周鵬

(國家能源局湖南監(jiān)管辦公室，湖南 長沙410007)

0 引言

電力是一種特殊的商品，除具備一般商品的屬性外，其技術(shù)特征決定了電力無法大規(guī)模存儲，以及必須保持實時供需平衡。電力市場中，市場主體的實際發(fā)用電量與合同電量一般存在偏差?；诖?，電力系統(tǒng)必須有一個集中調(diào)度機構(gòu)開展實時供需平衡調(diào)度，即平衡機制。非市場環(huán)境或僅開展電力中長期交易的情況下，實時平衡機制均未實現(xiàn)市場化，調(diào)度機構(gòu)根據(jù)負(fù)荷預(yù)測情況、網(wǎng)絡(luò)和機組狀態(tài)，在日前進行日方式安排，制定各機組發(fā)電計劃曲線，實際運行時根據(jù)實際負(fù)荷情況對曲線進行修正[1]。

2015年，《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》印發(fā)，我國開啟了新一輪電力體制改革，提出加快構(gòu)建有效競爭的市場結(jié)構(gòu)和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制，努力降低電力成本、理順價格形成機制[2]。配套文件之一《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》提出，電力市場主要由中長期市場和現(xiàn)貨市場構(gòu)成[3]，而電力平衡機制的市場化通過電力現(xiàn)貨市場中的實時市場實現(xiàn)。

2020年6月，新版《電力中長期交易基本規(guī)則》印發(fā)，對于未開展電力現(xiàn)貨交易的地區(qū)，優(yōu)先推薦采用“發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌機制”處理月度實際用電與月度發(fā)電計劃存在的偏差[4]，這一做法實質(zhì)上借鑒了北歐和英國市場電力平衡機制原理。結(jié)合湖南電力系統(tǒng)自身特點，湖南電力中長期市場采用“發(fā)電側(cè)預(yù)掛牌上下調(diào)機制”處理月度不平衡電量，實現(xiàn)了月清月結(jié)，至今運行穩(wěn)定，得到了廣大市場主體一致認(rèn)同。但與此同時，長周期(月度)市場無法精準(zhǔn)確定實時電力平衡責(zé)任方、參與平衡的市場主體不足、偏差考核力度偏弱等因素也對市場運行造成了一定風(fēng)險。為此，本文通過分析運行成熟的北歐電力市場平衡機制，對比梳理湖南電力中長期月度平衡機制的成效特點，為湖南電力現(xiàn)貨市場建設(shè)提供借鑒。

1 電力市場平衡機制

1.1 電力現(xiàn)貨市場平衡機制

電力現(xiàn)貨市場平衡機制的作用包括:1)實現(xiàn)電力供需實時平衡和電力系統(tǒng)穩(wěn)定，對日前(日內(nèi))市場出清情況與實際運行之間的偏差進行再調(diào)整。2)確定平衡服務(wù)的價格，對不平衡電量的結(jié)算提供價格依據(jù)。平衡機制的核心是平衡服務(wù)的定價，包括兩個方面，一是給賣方付費，二是向買方收費。賣方是主動提供上、下調(diào)服務(wù)，從而幫助電力系統(tǒng)維持實時平衡的發(fā)電機組或電力用戶；買方是實時出力或需求與合同不一致，從而導(dǎo)致電力系統(tǒng)出現(xiàn)實時不平衡的發(fā)電機組或電力用戶。

電力現(xiàn)貨市場平衡機制的一個顯著特征是平衡服務(wù)價格的不確定性。產(chǎn)生這種不確定性的主要原因是:1)電力商品不可大規(guī)模存儲，供需雙方、政府機構(gòu)均無法通過動用庫存或延遲需求的方式平抑價格[5]，如圖1、2所示。2)隨著新能源裝機占比快速提升，電力供給側(cè)的不可預(yù)測性快速提高，供需兩側(cè)的不可預(yù)測性進一步放大了平衡服務(wù)價格的不確定性。

