電力現(xiàn)貨市場首批試點(diǎn)地區(qū)建設(shè)情況分析

朱 峰，劉力涵

（1. 國網(wǎng)江蘇省電力有限公司 檢修分公司，南京 210000；2. 國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，南京 210000）

0 引言

2015年3月，中共中央、國務(wù)院下發(fā)了《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)［2015］9號），標(biāo)志著我國新一輪電力體制改革工作正式啟動。2017年9月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)工作的通知》（發(fā)改辦能源［2017］1453號），將南方（以廣東起步）、浙江、山東等8個地區(qū)選為首批試點(diǎn)，為我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作按下了“快進(jìn)鍵”。此后，各試點(diǎn)地區(qū)先后發(fā)布了具體的電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案及相關(guān)機(jī)制，并在此基礎(chǔ)上陸續(xù)開展電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行工作。

近年來，國內(nèi)外學(xué)者就電力現(xiàn)貨市場建設(shè)開展了一系列研究，文獻(xiàn)［1］—文獻(xiàn)［3］結(jié)合國外電力現(xiàn)貨市場建設(shè)經(jīng)驗(yàn)，從建設(shè)邏輯、市場構(gòu)成、交易結(jié)算機(jī)制等方面為我國電力現(xiàn)貨市場體系建設(shè)提出合理建議；文獻(xiàn)［4］—文獻(xiàn)［7］分別就價(jià)格機(jī)制、市場參與主體、市場運(yùn)行系統(tǒng)、出清機(jī)制等具體問題進(jìn)行深入研究；文獻(xiàn)［8］則針對南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行情況進(jìn)行介紹分析。

本文將對各試點(diǎn)地區(qū)在電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案上的異同進(jìn)行比較分析，并就試運(yùn)行期間暴露出的電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行機(jī)制同現(xiàn)行電力市場體制不相適應(yīng)的部分問題進(jìn)行簡要探討。

1 試點(diǎn)地區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案異同

1.1 電力現(xiàn)貨市場建設(shè)架構(gòu)

各試點(diǎn)地區(qū)在電能量市場的構(gòu)建上，均秉持“中長期交易規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)、現(xiàn)貨交易發(fā)現(xiàn)價(jià)格”［9］的思路，將電能量市場分為“中長期交易市場”和“現(xiàn)貨交易市場”，堅(jiān)持“中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補(bǔ)充”［10］的市場建設(shè)原則。然而，在市場模式、市場組成、市場主體等方面，各試點(diǎn)地區(qū)又存在些許差異。

1.1.1 市場模式

在市場模式的選擇上，廣東、浙江、山西、山東、甘肅、四川采用“集中式”市場模式，省內(nèi)中長期交易采用差價(jià)合約［11］管理市場風(fēng)險(xiǎn)，無需物理執(zhí)行，配合現(xiàn)貨交易采用全電量集中競價(jià)的電力市場模式［1］；蒙西則采用了“分散式”市場模式，以中長期實(shí)物合約為基礎(chǔ)，需要物理執(zhí)行、發(fā)用雙方在日前階段自行確定日發(fā)用電曲線［12］，通過中長期交易電量日分解機(jī)制實(shí)現(xiàn)中長期交易和現(xiàn)貨交易的有效銜接［13］。

2 種市場模式各有優(yōu)勢:“集中式”市場資源配置效率更高、市場監(jiān)管難度較小、對售電主體成熟度要求較低；“分散式”市場在市場規(guī)則方面則較為簡單。市場模式的選擇需要充分考慮電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、電力供需等因素，其中最關(guān)鍵的因素是網(wǎng)絡(luò)阻塞。“集中式”市場適用于網(wǎng)絡(luò)阻塞較重的地區(qū)，“分散式”市場適用于網(wǎng)架堅(jiān)強(qiáng)、網(wǎng)絡(luò)阻塞較輕的地區(qū)。

