广西电力现货市场建设的关键问题探究

吴引航，韦远康，戴晓娟，陈雨果

（1. 广西电力交易中心，南宁 530000；2. 北京清能互联科技有限公司，北京 100080）

0 引言

在“碳达峰、碳中和”的背景下，完善电力市场机制建设，构建新型电力系统是保障国家能源转型、实现双碳目标的重要举措［1—2］。现阶段，电力现货市场的第一批试点均已进入结算试运行阶段，第二批电力现货市场试点也已确定并开始建设。电力现货市场的建设与完善对实现市场交易与调度运行的协同、促进电力资源优化配置、形成反映电力时空价值的电力价格具有重要意义，是我国电力市场的发展方向。广西区内水电装机占比较高、10 kV输配电价核定较高、发电集团在水火（核）发电权交易中行使市场力、发电侧月结年清、部分交易行政化较为明显等问题加大了广西电力现货市场建设的难度。因此，亟需针对广西电力市场的本地化特征，总结广西电力现货市场建设的关键问题，并提出相应的解决方案，为广西电力现货市场建设提供参考。

国内外学者对现货市场设计经验、技术进行了较为深入的研究。文献［3］、文献［4］分析美国和日本电力现货市场的机制设计，可看出现货市场设计并无定式，重点在于适用于本地实际情况；文献［5］—文献［7］介绍了福建电力现货市场特性及试运行情况，并对国内其他电力现货市场特征进行阐述；文献［8］—文献［10］对我国电力现货市场建设的关键问题、建设模式和路径等进行了研究；文献［11］—文献［13］结合电网运行的复杂情况，研究了交直流混联区域电网、欧洲统一电力现货市场出清模型及条件断面约束模型处理方法；文献［14］—文献［16］研究与分区输电定价机制协同的电力现货市场定价机制、阻塞管理及不平衡资金构成和分摊机制；文献［17］、文献［18］以可再生能源发展为背景，分析国内外促进可再生能源消纳的现货市场机制、可再生能源参与现货市场的竞价机制、可再生能源对现货市场价格的影响。现有研究均是针对现货市场建设的普遍性问题或某现货试点的问题，对广西本地化问题的研究也多集中在中长期市场［19—20］，鲜有对广西电力现货市场建设实际问题进行深入分析的研究。

本文针对广西本地实际情况，总结了广西电力现货市场建设的4 大问题，并对应提出了发用电市场放开的方式和路径、不同成本发电机组有效竞价和高成本机组生存发展机制、计划与市场衔接机制和市场环境下用户侧的补贴机制，为广西电力现货市场建设提供参考。

1 广西电力系统及电力市场运营情况

现阶段，广西电网及电力市场运营呈现如下典型特征：

（1）广西水电无论在发电量还是在装机容量上占比都较大（约1/3），电网运行整体呈现水火互济模式。不同水电的上网标杆电价差异较大，部分运行时间较长、已回收固定成本的水电标杆电价较低，低至0.19元/kWh，部分还在固定成本回收期内的水电机组上网标杆电价较高，近0.42元/kWh。

（2）广西10 kV输配电价较高，两部制电度电价为0.27元/kWh，比全国10 kV输配电均价高了50%以上，如图1所示。若无额外补贴，这将导致10 kV市场用户在市场环境下的用电成本将较目录电价大大提高。

图1 广西与其他地区10 kV输配电价的对比Fig.1 Comparison of 10 kV transmission and distribution price between Guangxi and other regions

（3）电源侧完全放开进入市场的只有火电和核电，水电只能与火、核电开展发电权交易，即水电需向火（核）电购买超基数发电量的发电权。水火（核）发电权交易产生的盈溢资金，统一用于降低部分类型市场化用户的用电成本。

（4）开展电解铝等大用户的专场交易、10 kV大工业交易、服务业集聚区交易、大数据中心交易（下文统称为专场交易）等针对特定类型用户的交易，成交价格远低于市场正常水平。

