云南电力现货市场建设的必要性和意义分析

段睿钦,戴晓娟,赖晓文,李秀峰,高道春,蒋 燕,赵珍玉,吴 洋

(1.云南电网有限责任公司电力调度控制中心，昆明 650051；2.北京清能互联科技有限公司，北京 100080)

0 前 言

2019年6月底，随着南方(以广东起步)、山西、蒙西等8个现货试点全面启动电力现货市场模拟试运行[1]，中国电力市场建设进入一个新阶段。在此基础上，《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》[2]提出要统筹协调省间交易与省(区)现货市场，建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。当前南方(以广东起步)电力现货市场试点已经发布了现货市场相关规则的征求意见稿[3]，南方电网发布的《南方区域电力现货市场建设工作方案》[4]提出2020年全面启动现货市场交易，届时云南也将开展电力现货市场。但现阶段还未对云南开展电力现货市场的必要性和意义进行实际论证分析，影响了云南电力现货市场的发展推进。

目前有关云南电力市场的相关研究集中于电力中长期市场的设计与分析，文献[5]针对云南电力资源结构、供求特点等实际情况，对云南电力市场化改革之路进行了探索性分析；文献[6-7]基于激励相容与深度博弈理论方法设计了云南电力市场交易体系和机制，为开展云南电力现货市场研究奠定了基础。国内有关电力现货市场的研究，主要集中于具有普适性的电力现货市场模式、建设路径、出清方式等方面的设计上。文献[8]分析了国外电力现货市场的建设经验，对电力现货市场的建设逻辑进行了总结。文献[9-11]分别对电力现货市场建设中的普遍性的关键问题、技术支持系统的建设方案、南方区域电力现货市场的建设路径和模式进行了研究。现有研究均未对云南开展电力现货市场的必要性和意义进行分析。

本文基于云南电网的实际情况与电力市场运行现状，结合对云南电力市场运行的现存问题探讨及电力现货市场理论，分析了云南建设电力现货市场的必要性与意义，为云南电力现货市场的发展提供参考。

1 云南电网概况

1.1 电源结构(包括西电)

云南省电力装机以水电为主，截至2018年底，云南省全口径装机容量9 245万kW，其中纳入省调平衡装机容量7 740万kW(水电5 342万kW，占总装机容量的69%；火电1 240万kW，占总装机容量的16%；风电848万kW，占总装机容量的11%；光伏310万kW，占总装机容量的4%)，地调调管电源装机容量1 186万kW，并入国家电网的向家坝右岸电厂装机容量320万kW[12]。

1.2 负荷特性

云南省负荷以工业负荷为主，2018年，云南省全社会用电量1 679.1亿kWh，同比增长9.2%，其中：第一产业用电量13.49亿kWh，同比增长23.51%；第二产业用电量1 216.11亿kWh，同比增长8.73%；第三产业用电量217.58亿kWh，同比增长9.72%；城乡居民生活用电量231.89 亿kWh，同比增长10.23%。

图1 云南省电力市场框架图

1.3 网络运行特性

云南电网的网络运行特性如下：

(1) 省内、省外用电市场快速变化，电力供应“枯期紧张，汛期富余”现象愈发明显。

(2) 清洁能源消纳形势严峻。从电量平衡结论看，在统调火电仅考虑接纳涉及安全、供热、供气、备用能力确认电量以及政策性电量等的情况下，清洁能源消纳仍然形势严峻，汛期水电大量富余、枯水期主力水电库水位消落难。若市场用电需求未能达到预期水平、发电能力大于预期，清洁能源消纳压力将进一步增加。

(3) 火电发电形势严峻。由于系统大量富余，在充分消纳清洁能源的前提下，统调火电利用小时数连年极低，煤炭行业去产能政策下煤价上涨，火电企业生存经营压力进一步加剧。

(4) 新能源对电网影响进一步凸显。新能源集群效应更加明显，其固有的反调峰、随机等发电特性对电网的影响进一步凸显。此外，受客观因素制约，新能源出力难以准确预测，无法真正有效控制。

(5) 省内市场电力供过于求，省外市场拓展有待加强。虽然初步形成“中长期交易为主，临时交易为补充”的跨省跨区电力交易机制，但西电东送协议外增送电量及价格仍要通过会商确定，缺乏有效的市场机制，协调难度较大，省外电力市场工作开展缓慢。