1.1.2 市場組成

在省內(nèi)現(xiàn)貨交易市場的組成上，廣東、浙江、山西、四川、甘肅、福建均采用“日前市場+實(shí)時(shí)市場”模式，山東則增加了“日內(nèi)機(jī)組組合調(diào)整交易”環(huán)節(jié)，當(dāng)電網(wǎng)運(yùn)行條件發(fā)生變化后，對日內(nèi)機(jī)組發(fā)電調(diào)度計(jì)劃進(jìn)行調(diào)整，但不出清價(jià)格，以實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格進(jìn)行結(jié)算［13］；蒙西則在日前和實(shí)時(shí)市場之間加入日內(nèi)市場，在日前交易出清結(jié)果的基礎(chǔ)上，以日內(nèi)4 h超短期負(fù)荷預(yù)測等為邊界條件，以系統(tǒng)運(yùn)行綜合效益最大化為目標(biāo)，進(jìn)行日內(nèi)交易優(yōu)化出清［14］。

日前市場、日內(nèi)市場以及實(shí)時(shí)市場功能定位各不相同，日前市場提前一天形成與系統(tǒng)運(yùn)行情況相適應(yīng)的交易計(jì)劃；日內(nèi)市場則在日前市場關(guān)閉后，為市場成員提供一個對發(fā)用電計(jì)劃微調(diào)的交易平臺，從而應(yīng)對日內(nèi)預(yù)測偏差和非計(jì)劃狀況等；實(shí)時(shí)市場的主要作用是為電力系統(tǒng)阻塞管理和輔助服務(wù)提供調(diào)節(jié)手段和經(jīng)濟(jì)信號，形成與系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行高度契合的發(fā)用電計(jì)劃，保證電網(wǎng)運(yùn)行安全［2］。

1.2 電力現(xiàn)貨市場銜接機(jī)制

1.2.1 省內(nèi)現(xiàn)貨市場與省間現(xiàn)貨市場的銜接

在各試點(diǎn)地區(qū)中，山西、四川、甘肅根據(jù)本省發(fā)電資源特色，已建立起省間現(xiàn)貨市場，實(shí)現(xiàn)了發(fā)電資源在更大空間尺度上的資源優(yōu)化配置。其中，山西發(fā)揮其煤電基地優(yōu)勢，以超低排放的燃煤機(jī)組和風(fēng)電等新能源機(jī)組為重點(diǎn)，采用“風(fēng)火打捆”的方式參與省間現(xiàn)貨市場［15］；甘肅則通過跨省跨區(qū)增量現(xiàn)貨交易系統(tǒng)［16］實(shí)現(xiàn)省內(nèi)風(fēng)電、光伏等可再生能源的跨省、跨區(qū)消納；四川作為水電大省，供需環(huán)境復(fù)雜，豐水期供大于求，枯水期則相反，省間現(xiàn)貨市場可實(shí)現(xiàn)跨省調(diào)劑電能［17］。此外，這3 個試點(diǎn)地區(qū)的省間現(xiàn)貨市場均采用“日前市場+日內(nèi)市場”的方式。

廣東、蒙西、浙江、山東、福建雖暫未建立省間現(xiàn)貨市場，但對省外來電參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場的方式略有不同。四川省對政府間框架協(xié)議、國家分電計(jì)劃等形式的省外來電均作為省內(nèi)現(xiàn)貨市場的邊界條件，而廣東對于以“點(diǎn)對網(wǎng)”方式送電的省外來電視同省內(nèi)電廠參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場；浙江不僅“點(diǎn)對網(wǎng)”外來電可報(bào)價(jià)參與優(yōu)化，“網(wǎng)對網(wǎng)”外來電也可作為價(jià)格接受者參與省內(nèi)日前現(xiàn)貨市場。

