区域电力市场建设方案及关键问题研究

张艾红 ，杨巍巍 ，张健男 ，沈 毅 ，黄 冶 ，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

2017 年8 月份，国家发改委办公厅联合国家能源局综合司发布《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），选择南方（以广东起步）、浙江等8 个地区作为第一批试点，推动电力现货市场建设工作[1]。考虑到历史形成的以省为格局的电力行政管理和财税体制，第一批电力现货试点均为省级电力现货市场。截至2020 年9 月份，各试点均进行了长周期结算试运行。总体来看，各试点现货市场运行平稳、价格合理、机制有效。但同时也应看到，各试点依旧不同程度存在计划与市场并轨不畅、多级市场衔接困难、发用不平衡电费较大等问题。其中一些问题便是由电力现货市场建设局限于省级范围引发的。

建设区域电力市场，有特殊的政策背景和时代背景。2020 年4 月，中共中央国务院发布《关于构建更加完善的要素市场化配置体制机制的意见》，指出“充分发挥市场配置资源的决定性作用，畅通要素流动渠道，保障不同市场主体平等获取生产要素，推动要素配置依据市场规则、市场价格、市场竞争实现效益最大化和效率最优化[2]。”建设区域电力市场可以促进电力要素在更大范围内流动，提高电力要素配置效率，并且也能适应区域经济一体化的发展方向。

国内许多专家学者就区域电力市场建设已有较为深入的研究。文献[3-4]分析了区域电力市场建设的若干问题，包括竞价交易模型及其机理、水电参与市场竞价的模式、电价机制及其稳定制度、市场风险及其规避、结算机制与市场盈余公平分配等。文献[5]从现货市场交易规模及其影响因素，市场出清方式及其物理模型，现货市场的价格机制，市场力抑制等相关配套机制等方面介绍了国外典型电力现货市场建设情况，并对中国的电力市场化改革提出了建议。文献[6]从多个方面详细介绍了北欧电力市场。北欧电力市场作为首个跨国的区域电力市场，有着较为完善的交易机制，是值得学习的样板。文献[7-9]从多方面分析了南方区域电力市场建设方案。作为第一批电力现货试点之一，南方区域电力现货市场具有一定的示范意义。

上述研究大多从区域电力市场的一般理论出发，未紧密结合我国电力市场化改革的当前所处阶段。本文旨在现有研究的基础上，充分借鉴第一批电力现货试点建设过程中的问题及经验，并基于我国电力市场化改革的新阶段和新的时代背景，设计适合我国国情的区域电力市场建设方案，并分析若干关键问题，梳理建设思路，为本轮电力市场化改革的深化提供更多思路，以促进交流。

1 区域电力市场的内涵再认识

对于“区域电力市场”，尚未有严格的定义。根据经典的电力市场理论，从交易品种维度上看，电力市场包括电能量市场、电力辅助服务市场、容量市场、输电权市场等。其中又以电能量市场为主，其余三个市场的作用主要是保障电能量交易。从交易周期维度上看，电力市场包括电力中长期市场和电力现货市场。因此，从广义上讲，我国已存在多个区域电力市场，例如“东北区域电力辅助服务市场”“华北电力调峰辅助服务市场”以及“跨区跨省电力中长期交易”等[10-11]。但是从狭义上讲，以“电能量交易”为核心的区域电力现货市场尚未建成。市场交易机制的核心是价格机制，而只有电力现货交易才能有效发现电力商品价格，由此才能形成市场化的电力电量平衡机制，才能为电力中长期交易提供价格风向标，才能充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，进一步释放改革红利。综上所述，本文所研究探讨的“区域电力市场”指以“电能量交易”为核心的“区域电力现货市场”。

“区域电力市场”的外延包括三个方面。第一，区域内统一的市场注册管理机制。市场主体在“同一起跑线”公平竞争是市场有效运行的前提条件。第二，区域内统一的市场出清规则。各市场主体中标的“量”和“价”必须由市场统一出清确定，否则这个市场便是松耦合拼凑而成的区域市场，并非严格意义上的区域市场。第三，区域内统一的市场监管。为了避免区域内各利益主体进行地方保护，区域内统一的电力市场监管机构及监管办法是必要的。