(6) 调控运行难度大。全网电量大量富余，市场化交易规模和交易主体范围进一步扩大且涉及网、省、地三级电网，节能低碳调度、优先发用电等政策持续落地，云南电网与南方电网4省区电网异步联网方式下对直流和配套电源匹配运行的要求更高，发电运用目标更加多元化，上下级电网之间、不同类型能源之间以及安全、绿色、经济与市场之间的协调更加复杂，发电调控更加困难。

2 云南电力市场发展现状及分析

2.1 市场框架

自2014年至今，云南电力市场形成了“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的模式[13]，开展电力直接交易和合约转让两类交易，交易方式包括连续挂牌、自助挂牌以及双边协商，交易周期分为年、月、日。具体市场框架见图1。

2.2 火电参与市场的方式

在云南电力市场中，火电可参与电力直接交易与合同转让交易，但不同机组参与市场的时间及类型不同。涉热机组可在全年所有时段参与所有类型的交易，而非涉热机组仅能在7—10月汛期以外的时间参与双边协商、连续挂牌、合同转让交易。

考虑到火电燃料及实际运行成本，云南电力市场设计了火电调节价格机制，合理补偿参与市场化交易的火电企业的发电成本。火电企业在非汛期月度交易开始前申报市场化电量调节价格，汛期内调节价格为0，交易中心对其进行排序后作为市场化电量校核依据。

为了应对系统实际运行可能出现的电量缺口，云南电力市场设计了备用能力补偿机制。火电企业在非汛期月申报备用容量和备用调节价格，在汛期月仅申报备用容量，交易中心在系统运行出现电量缺口时，根据备用调节价格的排序调用机组提供平衡电量。

火电企业获得调节价格的各类电量，在结算时，使用电能价格与调节价格之和进行结算。

2.3 电力容量机制

为支持火电企业长期备用设备维护，保障长期电力供应，云南电力市场中设计了火电长期备用补偿机制。该机制中，按照火电长期备用能力度电补偿标准对月度火电长期备用能力进行补偿。火电的长期备用能力按照以下方式确定。

(1) 当火电厂在申报的备用能力范围内完成了调度安排的缺口电量时

RLong=RB-Qqk-Qzcf+Qxsf

(1)

式中:RLong为火电长期备用能力;RB为火电申报的备用能力;Qqk为平衡缺口电量;Qzcf为自身原因超发电量;Qxsf为因系统原因少发电量。

(2) 火电厂由于自身原因实际完成缺口电量低于申报备用能力的60%时，认定为虚假申报，长期备用能力为0。

(3) 火电厂由于自身原因实际完成缺口电量大于申报备用能力的60%时

(2)

式中:Qwqk为实际完成的缺口电量。

3 云南建设电力现货市场的必要性分析

云南省初步形成了中长期电力市场交易的体制和机制，但云南现阶段的中长期电力市场运行对云南电网调度和电力市场运行提出了巨大的挑战：

(1) 中长期市场与调度运行的协调难度较大。电网调度机构每月依据发电主体签订的市场化合约电量，以不弃水为原则开展电网调度。在市场化环境下，市场主体种类多、利益关系复杂、市场交易品种多、梯级水电群运行配合问题复杂、风光发电机组发电波动性和难以预测等让调度难以保证中长期交易合约的物理执行，中长期交易合约合同分解到日计划曲线的技术难度大，调度执行合约电量分解的难度也较大。现阶段并无明确的市场环境下调度运行规则或自动化系统来指导调度运行的实际开展，不利于调度精益化水平的提高；相对开放的环境也使得信息的公开程度变高，社会监管力度加大，调度结果影响市场主体的市场收益，调度机构容易受到市场主体的质疑。

(2) 中长期电力市场下电网安全校核难度较大。市场交易要求计划制定和安全校核闭环协调，而中长期市场环境下，电网安全校核主要为预防型校核，是基于调度对未来电网的预测和计划预安排情况开展的，且没有与调度计划优化实现闭环，安全校核结果和电网优化运行难以达到最佳协调。即在进行市场交易之前调度部门会针对交易模式和电网运行方式制定相应的安全边界条件，计算极限电量，电力交易中心根据极限电量，组织电力交易，交易完成后对交易结果进行安全校核。而市场化环境(包括市场合约的分解、执行情况)会带来电网结构的复杂化及对应的潮流变化，对电网运行的安全性提出了更高要求，同时给电网安全校核带来挑战。