1.2.2 中長期交易與現(xiàn)貨市場的銜接

中長期交易具有防范市場風(fēng)險(xiǎn)、穩(wěn)定電力運(yùn)行的作用，是電力市場的“壓艙石”。中長期交易可以實(shí)物合同、差價(jià)合同等一種或多種形式簽訂［18］，對于廣東、浙江、山西、山東、甘肅、四川等“集中式”市場模式的試點(diǎn)地區(qū)，中長期交易合同均采用差價(jià)合約的形式，而現(xiàn)貨市場采用全電量優(yōu)化出清，日前市場出清曲線與中長期交易合約的偏差部分按照日前市場出清價(jià)結(jié)算；對于蒙西“分散式”市場模式，中長期交易合同采用實(shí)物合約，將中長期合同電量按日分解成具備物理執(zhí)行條件的分時(shí)電力曲線，現(xiàn)貨市場的日前交易在中長期日分解曲線的基礎(chǔ)上對部分電量優(yōu)化出清，日前交易出清結(jié)果與中長期日分解曲線之間的偏差部分按日前市場出清價(jià)結(jié)算；福建則根據(jù)年度電量、負(fù)荷預(yù)測情況滾動執(zhí)行中長期合同，10%用于現(xiàn)貨競價(jià)。

1.2.3 輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨交易市場的銜接

隨著電能量市場的放開，輔助服務(wù)也面臨市場化的問題［1］，在發(fā)改委印發(fā)的《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作的意見》中指出，配合電力現(xiàn)貨試點(diǎn)，積極推進(jìn)電力輔助服務(wù)市場建設(shè)，實(shí)現(xiàn)調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制市場化。在現(xiàn)貨交易市場建設(shè)初期，除蒙西外的7家試點(diǎn)地區(qū)均已開展輔助服務(wù)市場建設(shè)［19］，但提供的同現(xiàn)貨交易市場相匹配的輔助服務(wù)品種不盡相同。其中，廣東、山東僅提供調(diào)頻輔助服務(wù)，浙江、四川提供調(diào)頻、備用輔助服務(wù)，山西、甘肅提供調(diào)頻、調(diào)峰輔助服務(wù)。事實(shí)上，調(diào)峰是我國特有的電力輔助服務(wù)品種，部分試點(diǎn)地區(qū)在電力現(xiàn)貨交易市場建設(shè)初期仍保留該輔助服務(wù)品種也是為了進(jìn)一步激勵發(fā)電企業(yè)進(jìn)行靈活性改造、促進(jìn)新能源消納。隨著電力現(xiàn)貨交易市場建設(shè)的不斷完善，調(diào)峰的功能應(yīng)通過實(shí)時(shí)電價(jià)引導(dǎo)電力供需自平衡來實(shí)現(xiàn)。

此外，在現(xiàn)貨交易市場建設(shè)初期，廣東、山東、四川、甘肅、山西、福建等試點(diǎn)地區(qū)調(diào)頻輔助服務(wù)市場同現(xiàn)貨交易市場獨(dú)立運(yùn)行；四川的備用輔助服務(wù)市場同現(xiàn)貨交易市場獨(dú)立運(yùn)行；浙江則將調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場同現(xiàn)貨交易市場聯(lián)合優(yōu)化、一體出清；山西的調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨交易市場聯(lián)合出清［20］；甘肅的調(diào)峰輔助服務(wù)市場同現(xiàn)貨交易市場獨(dú)立運(yùn)行。

1.3 電力現(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)制

1.3.1 交易機(jī)制

在交易報(bào)價(jià)方面，各試點(diǎn)地區(qū)在現(xiàn)貨市場建設(shè)初期發(fā)電側(cè)均采用“報(bào)量報(bào)價(jià)”模式組織日前交易；而在用戶側(cè)，廣東、山西、山東、四川采用“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的模式組織日前交易，其他試點(diǎn)地區(qū)用戶側(cè)暫不參與報(bào)價(jià)，實(shí)現(xiàn)了日前交易發(fā)電側(cè)單邊集中競價(jià)。在日內(nèi)或?qū)崟r(shí)市場發(fā)電側(cè)采用日前市場封存的申報(bào)信息，用戶側(cè)無需申報(bào)。待市場建設(shè)逐步成熟后，再轉(zhuǎn)向“發(fā)電側(cè)、用電側(cè)雙向報(bào)價(jià)”的雙邊競價(jià)模式。值得注意的是，甘肅為了有效調(diào)動新能源企業(yè)參與電力現(xiàn)貨市場的積極性、規(guī)避新能源發(fā)電預(yù)測的不確定性，允許新能源企業(yè)根據(jù)超短期發(fā)電預(yù)測在實(shí)時(shí)市場進(jìn)行二次申報(bào)。