圖1 需求方通過“延遲需求”平抑價格

圖2 供給方通過“動用庫存”平抑價格

1.2 電力中長期市場平衡機制

在未開展電力現(xiàn)貨交易的地區(qū)，電力實時平衡尚未實現(xiàn)市場化，電力平衡工作在年度、月度的時間尺度上開展。

新版《電力中長期交易基本規(guī)則》中，對于系統(tǒng)月度實際用電需求與月度發(fā)電計劃存在偏差時，優(yōu)先推薦采用發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌機制進行處理。組織方式是:月度交易結(jié)束后，發(fā)電機申報上調(diào)、下調(diào)報價，交易機構(gòu)根據(jù)上調(diào)報價由低到高、下調(diào)報價由高到低形成上調(diào)、下調(diào)機組排序，月度最后7日根據(jù)平衡預(yù)測，參考排序表調(diào)用機組上下調(diào)服務(wù)。月前預(yù)掛牌上下調(diào)偏差處理機制比較接近于北歐實時市場平衡機制，可以理解為將平衡機制的運行周期由5 min延展到1個月，即交易周期為1個月的偏差平衡機制。該機制的作用是:對月度實際用電需求與月度發(fā)電計劃之間的偏差進行調(diào)整；確定月度周期內(nèi)平衡服務(wù)的價格，并為月度不平衡電量的結(jié)算提供價格依據(jù)。

需要特別指出的是，中長期偏差平衡實質(zhì)上是結(jié)算意義上的平衡。在電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下，電力交易要求發(fā)、用雙方在實際運行時盡量遵循電力合同，即雙方發(fā)、用曲線盡量保持一致，以減少平衡成本。但是，電力中長期市場并未將交易合同分解到時段，本質(zhì)上是一個電量交易。由于發(fā)、用雙方功率義務(wù)無法實現(xiàn)實時對應(yīng)，當(dāng)一個市場主體出現(xiàn)電力或電量偏差時，會造成其他多個市場主體的被迫變化。因此，電力中長期市場的平衡機制實質(zhì)上是交易周期結(jié)束后的一個財務(wù)結(jié)算意義上的平衡機制，但該平衡結(jié)算機制設(shè)計成功與否的標(biāo)志同樣是不平衡電量導(dǎo)致的平衡成本是否在可控范圍內(nèi)[6－7]。

2 北歐電力市場平衡機制[8-11]

2.1 平衡市場組織

北歐各國的輸電系統(tǒng)運營商(TSO)負(fù)責(zé)運營各自的電力平衡市場。當(dāng)系統(tǒng)頻率波動超過±0·05 Hz時，TSO啟動平衡市場，否則通過輔助服務(wù)來保持頻率穩(wěn)定。

平衡市場的賣方是愿意并有能力幫助電力系統(tǒng)維持實時平衡的發(fā)電機組或電力用戶。包括兩類:一類是提供上調(diào)服務(wù)的市場主體，包括發(fā)電機組增加出力和電力用戶減少需求；另一類是提供下調(diào)服務(wù)的市場主體，包括發(fā)電機組減少出力或電力用戶增加需求。

在日前市場閉市后，愿意參與平衡市場的市場主體可以向各自的TSO提交上調(diào)報價或下調(diào)報價。TSO將價區(qū)內(nèi)的上調(diào)報價由低到高進行排序，將下調(diào)報價由高到底進行排序，形成報價序列，如圖3所示。實際運行時的每個時段，如果供不應(yīng)求，就從上調(diào)報價中的最低報價開始調(diào)用平衡服務(wù)，直到滿足所有上調(diào)需求；如果供大于求，就從下調(diào)報價中的最高報價開始調(diào)用平衡服務(wù)，直到滿足所有下調(diào)需求。

圖3 北歐平衡機制報價、報量示意圖

2.2 平衡市場結(jié)算

從TSO角度來看，平衡市場結(jié)算機制的設(shè)計需要實現(xiàn)兩個目標(biāo):一是對市場主體主動提供平衡服務(wù)形成充分激勵；二是確保收取的費用不小于付出的費用，即確保平衡賬戶不產(chǎn)生虧空。

第一個目標(biāo)對應(yīng)于如何向提供平衡服務(wù)的市場成員付費激勵其積極參與平衡機制。為了實現(xiàn)這個目標(biāo)，北歐平衡市場對報價和出清環(huán)節(jié)做出如下規(guī)定:在報價環(huán)節(jié)，要求上調(diào)報價不小于日前現(xiàn)貨市場電價(分區(qū)電價)，下調(diào)報價不大于日前現(xiàn)貨市場電價(分區(qū)電價)，如圖3所示。在出清環(huán)節(jié)，上調(diào)服務(wù)集中競價的出清價格為上調(diào)服務(wù)邊際報價，即對實時運行時各時段增加出力的發(fā)電機組和減少用電的電力用戶(獲取售電收入)，均按照上調(diào)報價的最高價結(jié)算；下調(diào)服務(wù)集中競價的出清價格為下調(diào)服務(wù)的邊際報價，即對各時段減少出力的發(fā)電機組和增加用電的電力用戶(支付購電費用)均按下調(diào)報價的最低價結(jié)算。這些措施對市場主體積極參與平衡市場形成了充分激勵。

