有省份开展增量现货市场，逐步加大比例至融合发展区域市场。最后，沿着所推荐的模式和路径，提出南方区域现货市场后续建设的思路建议。

本文现阶段仅从区域市场模式及发展路径选择进行了研究分析，尚未形成一套成熟的市场体系，后续将沿着所推荐的模式和路径研究具体的南方区域电力现货市场体系，从具体交易品种设计、网省两级电力市场协调方式、市场配套机制等多方面继续深入研究。

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DiscussiononPatternandPathofElectricitySpotMarketDesigninSouthernRegionofChina

LIANGZhifei,CHENWei,ZHANGZhixiang,DINGJunce

(Guangzhou Power Exchange Center Co. Ltd., Guangzhou510623, China)

Through analyzing the limit of power generation resources optimization after the electricity market in a province developing to a certain stage and the contradiction between medium and long term electricity exchange and dispatch, the necessity of developing electricity spot market in the southern China region is proposed. By drawing on the design experience of foreign regional spot market, and considering the domestic “a province as an entity” economic pattern, “West to East” national strategy, the characteristics of two-level dispatching situation, and the characteristics of the electricity market design in each province, it is pointed that the regional spot market in the southern China region should choose a regional spot market mode with balanced partition. Southern regional spot market should start from incremental spot market, and gradually increase the proportion to the regional market integration development. Finally, market rules and supporting mechanism design, the suggestions for the development of the spot market in southern region of China are proposed for trading platform construction.

southern regional market; spot market; market mode; market integration

2017-06-14;

2017-09-29。

上网日期: 2017-10-19。

梁志飞(1982—)，男，通信作者，博士，高级工程师，主要研究方向：电力调度运行管理、电力市场建设及策划。E-mail： wangyong@tsintergy.com

陈 玮(1976—)，男，高级工程师，主要研究方向：电力营销、电力交易管理。

张志翔(1979—)，男，硕士，高级工程师，主要研究方向：电力市场、电力需求侧管理。

(编辑蔡静雯)