在交易出清方面，除蒙西外，其他各試點(diǎn)地區(qū)在日前交易市場均全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清，通過安全約束機(jī)組組合和安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度［6］算法，出清得到運(yùn)行日的機(jī)組開機(jī)組合、分時(shí)發(fā)電出力曲線以及分時(shí)、分區(qū)電價(jià)；在實(shí)時(shí)交易市場，同樣采取全電量集中優(yōu)化出清方式，通過安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度算法，調(diào)節(jié)省內(nèi)發(fā)用電偏差。

1.3.2 價(jià)格機(jī)制

電力現(xiàn)貨市場交易周期短，且受網(wǎng)絡(luò)約束影響，因此價(jià)格機(jī)制相對復(fù)雜，設(shè)置合理的價(jià)格機(jī)制既要實(shí)現(xiàn)市場發(fā)現(xiàn)價(jià)格的目的，又要通過價(jià)格引導(dǎo)減輕網(wǎng)絡(luò)阻塞［6］，還要防止市場主體投機(jī)行為。廣東、浙江、山東、甘肅均采用分時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)或分時(shí)分區(qū)電價(jià)，分時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)由系統(tǒng)電能價(jià)格和阻塞價(jià)格2部分構(gòu)成，系統(tǒng)電能價(jià)格反映系統(tǒng)電力供需情況，阻塞價(jià)格反映節(jié)點(diǎn)所在位置的電網(wǎng)阻塞情況。發(fā)電側(cè)以機(jī)組所在節(jié)點(diǎn)的分時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)作為現(xiàn)貨點(diǎn)能量市場價(jià)格，用戶側(cè)以系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)的加權(quán)平均綜合電價(jià)作為現(xiàn)貨電能量市場價(jià)格；山西采用系統(tǒng)邊際電價(jià)，即交易電價(jià)不隨空間變化，但出清模型具備節(jié)點(diǎn)電價(jià)計(jì)算能力，可根據(jù)電網(wǎng)阻塞情況適時(shí)采用分時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)；蒙西、四川、福建在市場初期采用系統(tǒng)邊際電價(jià)，但同時(shí)也會發(fā)布分時(shí)分區(qū)節(jié)點(diǎn)電價(jià)信息以供市場參考。

此外，為綜合考慮發(fā)電企業(yè)運(yùn)營、市場用戶電價(jià)承受能力等因素，以避免市場價(jià)格大幅波動，降低市場風(fēng)險(xiǎn)，各試點(diǎn)地區(qū)均采取了限價(jià)機(jī)制，對市場申報(bào)價(jià)格和出清價(jià)格設(shè)置了上、下限。以山東為例，現(xiàn)貨市場試運(yùn)行期間，電能量申報(bào)價(jià)格上限為800 元/MWh，下限為0 元/MWh，電能量出清價(jià)格上限為1 000元/MWh，下限為-80元/MWh。

2 試點(diǎn)地區(qū)試運(yùn)行期間問題分析

2019年6月26日，隨著蒙西電力現(xiàn)貨市場啟動模擬試運(yùn)行，首批確定的8 個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)全部進(jìn)入試運(yùn)行或模擬試運(yùn)行階段，并不斷推進(jìn)結(jié)算試運(yùn)行工作。截止到2020年9月，各試點(diǎn)地區(qū)的試運(yùn)行工作進(jìn)展情況如表1所示。

