电力现货市场建设关键问题研究

国网甘肃省电力公司金昌供电公司 冯泽天

2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称9号文)颁布，标志着我国电力体制正式进入新一轮改革工作，对我国电力现货市场的建设提供了指引方向，也推动着我国各省交易中心和交易规则的完善。但现阶段我国电力现货市场的设计者与建设者需要对于市场的开展以及职权分配的问题，进行关键点的分析和有效的研究。

电力现货市场的整体概述

一、市场运作组织方及其职责

首先要明确电力现货市场的运营组织者及其具体责任。无论是国外还是国内的电力现货市场，由于受其模式和体制的差异，所以对于电力现货市场的组织者及运营者仍存在争议。部分观点认为交易中心应该是电力现货市场的组织者和运营者。而部分观点则认为调度具备电力现货市场的运营和建设能力。现货市场的运营从市场底层技术脉络视角主要分为经济调度和安全校核、交易结算、市场数据三大内容。

市场数据主要是由物理参数和报价数据组成。电力现货市场的电量价格信息无论是上报给调度机构还是交易中心，都不存在本质差距。但是对于电力现货市场的运营需要调度系统来进行组织和安全校对，同时还需要还需要对物理参数(主要包括某一时间点上机组能提供多少电力、机组的爬坡率、不同机组类型提供何种服务等）进行考虑。调度对于这些物理参数的掌握和全面性更强。

经济调度和安全校核。安全约束经济调度和安全约束机组组合组成电力现货市场的运行过程，主要由调度机构进行负责，并根据不同市场模式来产生不同目标函数和考虑约束；结算问题。交易中心对电力现货市场确定成交量和成交价后，进行结算业务的处理。电力现货市场通过从市场底层技术脉络视角进行观察发现，需要结合调度机构和交易中心来实现业务协作，共同促进电力现货市场的发展。

现阶段调度机构管理实时市场，但对于市场交易的具体责任划分仍存在以下两方面争议：电力现货市场交易组织任务如果交付给交易中心进行处理，虽然交易中心具备一定的网络约束能力，但是需要增加交易中心对于网络约束功能任务设立，增加了交易中心的工作压力以及工作环节。网络条件也是影响交易中心是否能够掌握现货市场交易组织工作的决定因素；9号文件明确了调度中心负责电网安全责任，同时在《关于电力交易机构组建和规范运行的安全意见》文件当中明确指出，要根据电力现货市场的实际运行情况来进行明确和规范调度中心与交易机构的职能划分。

总地来说，无论是交易机构还是调度机构，都无法独立承担电力现货市场建设和运行的责任，需要两大机构进行通力协作，共同承担起电力现货市场的建设和运营工作。交易机构主要对电力现货市场交易申报的电量、电价进行全面的分析和判断，然后交付给调度机构来进行校核工作，并由交易机构来进行交易结果的处理和结算。

二、市场主体

发电企业。电力现货市场建设初期，参与现货市场只有煤电机组和水电机组(达到一定调峰能力)。当电力现货市场建设成熟后，逐渐引进风电，光伏等新能源机组进入市场。电力现货市场在建设过程中会随着市场的变化而产生经营目标的改变。部分发电企业会将经营目标转移至辅助服务领域(调频)亦或是在现货市场达到高峰期时发高价电。

供电企业。保底服务和市场交易电量提供输配电服务是供电企业的两大主要服务职责。供电企业在传统电网企业的基础上增加了独立配电公司。

售电企业。作为新兴企业，售电企业通过在交易机构注册信息从而拥有销售电力业务的权利。电力现货市场进一步发展的重要前提就是售电企业的发展。售电企业经过长期的发展以及大客户直接交易，提高了对于电力现货市场变化、政策变化、规则变化的敏感度，从而掌握电力现货市场的发电资源以及客户资源和负荷的精准预测。

终端用户。110kv 的终端用户在电力现货市场建设初期就进入发展试点，等到电力现货市场成熟后再逐步放开110kv 以外的终端用户，最终实现电力现货市场向全体终端用户开放。进入电力市场的终端用户可以向售电企业或发电企业代理购电或购电。高度的市场成熟度(电力现货市场运行规则和流程充分掌握、电力现货市场主体具备较强的短期精准预测能力）才能满足终端用户自行购电。