2 建设区域电力市场的价值与意义

2.1 省级电力市场的弊端分析

（1）市场力问题。我国各省级电网发电侧的市场力问题不容忽视。例如在浙江电网中，浙能集团的市场份额占到了五成以上。为此，浙江电力现货市场机制设计者引入了大量的政府授权合约来规避浙能集团的市场力问题。但随着经营性电力用户的逐步放开，这并非长久之计，很容易导致市场机制失灵。若将交易范围扩大至区域电网，则市场主体的市场份额将下降，从而难以发挥市场力。

（2）电能量市场与电力辅助服务市场的衔接问题。现阶段，国网片区内除西南电网外均运行了区域范围内的电力调峰辅助服务市场，国网范围内省间电力现货市场也在筹备中，并且有的省份还运行了省内深度调峰辅助服务市场。同时存在的多个市场极易引发交易成本提高、交易链条过长、交易难以衔接等问题。反观区域电力市场则更容易实现不同市场的融合或衔接。

（3）市场结构不合理的问题。各省的电源装机、负荷特性、发用电放开情况各不相同，建设省级电力现货市场很容易遇到市场结构不合理的问题，进而引发其他问题。例如在山东2020 年5 月份为期4 天的结算试运行中，由于市场化发电、用电规模不对等、优先发购电曲线不匹配等原因，共产生9500 余万元的不平衡资金。而区域电力市场则能够实现各省的优势互补，抵消个别省市场结构不合理的问题。

2.2 区域电力市场的优势分析

一定程度上，上文所述的省级电力市场的弊端都能在区域电力市场中得到改善或消除，除此之外，建设区域电力市场还有更深远的价值和意义。

（1）区域电力市场可在更大范围内配置电力资源，创造更多社会福利。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。那么为什么不建设强耦合的全国统一电力现货市场？答案是在当前阶段，不具有可行性和经济性。第一，我国电源装机容量约20 亿千瓦，最高负荷超过14 亿千瓦，过大市场规模下的优化计算将产生“维数灾难”问题。第二，建设强耦合的全国统一电力现货市场须配套建设信息披露、市场监管等配套机制，极大增加市场运营成本，同时也会使市场主体的决策复杂化，极大增加交易成本。建设区域电力现货市场的技术条件基础较为成熟，且在国外有较为成功的案例（美国PJM），因此这是符合我国国情的优选方案。

（2）区域电力市场可充分发挥大电网的优势，提升系统调节能力，降低系统安全成本及可靠成本。电力作为一种特殊的商品，既要满足系统负荷实时平衡约束，又要满足系统备用约束，同时电能质量要达标。这对系统的调节能力及预留备用大小要求较高。非水可再生能源富集省为了应对可再生能源的波动性、间歇性，须付出较多额外的调峰、调频、及备用成本，按省预留这些调节资源的效率远远低于按区域预留，并且长久以来形成的电网控制区也是按区域进行管理。综上所述，区域电力市场可以提升电力系统的运行灵活性，能产生显著的经济效益。

3 区域电力市场交易机制设计

3.1 基本原则

美国PJM 电力市场和欧洲统一电力市场是国外运行较为成功的典型区域电力市场，多被国内专家学者作为样板研究。美国PJM 电力市场采用的是区域内各州强耦合的调度交易运营一体化的模式；欧洲统一电力市场采用的是以日前交易为主、日内交易为辅、保留各国TSO（输电系统运营商）负责实时平衡的弱耦合模式[12]。