試運(yùn)行暴露了電力現(xiàn)貨市場在市場設(shè)計(jì)、技術(shù)支持系統(tǒng)、配套制度等多方面的問題。本節(jié)將就試運(yùn)行期間出現(xiàn)的一些問題進(jìn)行淺析。

2.1 峰谷電價(jià)與市場電價(jià)的矛盾

在電力系統(tǒng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的準(zhǔn)計(jì)劃經(jīng)濟(jì)體制下，電網(wǎng)企業(yè)為鼓勵用戶將負(fù)荷從用電高峰時(shí)段轉(zhuǎn)移到低谷時(shí)段，對電力大用戶實(shí)施峰谷分時(shí)電價(jià)，以鼓勵用戶合理安排用電時(shí)間，削峰填谷，提高電力資源的利用效率。黨的十八大以來，國家多次出臺強(qiáng)化及完善分時(shí)電價(jià)的政策和文件，分時(shí)電價(jià)政策的總體發(fā)展方向是鼓勵并推廣完善。

電力現(xiàn)貨市場采用市場電價(jià)，電價(jià)本身就是分時(shí)的（每小時(shí)形成一個電能價(jià)格），對電能價(jià)格比較敏感的電力大用戶，會根據(jù)現(xiàn)貨市場的分時(shí)價(jià)格，調(diào)整用電行為，以實(shí)現(xiàn)自身經(jīng)濟(jì)利益的最大化，同樣實(shí)現(xiàn)了錯峰用電、削峰填谷的效果，且調(diào)控效果更為精細(xì)。

然而，在某省現(xiàn)貨試結(jié)算中，出現(xiàn)了峰時(shí)段市場電價(jià)遠(yuǎn)低于谷時(shí)段市場電價(jià)的峰谷電價(jià)倒掛現(xiàn)象。

圖2 某省試運(yùn)行期間峰平谷時(shí)段市場電價(jià)Fig.2 Peak-flat-vally market price in a province during trial operation

產(chǎn)生這一現(xiàn)象的主要原因?yàn)?白天光伏機(jī)組大發(fā)并疊加風(fēng)電和外來電等影響，擠壓了現(xiàn)貨市場中的火電機(jī)組的電量、電價(jià)空間，導(dǎo)致火電機(jī)組在峰時(shí)段為保證出清而報(bào)價(jià)較低。對于未進(jìn)入市場的用戶處于峰谷分時(shí)電價(jià)的峰段電價(jià)，而對于進(jìn)入市場的用戶，該時(shí)段則為全天電價(jià)最低時(shí)段，峰谷電價(jià)與市場電價(jià)2套電價(jià)體系互不兼容，出現(xiàn)了明顯沖突。隨著新能源發(fā)電量占比的不斷提升，未來電價(jià)最低的時(shí)段很可能出現(xiàn)在白天負(fù)荷高峰時(shí)段，傳統(tǒng)的峰谷電價(jià)模式難以傳遞這一信號，不利于新能源的消納。

2.2 負(fù)電價(jià)出清現(xiàn)象

電力現(xiàn)貨市場建立的意義之一是其價(jià)格發(fā)現(xiàn)功能，即電力現(xiàn)貨市場能發(fā)揮市場價(jià)格形成功能，可真實(shí)反映電力商品短期供需關(guān)系和時(shí)空價(jià)值，為有效的投資和發(fā)展提供真實(shí)的價(jià)格信號［2］。因此，理論上，隨著不同時(shí)段供需關(guān)系的變化，有可能出現(xiàn)零電價(jià)甚至負(fù)電價(jià)。某省在試運(yùn)行期間多次出現(xiàn)了負(fù)電價(jià)，驗(yàn)證了這一推測，也引起參與現(xiàn)貨市場的多方主體關(guān)注。