2 广西电力现货市场建设的关键问题

从上一节对广西电网及电力市场运营情况的分析可知，广西电力现货市场建设面临的关键问题如下。

（1）逐步放开发电计划、扩大市场交易规模是市场发展的必然路径。现阶段广西市场外的行政补贴方式有赖于计划内水电的水火发电权交易盈溢资金，不同水电的上网电价差异对市场竞争效益影响较大，过高的10 kV输配电价也在一定程度上限制了市场规模的进一步放开，增加了广西电力市场环境的复杂性。因此，明确发用电计划放开的方式与路径，逐步放开水电、新能源进入市场，明确市场边界条件是广西电力现货市场建设必须解决的关键问题。

（2）水电、新能源、火电等不同类型电源的发电成本构成差异较大。水电、新能源等清洁能源的发电边际成本较低，固定成本较高，而火电机组则相反。从发电总成本看，水电发电成本总体比火电低不少，若水电与火电在同一市场中竞争，可能出现水电搭便车的情况。而火电作为系统不可或缺的调节性电源，随着水电、新能源装机规模的扩大，市场边际价格越拉越低，火电将面临发电小时数不足和发电价格下降的双重打击。因此，广西现货市场会存在不同类型电源同台竞争的价格机制及高成本机组的生存发展问题。

（3）在市场发展初期，为保障市场平稳起步和发展，计划电量与市场电量将在未来一段时间长期并存。计划电量在市场环境承担了多项任务，如控制市场规模、降低发电主体市场风险、补贴高成本发电机组等，而计划与市场在电量、电力、结算上的有效衔接直接关系到市场能否有序开展。因此，计划与市场的衔接机制是广西现货市场建设的关键问题之一。

（4）在市场环境下，用户用电价格为直接交易价格+输配电价+基金附加。而现阶段广西10 kV输配电价较高，10 kV 用户正常参与电力市场的电能量价格会使得用户的用电成本明显高于原目录电价。因此，广西开展电解铝等大用户专场交易、10 kV大工业交易、服务业集聚区交易、大数据中心交易以补贴市场环境下这类用户的用电成本，对其进行经济扶持。现阶段，这部分补贴资金主要通过水火（核）发电权交易盈溢资金、地方核电或水电分担、自治区统筹平衡等方式来解决。后续水电逐步纳入市场，水火（核）发电权交易盈溢资金将逐步降低，亟需研究市场环境下对用户侧的补贴机制。

本文将对上述广西电力现货市场建设的关键问题进行分析并提出对应的解决方案，如图2所示。

图2 广西现货建设关键问题及解决思路Fig.2 Key problems and solutions of Guangxi spot construction

3 发用电市场协调放开的路径分析

广西水电装机和发电量占比较高，现阶段水电不能与用户直接交易。随着市场发展，用户侧将逐步进入市场，水电和新能源发电量也将被逐步纳入市场交易范围。

（1）用户侧市场放开建议

对于用户侧，10 kV 电力用户市场化用电占比较大，扩大市场规模必须将10 kV 电力用户有效纳入市场交易范围。因此，需协调考虑电力用户价格形成机制、不同种类用户间和地区间的交叉补贴及输配电网损分摊，调整现有输配电价核定方法，降低10 kV输配电价。

（2）水电计划放开路径建议

对于水电机组，可按水电机组的运营情况对水电机组进行分类，可划分为两类：①已回收固定成本的水电机组，这类机组的运营时间较长，上网标杆电价较低，一般在0.2～0.3元/kWh；②还在固定成本回收周期内的水电机组，这类机组运营时间较短，上网标杆电价相对比较高，一般超过0.3元/kWh。可根据实际情况将这两类机组分别按上网电价的大小进一步细分，分别测算不同类型水电机组的容量、发电量。

市场初期，为避免低价水电机组搭市场便车获取较高的市场价格，也保障电网公司购销价差平衡，上网标杆价格较低的水电机组，如第一类水电机组继续留在电网统购电计划中，只将第二类水电机组或部分上网电价较高的第二类水电机组纳入市场范围，纳入市场交易的水电规模应与用户侧市场化交易规模相匹配。

