从北欧模式看我国电力现货发展路径

文/中国大唐集团重庆分公司 李奎刚

一、本文研究的背景

2017年国家选定广东、浙江、山东等8个地区作为第一批电力现货交易试点，未来电力现货交易必将在全国推广，这将从根本上改变电力交易体系、电网调度规则、电力价格机制和企业经营策略。学习了解电力现货交易模式，迎接行业即将到来的巨大变化，对电力企业来讲意义重大。北欧电力市场是迄今为止世界上唯一一个具有实质性意义的多国电力市场，是已经被世界上大多数国家公认的成功典范。了解北欧模式，有助于电力企业及早做好市场应对。

二、北欧电力交易模式

（一）北欧电力工业概况。北欧包括瑞典、丹麦、挪威、芬兰和冰岛五国，除远离欧洲大陆的冰岛外，其余四国已实现电网互联，形成统一运行的北欧电力市场。截至2015年底，北欧四国总装机10462万千瓦。其中，挪威（总装机3384万千瓦、水电占比92.72%）和瑞典（总装机4091万千瓦，水电占比39.92%）的水电比重高。芬兰（总装机1586万千瓦，火电占比55.77%）以火电为主。丹麦（总装机1401万千瓦，风电占比36.24%）拥有较多的风电，四国电力装机呈显著的地区互补特征，国与国之间存在电力交换的潜在需要。

（二）北欧电力市场成员。北欧电力市场的市场成员包括市场交易机构（交易所）、输电系统运营机构（四国电网公司）、五类市场主体（发电商、电网拥有者、零售商、交易商、用户）。其中，基本上所有机组均纳入市场化交易；电网公司不能进行期货和现货交易、不能拥有发电厂、不能向用户售电。

（三）北欧电力市场交易体系。目前北欧电力市场已形成以现货交易为主、以长协（双边合同）为辅、以金融市场和辅助服务为补充的交易体系。1.长协交易。长协交易主要由纳斯达克商品交易所管理，采用传统双边谈判模式，多为大用户合同，且其交易量占整个市场交易的比重持续降低，目前已不到现货交易量的10%。2.金融市场。其市场实质是财务交割的现货衍生工具，主要包括期权合同、期货市场和差价合同，交易时间跨度包括日、周、季和年。各项产品的交割不采用现货交付，均为财务交割。结算的参考价格为北欧电力交易所公布的电力系统价格（日前市场价格）。2016年，在纳斯达克出清的北欧电力金融产品超过1万亿千瓦时，是该地区现货交易量的2倍以上。3.现货市场。包括日前市场、日内市场、实时市场三个有机结合、依次纠偏的交易品种，共同形成一个不断贴近电力系统实时平衡的“7×24小时”交易体系。（1）日前市场（次日24小时）交易模式为集中竞价，核心机制是区域价格耦合。日前市场是现货的主流，也是北欧电力交易所的核心产品。2016年，交易所完成日前交易5000亿千瓦时，占其交易总量的99%。日前市场采用“集中竞价、边际出清”方式，在一次竞卖中同时确定价格、电量和输电流向。在每一天的中午12点之前，买卖双方针对第二天每小时的交易时段提供电量和报价，市场成员的报价互相并不知晓；12点42分，交易所发布电力系统价格；15点前，买卖双方得到交易结果。交易完成后，买方和卖方分别于第二天和第三天自动完成收支结算。全年无休。（2）日内市场（小时前）。日内市场是买卖双方调整日前交易计划的主要方式，给市场主体最后一个机会来纠正日前与日内预测的偏差，因此交易量比较少，且需要关闸时间离发/用电时间越近越好。在日前市场关闭后14:30开始，持续滚动出清直到实时运行前一个小时。日内市场竞价模式采取遵循“先来先到、高低匹配”的交易原则，买卖双方既可由系统根据价格自动匹配成交，也可由买家或卖家主动报价成交。2016年，北欧电力交易所完成日内市场交易50亿千瓦时。（3）实时平衡市场（小时内）。主要作用在于保障系统的实时平衡与稳定运行，而不在于进行电量交易。2016年，北欧电力市场的平衡市场交易量为20亿千瓦时，总体呈下降趋势。实时市场由各国电网公司（TSO）负责。电网公司按成本最小化原则调用平衡资源。4.辅助服务市场。由于用电需求的随机性和发电机组非计划停运的不确定性，决定市场交易成员在现货市场关闭后，仍有进一步调整发购电报价的需要，辅助市场便应运而生。

三、现货交易的影响

（一）现货市场发展趋势。一是电力现货市场交易模式必将到来。北欧经验表明，现货是真正发现电力价格信号、还原电力商品属性的有效工具，兼具效率、公平和安全性，现货交易是电力市场发展的最高阶段和理想模式，我国现货市场不再是要不要建的问题，而是如何建的问题。二是现货市场建设有一个长期的过程。电力出货市场建设由于涵盖经济、社会和技术等多个方面，很难一蹴而就，预计将会采取“先易后难、先简后繁、先行试点、逐步推广”的路径。