負(fù)電價(jià)是多種市場因素作用產(chǎn)生的結(jié)果，主要原因是短時(shí)間電力供需不平衡，供過于求且供應(yīng)調(diào)節(jié)難度大。具體來講，有以下因素:

（1）新能源機(jī)組出力增大。根據(jù)電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則“新能源場站日前預(yù)測出力作為現(xiàn)貨電能量市場的邊界條件”，當(dāng)電網(wǎng)新能源源出力增加時(shí)，常規(guī)機(jī)組運(yùn)行的邊際條件變化，系統(tǒng)供需比增大，需要降低常規(guī)機(jī)組出力。

（2）常規(guī)機(jī)組調(diào)節(jié)性能有限。常規(guī)機(jī)組中除燃?xì)鈾C(jī)組以外，煤電、核電等機(jī)組調(diào)節(jié)靈活性較差，不適于頻繁啟停或快速上下調(diào)節(jié)出力，且調(diào)節(jié)成本非常高。只要負(fù)電價(jià)代價(jià)比機(jī)組調(diào)節(jié)代價(jià)低，煤電等常規(guī)機(jī)組會選擇倒貼錢以繼續(xù)獲得發(fā)電的權(quán)利。

（3）供熱機(jī)組占比過大。該省2019年11月份的電力現(xiàn)貨試運(yùn)行處于供熱期，為了確保供熱，很多機(jī)組選擇作為供熱機(jī)組，放棄了在現(xiàn)貨市場上的定價(jià)權(quán)。

（4）出清限價(jià)的影響。試運(yùn)行期間，該省電能量市場出清價(jià)格限價(jià)下限為-80 元·MWh-1，負(fù)電價(jià)完全在限價(jià)范圍內(nèi)。而另一試點(diǎn)地區(qū)在試運(yùn)行期間出清價(jià)格最低達(dá)到70元·MWh-1，為該地區(qū)現(xiàn)貨規(guī)則限定的出清價(jià)格下限。

其實(shí)，引入負(fù)電價(jià)是歐美成熟電力市場發(fā)展的一大趨勢，負(fù)電價(jià)的出現(xiàn)具有一定的積極意義。對用戶而言，負(fù)電價(jià)可以引導(dǎo)用戶改變用電習(xí)慣，提供另一種錯峰生產(chǎn)模式，促進(jìn)用戶主動削峰填谷，降低用戶用電成本；對發(fā)電企業(yè)而言，負(fù)電價(jià)促進(jìn)其進(jìn)行主動進(jìn)行技術(shù)改造，增強(qiáng)機(jī)組調(diào)節(jié)靈活性，提高機(jī)組發(fā)電利用小時(shí)數(shù)；對電網(wǎng)而言，電網(wǎng)建設(shè)不必為了很短時(shí)間的尖峰負(fù)荷建造大量的輸變電資產(chǎn)，降低電網(wǎng)低效投資和資源環(huán)境使用成本，提高系統(tǒng)運(yùn)行效率。但同時(shí)，負(fù)電價(jià)的出現(xiàn)加大了電價(jià)波動幅度，存在惡意逼倉、人為操縱等違法違規(guī)行為導(dǎo)致電價(jià)扭曲的可能，建議推動政府在市場建設(shè)初期，建立市場限價(jià)制度和完善的市場監(jiān)管體系，對市場申報(bào)及出清價(jià)格設(shè)置適當(dāng)?shù)纳?、下限約束，并定期調(diào)整。

2.3 不平衡費(fèi)用

各試點(diǎn)地區(qū)在電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行過程中，或多或少均出現(xiàn)了不平衡費(fèi)用。其中，山東省在第三次調(diào)電運(yùn)行及試結(jié)算中，4 天產(chǎn)生不平衡費(fèi)用高達(dá)9 500 萬元，對該省電力現(xiàn)貨市場改革乃至全國電力體制改革敲響了警鐘。其實(shí)，不平衡費(fèi)用影響電改進(jìn)程早有先例，在2002年啟動的上一輪電力體制改革中，東北地區(qū)電力市場由于出現(xiàn)32億元不平衡費(fèi)用被迫暫停，此后，東北電力市場相關(guān)試點(diǎn)工作再無實(shí)質(zhì)性進(jìn)展。因此，不平衡費(fèi)用問題能否妥善解決成為了電力現(xiàn)貨市場改革成敗的關(guān)鍵。