（3）新能源机组市场放开建议

对于风电、光伏新能源机组，可根据省内可再生能源电力消纳保障政策、国家绿证市场发展及广西省内新能源的实际消纳情况，结合广西电力市场发展情况，分阶段将新能源纳入市场交易范围，控制新能源参与市场的风险，如给新能源分配一定数量的按上网标杆价结算的基数电量，并逐步减少基数电量，同时结合新能源装机占比和消纳情况，逐步引入储能、虚拟电厂等新兴市场主体参与市场，提高电力系统灵活性，保障新能源消纳。

（4）电网公司平衡资金账户管理建议

对于电网公司，需核定其代理非市场发用电的购售电收益，并将电网购售电收益与核定的输配电收益不等的部分纳入电网平衡资金账户进行管理，按一定的原则让市场主体定期分摊或分享电网平衡资金。

4 规避水电搭便车的市场竞价机制及高成本机组生存发展问题分析

在市场环境下，不区分电源类型，不同类型电源进行同质化竞争，统一按市场价格结算。若水电与火电在现货市场中同台竞价，并统一按边际价格进行出清和结算，则低标杆价水电将搭上市场边际电价的便车，获取高于计划模式的收益，整体上抬高用户侧的用电成本，而高标杆价的水电机组将被迫接受较低的市场价格，无法按原计划回收固定成本，陷入运营困境。本质上看，这体现了计划与市场体制下价格机制之间的矛盾。

为让水电与火电在同平台竞价，避免水电搭便车，且与计划体制下的水电价格机制相衔接，可采用以下两种方式对水电的出清和结算进行处理。

方式一：水电与火电在同一市场平台竞价，按其申报价格与火电统一进行市场边际出清。但对水电结算价格进行修正，水电结算价格为市场出清价按水电标杆电价与选定火电上网标杆电价的比值修正后的价格。

方式二：在运水电以差价模式参与电力市场，在市场中申报相对自身标杆上网电价愿意下降的价格，即分容量段的价差。而后续新建水电与火电一样以顺价模式参与市场。政府参考火电上网标杆电价设置在运水电参与市场竞争的出清基准价。现货市场按在运水电出清基准价扣减水电申报价差后的价格进行现货市场统一出清。在运水电结算价格为其上网标杆电价扣减出清基准价与市场出清价差值后的价格。

方式一和方式二都可实现水电与火电在同一市场平台竞价，且在一定程度上减少水电搭便车。但方式一只是在结算环节对水电的结算价格进行打折处理，该方式无法激励水电按自身成本和发电意愿进行市场申报，并促使水电违背自身发电成本在市场报高价，拉高市场出清边际价格，扰乱市场秩序。因此，方式一的运用还需结合水电申报价格上限机制。方式二中水电的竞价逻辑简单，水电只需申报愿意让利的价格，且其申报价差可通过水电申报基准价转化为可与火电一同竞价的价格，影响市场出清结果。此外，市场运营机构可通过适当调整水电出清基准价，调整水电报价在全市场报价水平的位置，协调水电消纳与控制水电搭便车的力度。低标杆电价水电机组的降价空间比较小，方式二可能会降低其在现货市场中的竞争力，需结合实际情况考虑对这类机组单独设置较低的出清基准价。总体来看，方式二相比方式一更能激励机组提高发电效率，根据自身发电成本申报市场价格，保障市场有序运行，建议采用方式二。另外，水电结算方式造成的不平衡资金一般为正，即产生盈溢资金，可按市场用户的电量比例分配给市场用户或用作规定市场主体的补贴资金。方式一、方式二的结算方式造成的不平衡资金R计算方式如式（1）所示

式中：i为水电机组的编号；n为水电机组的台数；Qi为水电机组i的中标电量；Pi,c为水电机组i的市场出清价格；Pi,s为水电机组i的结算价格。

对于作为系统调节性电源的火电及其它高成本机组的生存发展问题，可从以下几个方面着手解决：①完善辅助服务市场机制，以市场方式衡量系统调节性资源发挥的价值，疏导高成本机组发电成本；②设计高成本机组的容量补偿机制，测算系统所需这类高成本机组的容量及保障其生存的容量补偿价格；③构建电力容量市场，通过市场竞争形成电力容量价格，以市场价格引导新机组的建设和投产。