（二）对电力行业的影响。一是行业竞争激烈且微利化生存。现货模式下，基于边际成本报价成为充分竞争环境下绝大多数电力供应商的首选策略，这将导致整个发电行业微利化生存。二是可再生能源将占据明显优势。可再生能源几乎为零的边际成本低决定其在“日前市场”拥有相对突出的竞争优势。煤电、核电、气电的燃料成本较高且还需支付外部成本，劣势明显。三是电网公司话语权大幅度减弱。现货模式下，发电交易变成市场行为，发电调度方式由电网集中调度为主转变为发电企业自我调度为主，电网公司影响力大大降低。

四、国内现货市场建设路径分析

到目前为止，国际上还没有两个完全相同的电力市场，也没有一个在世界范围内具有普适性的标准设计。参照北欧、美国、英国等模式，按照从“趸售竞争模式”到“零售竞争模式”的一般发展规律，对国内电力现货市场发展建设路径分析如下：

（一）第一阶段。非全电量集中竞价市场阶段。构建新的电力交易体制和机制，规范和发展电力直接交易，有序、适度放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，建立调峰市场和向周边省份开放直接交易市场。主要任务包括：1.电力交易中心独立运行，逐步全面接手电力交易组织管理权。2.完善输配电价形成机制，电网公司逐步变成只能收取“过网费”的公司。3.规范电力用户的准入与退出，电力用户既可选择自主参与市场交易，也可选择售电公司为其供电。4.逐步扩大发电侧市场化比例。一是发电机组从“计划电+市场电”逐步过渡到全部电量市场化交易；二是从火电市场化到所有电源市场化交易；三是“标杆电价+市场竞价”模式逐步过渡到全部价格由市场竞争形成。5.建立规范的中长期电量直接交易市场，开展年、季、月、周等电量直接交易，逐步缩短交易周期。6.完善辅助服务补偿机制，建立调峰市场。7.建立有效的市场监管机制、风险防控机制和信用体系。8.有序放开售电业务和增量配电业务，培育市场主体。9.逐步开放与周边省份的跨省跨区电力交易。

（二）第二阶段。第二阶段仍是非全电量集中竞价阶段。本阶段构建较为完整的电力市场体系，建立市场化电力平衡机制，启动电力现货交易，规范电力中长期交易市场，扩大资源优化配置范围，全面提升电力系统运行灵活性和效率。主要任务包括：1.规范中长期合同，这一阶段市场合同和基数电量合同均需约定交易曲线。2.建立集中竞价的日前现货市场，日前交易采用峰、谷、平三个时段分时竞价，通过集中竞价得到次日的峰谷平3时段电价。3.探索日内交易，帮助市场主体调整发用电计划，促进资源优化配置。4.建立实时平衡机制，保障系统实时平衡和处理网络阻塞，探索调峰服务市场化途径。5.进一步缩减发用电计划，扩大市场电量规模和市场准入范围，促进零售市场竞争。6.探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。7.实现输配分离，进一步完善输配电价体系，优化输配电价结构。8.放开跨省跨区送受电计划，促进跨省跨区交易。

（三）第三阶段。经过第一阶段和第二阶段的市场结构优化和市场培育，在第三阶段过渡到全电量集中竞价。建立开放的市场框架，中长期合同全部为金融性合同。主要任务包括：1.继续完善电力现货市场，日前现货市场采用24时段进行竞价，建立15分钟实时市场。2.继续完善辅助服务市场机制。3.开展金融输电权交易。4.建立健全电力期权、期货等金融衍生品市场。5.彻底取消基数电量，实现零售市场充分竞争。

五、对电力企业的建议

（一）要彻底转变思想观念。电力现货交易不仅仅是交易模式的改变，更是市场体制、机制的巨大变革，充分认识到现货市场竞争的残酷性，学会敬畏市场，转变到以市场为导向的产品思维上来。

（二）加快完善市场营销体系。加快完善横向跨部门协同、纵向跨层级协调、快速响应市场需求和客户服务的营销管理体制和工作机制；加强营销队伍建设；加快建设基于大数据和人工智能的营销决策支持系统。

（三）积极参与现货市场试点。深入研究适合国情的现货市场模式，积极参与现货试点的前期工作和试点交易，主动了解规则、积累经验。

（四）加快发展可再生能源。现货交易明显有利于可再生能源，在发展规划和投资计划中进一步加大对可再生能源的投资倾斜力度。

（五）大力提升成本管控能力。低边际成本是电力现货交易中最有效的竞争利器。

（六）慎重开发指标差的项目。未来没有竞争力的项目没有出路。