本次試運(yùn)行期間不平衡費(fèi)用問題的產(chǎn)生，主要有以下幾個原因:

（1）市場化發(fā)、用電量不平衡。以山東省為例，在第三次調(diào)電試運(yùn)行中，市場化用戶用電量約為1 900 億kWh，發(fā)電側(cè)市場化機(jī)組發(fā)電量約為1 200 億kWh。對于市場化用電量超出市場化發(fā)電量的部分，市場結(jié)算機(jī)構(gòu)需要高價(jià)購買非市場化的外來電、新能源發(fā)電以及核電等優(yōu)先發(fā)電資源并低價(jià)賣給市場化用戶，產(chǎn)生“高買低賣”現(xiàn)象。

（2）優(yōu)先發(fā)購電難以平衡。由于清潔能源出力易波動，優(yōu)先發(fā)電量與優(yōu)先購電量難以平衡，當(dāng)優(yōu)先發(fā)電量超過優(yōu)先購電量時(shí)，市場化機(jī)組需調(diào)減出力，調(diào)減的偏差電量按照現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算，而清潔能源增發(fā)部分的偏差電量按照批復(fù)電價(jià)結(jié)算。該省現(xiàn)貨市場日前和實(shí)時(shí)市場均價(jià)分別為198 元/MWh 和182元/MWh，而清潔能源批復(fù)價(jià)格為395元/MWh，因此該部分偏差電量導(dǎo)致需要高價(jià)買入新能源增發(fā)電量，低價(jià)賣出中長期市場化合同的欠發(fā)電量，發(fā)電側(cè)“高買低賣”產(chǎn)生不平衡費(fèi)用。

（3）容量補(bǔ)償機(jī)制不完善。容量補(bǔ)償機(jī)制要求市場用戶根據(jù)實(shí)際用電量按標(biāo)準(zhǔn)繳納容量補(bǔ)償費(fèi)用，從而對發(fā)電側(cè)容量成本予以補(bǔ)償［21］。在本次試運(yùn)行中，當(dāng)市場化用電量超過市場化發(fā)電量時(shí)，由于優(yōu)先發(fā)電、外來電未納入容量電價(jià)補(bǔ)償范圍，造成了對市場化機(jī)組的超額補(bǔ)償，進(jìn)一步擴(kuò)大了不平衡費(fèi)用。

不平衡費(fèi)用的處理，從短期來看，需要厘清政府定價(jià)電量和市場化交易電量、非市場化用戶和市場化用戶的占比關(guān)系，進(jìn)而將不平衡費(fèi)用在各責(zé)任主體間進(jìn)行合理分?jǐn)?；從長期來看，需要積極推動非市場化發(fā)電機(jī)組和用戶全面參與市場化交易，加速建立全國統(tǒng)一電力市場以實(shí)現(xiàn)省外來電市場化，進(jìn)一步完善容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制和可再生能源參與現(xiàn)貨市場交易機(jī)制。

2.4 輔助服務(wù)市場建設(shè)

輔助服務(wù)市場建設(shè)是電力現(xiàn)貨市場建設(shè)過程中不可忽視的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。結(jié)合目前開展的電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)工作，各試點(diǎn)地區(qū)正在積極探索輔助服務(wù)配合電力現(xiàn)貨交易機(jī)制建設(shè)進(jìn)行市場化，在此期間，暴露出調(diào)峰服務(wù)不適用于電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)出清機(jī)制不合理等問題。