5 保障市场平稳起步的计划与市场衔接机制选择

计划包含计划发电与计划用电两部分。计划发电的电量由政府按一定的原则分配给发电企业，一般称为政府授权合约或基数合约（下文统称为基数电量），执行上网标杆电价；计划用电的电量为非市场用户实际用电量，执行目录电价。

计划与市场衔接机制需解决的关键问题是市场发、用电不匹配问题，即市场化发电与市场化用电不相等。解决的思路有以下两种。

方式一：采用计划与市场解耦模式，如广东电力现货市场，通过设置市场化机组的基数合约事后结算机制，使得市场化发电量与市场化用电量严格匹配。但该方式只适用于市场化机组发电不小于市场用电的情况，否则将出现市场化机组的基数合约电量为负的情况，降低发电侧参与市场的积极性。

方式二：采用计划与市场不解耦模式，如甘肃、山西电力现货市场，需对市场发用电不匹配产生的不平衡资金进行分类计算和分摊［21—22］，包括计划发用电量偏差产生的不平衡资金、计划电量交割产生的阻塞费用等。但这种模式下，计划与市场交织在一起，互相影响，难以准确计算计划与市场造成的不平衡资金。

方式一和方式二的优劣性分析如表1所示。

表1 计划与市场并轨两种方式的优劣性分析Table 1 Advantages and disadvantages analysis of the ways of plan and market integration

在市场起步阶段，为避免计划与市场电量交互流动，增大市场组织和结算的复杂性，建议采用方式一。广西区外来电和送电量占比较小，2020年广西净受外来电电量为90.1 亿kWh，仅占广西全社会用电量（包括外送电）4.2%。可通过协调放开广西境内水电、新能源机组发电计划，保证市场化机组发电不小于市场化用电，满足方式一运用条件。另外调度机构可在日前预测非市场负荷情况，计算并发布各机组分时基数预测电量，为机组日前市场申报提供参考。

6 市场环境下用户侧的补贴机制建议

现阶段广西对10 kV 大工业用户、现代服务业集聚区内的生产性服务业用户、大数据中心用户等进行补贴主要是因为现阶段10 kV输配电价占用电成本比例较高，另外政府需对部分新兴或重要产业进行经济扶持。但现阶段这类用户的电能量价格并未通过与发电侧直接交易得到，而是电网以月竞统一出清价为参考计算得到的。这种方式一定程度上干扰了电价形成机制，影响电价反映电力供需、时空价值的准确性，降低市场资源优化的效益。

因此，建议厘清计划与市场各自的定位，以计划手段不干扰市场开展为原则，对部分用户的补贴和经济扶持只在市场外进行，所有用户在同一市场中公平竞争，不影响市场价格形成。可提前确定对特定类型用户的度电成本补贴，或核定对用户的固定补贴资金，在用户电费结算时对这部分补贴给予相应的费用扣除。

市场环境下对用户侧的补贴实质上是政府对社会利益进行再分配的过程，若政府有专项资金，或电网代理的计划电购销差价收益大于核定的输配电价收益，则对用户侧的补贴费用可通过政府专项资金账户或电网平衡资金账户进行疏导。否则，为避免将用户侧补贴费用直接分摊给市场主体，影响市场主体收益预期，建议将用户侧补贴费用通过降低对应用户输配电价的方式进行疏导，可统筹管理用户侧用电成本，较好地实现用户侧的交叉补贴。

7 结束语

本文针对广西水电装机占比较高、水电只参与火（核）电水火发电权交易、水电与火电发电成本差异较大、10 kV输配电价核定较高等问题，总结了广西电力现货市场建设的4 个关键问题；并对应提出广西电力市场发用电侧计划放开的方式和路径；设计了不同成本发电机组有效竞价的市场机制，提出高成本的系统调节性电源在现货市场生存问题的解决方向；对比分析计划与市场衔接的两种方式，提出计划与市场解耦模式更适合市场初期的广西电力现货市场；指出广西现阶段专场交易的弊端，提出以在市场外给予度电补贴或降低输配电价的方式对部分市场用户进行补贴和经济扶持的建议，为广西电力现货市场的后续建设提供参考。