(3) 清洁能源消纳与市场合约执行存在矛盾，缺乏灵活有效的偏差电量处理机制。清洁能源出力预测难度大，在月前预测的准确度不高，且径流式小水电、风光发电机组无调节能力，需保障性消纳。在清洁能源发电能力变化大的情况下，难以实现促进清洁能源消纳和保障市场合约刚性执行之间的充分协同，导致偏差电量产生。当前，偏差电量按月度形成的价格开展结算，价格信息未能及时、充分反应电源、电网运行方式的变化，偏差电量结算难以实现激励相容的利益协调，不利于市场的进一步发展。

(4) 外送电增送电量和价格协调难度大。在中长期市场环境下，在外送电中长期合约的基础上，可能会出现临时增送的情况。外送电的临时增送电量一般按事后送受端政府协商的价格结算，协商价格直接关系到两省的发用电收益和成本，因此经常出现增送电量价格难以协调问题。且临时增送的外送电未反映云南省内的供需平衡关系，可能在云南负荷高峰期因外送电的临时增送，使得云南必须开启火电机组，增加云南发电成本的同时不利于送受端市场社会福利最大化。

(5) 中长期价格无法反应实时电力供需形势。市场主体根据往年的汛期、枯期到来时间经验开展电力交易，因此，在往年的汛期时间段，市场化交易月度均价较低，在往年的枯期时间段，市场化交易月度均价较高。而实际的汛期和枯期到来时间可能会与往年不同，如2018年6月入汛偏晚，直至6月21日后澜沧江、金沙江干流来流才达到入汛水平，入汛前调度机构为保障电力供应持续调用火电机组能力发电，而6月市场价格几乎已下降至0.14元/kWh，市场主体普遍认为6月入汛后将供大于求，在6月前纷纷降价成交，但实际入汛时间明显偏晚，6月份的2/3时间都还需持续调用高成本的火电机组。反之如2018年11—12月，汛期结束得较晚，市场主体普遍认为11月汛期结束，转入枯期，11月开始平均成交价格恢复至0.2元/kWh以上，但受实际来水偏丰及金沙江堰塞湖等因素影响，2018年11月上旬最大日弃水电量约2 300万kWh，中旬最大日弃水电量近4 000万kWh，下旬最大日弃水电量约200万kWh，整体来看11月发电量仍然供大于求，清洁能源可发电量无法全额消纳。12月小湾、糯扎渡电厂水库水位始终处于高水位(1 239.00 m、811.00 m)，无法按计划消落至1 225.00 m、807.00 m，但12月双边交易平均成交价格不降反涨，达到了0.22元/kWh。因此，中长期交易体制难以形成清晰的价格信号反映真实供需形势。

(6) 中长期市场价格信号无法调动用户短期需求响应能力。在2018年5月，受风力间歇性影响，风电突降导致省内高峰供应不足，为保障电网安全，调度安排了错峰用电，但受中长期交易价格机制限制，5月全月市场用电价格不变，无法通过价格信号反映实时电力供需形势，调动用户侧短期快速需求响应能力，平衡电力供应缺口。又如，云南电网枯期因网络阻塞原因有一定程度的弃水、弃风、弃光问题，当前中长期市场价格机制无法给出能够真实反映时间、空间电力供求关系和阻塞程度的价格信号，无法引导用户(包括储能等灵活调峰设施)在发生弃电的阻塞节点处增加用电，从而减少弃电。现货级别的分时、分地价格信号可以充分激励用户移峰填谷，长时间尺度下还将引导用电分布的转移，将有效促进阻塞地区清洁能源消纳。

(7) 用户在中长期难以准确预测需求,导致用户履约风险高和双边合约电量挤占优先电量问题。现阶段市场规则规定:若用户双边协商交易电量完成比例较低,则将被取消双边交易权限。2018年双边市场共成交电量823.84亿kWh，占市场总成交电量的96.81%，部分用户的全部电量都是通过双边协商交易购买。在实际执行过程中，由于预测偏差、生产计划调整、设备故障以及其他一些不可预见的因素，导致用户无法完成双边协商交易电量，从而被考核。2018年共有12家用户因双边协商交易电量完成比例低而被取消双边交易权限。电厂侧2018年先结算市场化交易电量，双边交易量过大将挤占优先电量，导致优先电量在当月无法完成而向后续月份滚动，对其他发电企业和整体平衡也造成一定影响。