我国与国外所面对的基础条件不同，建设区域电力市场并不能照搬国外模式，须立足国家深化改革和市场建设大局，适应中国特色社会主义经济发展要求，契合当前电力市场化改革的新态势，并充分考虑以省为格局的电力行政管理和财税体制，按照“三个有利于”（有利于能源低碳转型、有利于电力安全保障能力提高、有利于资源优化配置）的原则，并做好“三个统筹”（统筹好区域内交易和区域外交易、统筹好现货市场和中长期市场、统筹好市场和优发优购）。

3.2 总体思路

（1）为了兼顾各方利益，降低改革阻力，不宜对以省为格局的电力行政管理体制做过度改变，对各级机构的职能可适当调整以适应区域电力市场建设。（2）区域电力市场以现货电能量市场为主，采用“集中竞价，边际出清”的方式。做好现货电能量市场与电力辅助服务市场、与电力中长期市场的有序衔接。（3）考虑到机组组合需要在运行日前一天（日前）安排，并且市场出清边界条件从日前到日内可能改变，区域现货电能量市场包括日前市场和实时市场。

3.3 交易机制设计

3.3.1 市场成员

市场成员包括运营机构、市场主体、电网企业。

运营机构包括区域电力调度机构、区域电力交易机构、及区域内各省的电力调度机构和电力交易中心，其中区域电力调度机构和区域电力交易机构负责区域电力市场的组织运营，各省电力调度机构和电力交易机构进行配合。

市场主体须遵守区域内统一的市场准入条件、注册程序、退出条件、退出程序。市场主体包括发电主体和购电主体。发电主体指区域内并网运行的各类发电厂。各发电厂的管理单位维持现状不变。购电主体指满足准入条件并在所在省的电力交易中心完成注册的电力大用户及售电公司。

电网企业包括区域内各级供电企业，按规定提供输配电服务，承担本营业区域内非市场用户保底供电服务。各电网企业分别负责辖区内市场主体计量数据管理，提供分时电量数据。

3.3.2 市场申报

各省电力调度机构负责准备所辖电网运行边界条件及机组运行边界条件，并报送给区域电力调度机构和区域电力交易机构，用于市场出清和信息披露。依据所披露的信息，市场主体在区域电力交易机构进行市场申报。发电主体申报一条单调非递减的量价曲线，具体段数可根据实际情况制定。购电主体有两种申报方式，第一种为申报运行日的分时平均用电负荷，作为价格接受者；第二种为申报一条单调非递增的量价曲线。市场起步阶段建议实行第一种，待购电主体市场意识和决策能力成熟时可实行第二种，使社会福利最大化。

3.3.3 市场出清

区域电力调度机构负责现货电能量市场的出清计算，采用节点电价定价机制。日前市场，运行安全约束机组组合（SCUC）模型、安全约束经济调度（SCED）模型、节点电价计算（LMP）模型，以运行日购电成本最小为优化目标，出清计算得到运行日96 个时段市场主体的中标量及各节点的节点电价。实时市场在运行日实际运行前15 分钟滚动出清，运行安全约束经济调度（SCED）模型、节点电价计算（LMP）模型，以实际运行时段（含）后2 个小时的购电成本最小或社会福利最大为优化目标，出清得到实际运行时段市场主体的中标量及各节点的节点电价。

3.3.4 价格机制

市场机制的核心是价格机制，对市场主体执行的价格机制对市场参与者之间的利益分配有重大影响。设计价格机制，既要考虑公平，又要兼顾效率；既要体现“市场优化配置资源”的宗旨，又要紧密结合不同地区的经济、社会发展水平。

（1）发电侧。按照“价低者得”的原则，可以使发电侧之间不同机组充分竞争，实现成本低的机组替代成本高的机组，从而降低全社会总购电成本。因此，发电侧的结算电价为机组（或新能源场站）所在节点的节点电价。当全网不存在输电阻塞时，则所有发电侧市场主体结算电价相同，为系统边际电价。