在現(xiàn)貨交易市場建設(shè)初期，山西、甘肅2個試點(diǎn)地區(qū)保留了調(diào)峰這一輔助服務(wù)品種，而隨著現(xiàn)貨市場試運(yùn)行的不斷推進(jìn)，山西在第六次結(jié)算時(shí)運(yùn)行中停止了日前、實(shí)時(shí)深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場，甘肅則在2020 年9 月宣貫了《關(guān)于在現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行期間不再單獨(dú)組織開展省內(nèi)調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易的通知》?？梢?，將調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨交易市場融合發(fā)展是大勢所趨。以山西為例，深度調(diào)峰輔助服務(wù)一方面經(jīng)濟(jì)性不佳，火電廠需要為靈活性改造投入大量資金，而深度調(diào)峰輔助服務(wù)價(jià)格偏低，導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)參與深度調(diào)峰積極性不高，且參與深度調(diào)峰會增加煤耗拉低效益，影響供熱能力，縮短機(jī)組使用壽命，無疑是“賣血換錢”；另一方面，現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行后，火電企業(yè)存在深度調(diào)峰在輔助服務(wù)市場取得競價(jià)中標(biāo)收益外，又在電能量市場取得發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓收益的雙重收益問題，對新能源企業(yè)造成不公和利益侵害。因此，要正確設(shè)置電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下的輔助服務(wù)品種，調(diào)峰不再作為輔助服務(wù)品種，調(diào)峰功能由應(yīng)由實(shí)時(shí)電價(jià)引導(dǎo)電力供需自平衡來實(shí)現(xiàn)，在系統(tǒng)負(fù)荷較大的峰時(shí)段，高電價(jià)可激勵發(fā)電企業(yè)多發(fā)電，抑制用戶用電需求；在系統(tǒng)負(fù)荷較小的谷時(shí)段，供大于求，低電價(jià)讓無法承受虧損的機(jī)組主動降低出力，同時(shí)激勵用戶多用電，實(shí)現(xiàn)供需平衡。

此外，除浙江外，其余試點(diǎn)地區(qū)的輔助服務(wù)市場均獨(dú)立于電力現(xiàn)貨交易市場而分別投標(biāo)，使得用于調(diào)頻和備用中標(biāo)的容量不能用于電能量投標(biāo)，同時(shí)調(diào)頻中標(biāo)容量不能用于提供備用服務(wù)，備用中標(biāo)容量反之亦然，造成調(diào)頻、備用容量的冗余，以及3者總成本的非最優(yōu)。并且，脫離了電力現(xiàn)貨市場，調(diào)頻服務(wù)引發(fā)的電量變化和備用服務(wù)時(shí)段損失的機(jī)會成本等無法準(zhǔn)確定價(jià)，也就無法真正實(shí)現(xiàn)輔助服務(wù)的市場化。因此，建議在集中式市場中將調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場同電能量市場聯(lián)合出清，從而降低輔助服務(wù)成本，提高市場效率。

3 結(jié)束語

電力現(xiàn)貨市場是現(xiàn)代電力市場的標(biāo)準(zhǔn)，也是現(xiàn)代電力市場發(fā)展的必由之路。本文從建設(shè)架構(gòu)、銜接機(jī)制以及運(yùn)營機(jī)制3個方面對電力現(xiàn)貨市場首批試點(diǎn)地區(qū)在建設(shè)方案及相關(guān)機(jī)制設(shè)計(jì)上的異同及特色做法進(jìn)行了比較分析。此外，本文還就各試點(diǎn)地區(qū)在試運(yùn)行期間出現(xiàn)的現(xiàn)貨價(jià)格未能真實(shí)反映供需關(guān)系、峰谷電價(jià)與市場電價(jià)不相適應(yīng)、負(fù)電價(jià)出清現(xiàn)象、不平衡費(fèi)用處理不當(dāng)、輔助服務(wù)市場建設(shè)欠缺等問題進(jìn)行了探討，并提出了政策建議，為我國接下來的電力現(xiàn)貨市場進(jìn)一步建設(shè)工作提供參考。