为解决以上制约云南电力市场和电网调度运行正常运转和持续发展的问题，深化云南电力体制市场化改革，保证合理的市场价格形成机制，增加市场交易的活跃度，促进水电、火电、风电、光伏等各类能源的有序发展与电力资源的优化配置，在主要受端电网广东已经启动现货市场试运行的外部环境下，云南电网迫切需要在现货市场建设过程中占据先机，提前与广东电网建立现货级别的送、受电交易，实现能源地域性互补与资源优化配置，充分发掘互联大电网的资源优化配置潜力，提升外送水平，亟需开展云南电力现货市场的建设工作。

4 云南建设电力现货市场的意义分析

云南电力市场从市场机制建设本身来看，仍然处于改革的初级阶段，存在着市场交易体系不完整、交易品种相对单一、市场交易量有待扩大、市场力风险增加、价格信号不明确、信息披露不充分等问题。现货市场的开展将进一步完善云南市场机制建设，提升市场在资源配置中的主导作用、激发市场主体的竞争活力、释放电力市场改革红利、加强市场与调度协调、确保电网安全运行和市场有序运作，对推动电网运行和电力市场的发展有重要意义。总结起来，云南建设现货市场的意义如下：

(1) 能够以更加有效的机制促进清洁能源的有效消纳。将水电、风电、光伏的发电协调工作推进到日前，预测更精确、安排更精细，有利于更好安排开机与发电曲线，在一定程度上促进清洁能源的消纳。另外，现货市场竞争形成的分时价格能够反映1天内电力供需的变化情况，负荷低谷时段价格降低，引导火电机组主动降低出力、引导用户移峰填谷，为清洁能源消纳提供更多空间。此外，通过跨省、跨区现货市场，还能充分利用周边市场的电力需求与错峰效应，进一步促进省内清洁能源消纳。

(2) 能够以分时节点电价机制解决中长期价格滞后问题。现货市场通常以集中的方式组织交易,以节点边际电价作为市场结算标准，反映电力实时供需和发电成本，解决中长期价格难以适应供需关系快速变化的弊端，同时反映电力的商品属性，实现电力资源时空优化配置，引导电厂建设规划，挖掘用户需求响应能力，激励用户侧合理安排用电，有利于电力供需平衡的实现。

(3) 能够以市场方式形成反映不同资源价值的价格信号。现货市场可为火电(也包括部分水电)提供的开停、调峰、备用等辅助服务以合理回报；当中长期电量交易出现偏差时，可通过现货市场竞争形成合理补偿的价格信号。

(4) 有利于与区域/外省现货市场衔接和融入。开展云南省电力现货市场，可明确省内和外送电计划的分时曲线，有利于与广东电网建立现货级别的送、受交易，在外送电中长期合约基数上的临时增送电量价格可反映云南省内市场电力供需关系，如在省内电力负荷较高的时段，外送电临时增送电量价格较高，实现能源地域性互补与资源优化配置，充分发掘互联大电网的资源优化配置潜力，提升外送水平。

(5) 可实现发电计划制定和安全校核的闭环协调。集中式电力现货市场采用SCUC(安全约束机组组合)和SCED(安全约束经济调度)程序得到调度发电计划，对形成的发电计划进行安全校核，将不满足安全校核的约束加入到SCUC和SCED程序中重新计算得到发电计划，直至满足电网安全校核为止。该方式实现了发电计划制定和安全校核的闭环协调，安全校核与阻塞管理可靠性和有效性更高，有力地保障了电网安全稳定运行。

(6) 交易频度高、交易品种丰富，有效规避市场主体的市场风险。市场主体可根据对自身发用电需求、市场供需、电力价格的预测，参与不同方式、不同频度的市场交易，规避单一中长期市场下预测偏差带来的市场风险。

5 结 语

本文对云南电力现货市场建设的必要性和意义进行了分析，概述了云南电网电源结构、负荷特性、网络运行特性等，分析了云南现阶段中长期市场的市场框架、火电参与市场方式及电力容量机制等市场发展的主要情况，并从云南当前市场运行情况问题出发，探讨和分析了云南建设电力现货市场的必要性和意义，可为云南电力现货市场的建设提供参考。