（2）用户侧。理想情况下，用户侧的结算电价也采用所在节点的节点电价可以兼顾公平和效率，但这会对现有利益格局造成较大调整，不利于市场起步。第一批8 个电力现货试点中，对于用户侧大多采用统一结算点电价进行计算，但是考虑到区域电网内各省的经济、社会发展水平不一致，区域范围内的统一结算点电价并不适用于区域电力市场。因此建议采取折中方案，区域电网内各省用户侧采用分省的统一结算点电价进行结算。某省的统一结算点电价的计算方式为按各时段下网电量进行省内所有用户侧节点加权平均再叠加本省输配电价、基金附加、功率因数考核、税费等电费项。

（3）电网侧。电网侧收取市场用户的输配电费。区域电网内各省的政策性交叉补贴水平存在差异，可将交叉补贴体现在输配电费里。在区域相关部门的统一监管下，允许分省定期核定输配电价，体现出各省的特色。

3.3.5 市场结算

区域电力市场内，电网潮流无序，电能跨省流动是常态，因此需要全局的资金结算机构进行协调。现阶段，可以由区域电力交易机构配合各级电网企业的财务资产部、市场营销部开展市场结算业务。

3.3.6 市场协调及监管

为了维护区域电力市场秩序，规范交易行为，保证电力市场竞争有序并协调区域电网内各方的利益纠纷，须配置各方认可的监管机构，在统一的监管规则下，对各市场成员进行监管及协调。

4 相关问题探讨

4.1 与全国统一电力市场的衔接

全国统一电力市场，近期以“统一市场、两级运作”的模式起步。第一级为全国范围内的省间市场，第二级可兼容两种模式：第一种为省内电力市场，第二种为区域电力市场。两级市场分别进行申报，第二级先于省间平台申报送、受电需求及价格，省间交易组织出清后，形成的交易结果作为第二级市场的边界条件。第二级市场再行组织交易，满足辖区内电力平衡需求。

4.2 与电力中长期市场的衔接

区域外的省间电力中长期合约，由上级调度机构分解后物理执行，作为区域内电力市场开展的边界条件。区域内的电力中长期合约为差价合约，仅作为结算依据，不作为调度执行依据。其中各发电企业的优先发电电量、基数电量等政府定价电量由区域电力调度机构按统一规则分解为交割日的分时电量结算曲线。

4.3 区域电力市场与优发优购的衔接

用户侧包括市场用户和非市场用户。非市场用户由电网企业保底供电，执行目录电价。电网企业作为总代理以政府定价与发电侧签订厂网间购电合同。电网企业承担保底供电的“购销价差”是个变量，为了保障电网企业的合理收入，须根据区域电力市场的运行情况，建立对于目录电价、优先发电电量、政府批复上网电价等的动态调整机制。

4.4 与电力辅助服务市场的衔接

现阶段，各级电网内的电力辅助服务市场以调峰辅助服务市场为主，部分地区建立了备用市场及调频市场。市场起步阶段，建议配套建立或完善区域范围的深度调峰市场和调频市场，与区域现货电能量市场分开独立运行。深度调峰机组在现货电能量市场上作为价格接受者，不参与市场定价。进行现货电能量市场出清计算时，对调频市场上中标的机组的出力上、下限进行调整，预留出调频容量。

待市场发展成熟后，可适时将深度调峰市场与现货电能量市场融合，并与调频市场联合优化出清。

4.5 阻塞管理

节点电价机制下，出现输电阻塞，会产生阻塞盈余。需要说明的是，阻塞可能会导致部分发电主体拥有并行使市场力，减少社会总福利。因此，建议将收取的阻塞盈余，在市场监管机构的监管下，用于投资输变配电设备，缓解或消除阻塞。

5 结论

起步于2015 年的本轮电改，发展到当前阶段后，建设区域电力市场有着特殊的时代背景和价值意义。本文深入讨论了区域电力市场的内涵，并与省级电力市场对比，进行了利弊分析。在此基础上，设计了区域电力市场建设方案，并探讨了若干关键问题。本文为我国区域电力市场建设提供了一种可行的思路。

限于篇幅，本文只搭建了区域电力市场的框架，对于技术细节未深入探讨，这是后续研究需要完善的地方。