三、运作规模

电力现货市场运作规模的大小有现货市场设计主体来进行决定。根据我国电力现货市场建设情况来设计现货市场的规模，先让部分终端用户进入市场开启试点，等现货市场发展到一定规模后再逐步放开终端用户。随着不同电压等级的客户涌入现货市场，需要电力交易中心和调度机构对于电力现货交易的情况进行风险的防范防止规模过小，不利于现货市场的资源配置；规模过大，超出电力现货市场风险控制范围。

电力现货市场建设关键问题

市场模式挑选：分散式和集中式是电力现货市场主要模式类型。前者主要基于中长期实物合同的前提上，发用双方在日前阶段进行调节偏差电量通过日前、确定日发用电曲线、实时平衡交易等环节。后者主要是通过以差价合同来进行中长期市场风险与全电量集中竞价配合的模式。在资源配置效率、市场规则形式、市场监管难度、售电主体成熟度等内容比较上，分散式和集中式各占优势。在我国电力现货市场建设初期可通过将分散式与集中式并存的方式，在各个省份进行试点工作，并结合各个省份的电网、电力供需情况、电源结构等因素来进行灵活的选择市场模式。

出清机制：现阶段我国出清模型相对简单，主要是由于我国出清机制并未详细到日，出清结果对我国电力现货市场的运行影响较小，所以由调度机构来进行出清工作的统筹调配。报价因素和系统物理模型是我国出清模型所要考虑的要素。现阶段我国选择分散式市场模式的地区，现货市场具备调峰资源好、电力充足、阻碍少等特点，可以适当忽视物理模型，只关注报价情况来进行出清，并由调度机构对交易进行安全审核，不符合校核标准的交与市场进行调节。选择集中式模式的地区，出清则需要考虑物理模型精密化、精准化。将SCED 与SCUC 程序对出清结果进行安全与稳定性的考虑。

价格机制：交易结果主要受到电力现货市场交易周期与网络约束的影响。因此，要求价格机制能够真实的反映不同时间段电或市场的波动特点、受到网络条件影响下的电价变化、维护稳定和防止投机行为。分区边际电价、统一边际电价、节点边际电价组成电力现货市场价格机制。电力现货市场交易过程中，现货市场主体通过在不同时期进行报价、出清价格波动都能反映电价随着电力现货市场发展阶段和发展需求而不断改变。统一边际电价机制、节点边际电价、分区边际电价分别是用于没有网络阻塞的系统、网络阻塞较为严重的系统、网络阻塞发生区域明确的系统。

清洁能源消纳：集中式市场和分散式市场在不同市场模型下发展存在差异。清洁能源在前者具备天然优势，在后者由于受到波动大，预测难等因素的影响，而难以得到有效发展。为进一步帮助分散式市场实现清洁能源消纳问题的处理，主要从以下方面进行解决：通过日内市场、平衡市场、中长期交易、日前市场等多及市场协调运作和结合的市场机制，分别为清洁能源消纳做出处理系统不平衡电量、预留消纳空间、提供新能源边际成本低发挥的优势空间等作用；由于新能源在集中式市场具有较好的发展空间，所以可以提前开启日内市场或引入日内短期交易新产品等方式，解决清洁能源预测难、消纳能力差的问题；通过开展合同电量转让交易的方式实现新能源跨省、跨区域消纳。

协助服务市场建设：我国机组提供辅助服务工作主要是由调度机构进行统一安排，由于辅助服务市场并未形成激烈的市场竞争，所以对部分提供服务的机组给予政策和资金的补偿。但是随着电力现货市场的进一步开放，受到机组本身具备提供辅助和发电功能的特性影响，辅助服务市场依然会面临市场化的问题。发电企业提供的辅助服务覆盖广(AGC、无功电压支持、调峰、黑启动等)。不同辅助服务功能存在差异。黑启动辅助服务功能进行调用的前提是电力系统出现故障。调峰辅助服务功能由于可以直接参与到现货市场的能量交易，所以在一定程度上并不属于辅助服务市场范围内。