第二個目標(biāo)對應(yīng)于如何向造成不平衡的市場成員收費，既可以激勵其盡量減少不平衡，又可以保證不產(chǎn)生平衡資金的虧空。為了實現(xiàn)這個目標(biāo)，北歐平衡市場采用邊際成本法對平衡服務(wù)的買方(造成不平衡)進行收費，即根據(jù)平衡服務(wù)的邊際成本對造成不平衡的市場成員進行收費。

3 湖南電力中長期市場平衡機制

3.1 基本規(guī)則上下調(diào)預(yù)掛牌機制

《電力中長期交易基本規(guī)則》中首推采用發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌機制處理月度偏差，偏差電量結(jié)算方法如下[4]:

1)批發(fā)用戶超用、發(fā)電企業(yè)少發(fā)是造成發(fā)電側(cè)上調(diào)的原因，批發(fā)用戶超用電量、發(fā)電企業(yè)少發(fā)電量支付購電費用，提供上調(diào)服務(wù)的發(fā)電機組獲得售電收入，在月度結(jié)算時形成一組購售電關(guān)系。按照“以支定收”原則，批發(fā)用戶超用電量價格、發(fā)電企業(yè)少發(fā)電量價格由上調(diào)服務(wù)價格確定。

式中，Pu·av為上調(diào)服務(wù)電量加權(quán)平均價；Pc·ex為批發(fā)用戶超用電量結(jié)算價格，U1為用戶側(cè)超用懲罰系數(shù)；Pg·be為發(fā)電企業(yè)少發(fā)電量結(jié)算價格，U2為發(fā)電側(cè)少發(fā)懲罰系數(shù)。

U1≥1、U2≥1的設(shè)置是為了對造成偏差的責(zé)任主體施以一定懲罰，并保障平衡賬戶不產(chǎn)生虧空。

2)批發(fā)用戶少用、發(fā)電企業(yè)多發(fā)是造成發(fā)電側(cè)下調(diào)的原因，批發(fā)用戶少用電量、發(fā)電企業(yè)多發(fā)電量獲得售電收入，提供下調(diào)服務(wù)的發(fā)電機組支付購電費用，在月度結(jié)算時形成一組購售電關(guān)系。按照“以支定收”原則，批發(fā)用戶少用電量價格、發(fā)電企業(yè)多發(fā)電量價格由下調(diào)服務(wù)價格確定。

式中，Pd·av為下調(diào)服務(wù)電量加權(quán)平均價；Pc·be為批發(fā)用戶少用電量結(jié)算價格，U3為用戶側(cè)少用懲罰系數(shù)；Pg·ex為發(fā)電企業(yè)多發(fā)電量結(jié)算價格，U4為發(fā)電側(cè)多發(fā)懲罰系數(shù)。

U3≤1、U4≤1的設(shè)置同樣是為了對造成偏差的責(zé)任主體施以一定懲罰，并保障平衡賬戶不產(chǎn)生虧空。

3.2 湖南月度平衡機制[12]

2020年11月，根據(jù)《電力中長期交易基本規(guī)則》，湖南省修訂印發(fā)《湖南省電力中長期交易規(guī)則》(以下簡稱《湖南規(guī)則》)。

3.2.1 電力平衡機制模式

《湖南規(guī)則》實行“月清月結(jié)”，偏差處理方法采用《電力中長期交易基本規(guī)則》中推薦的“發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌偏差處理機制”，在月度集中競價的同時，或月度集中競價之后，組織發(fā)電企業(yè)進行上調(diào)(增發(fā))、下調(diào)(減發(fā))報價，確定次月上下調(diào)機組調(diào)用排序。實際運行中，按照成本最小原則調(diào)用提供平衡服務(wù)的市場成員。

3.2.2 參與平衡機制的市場成員

1)平衡服務(wù)賣方。基于可再生能源出力的不可預(yù)測性，《湖南規(guī)則》規(guī)定，僅統(tǒng)調(diào)火電機組參與上調(diào)，即上調(diào)服務(wù)的賣方僅有統(tǒng)調(diào)火電機組。下調(diào)服務(wù)的賣方為所有參與市場的統(tǒng)調(diào)發(fā)電機組，包括統(tǒng)調(diào)火電機組、統(tǒng)調(diào)可再生能源機組及部分地調(diào)小水電。

2)平衡服務(wù)買方。上下調(diào)服務(wù)的買方理論上包括所有市場成員(參與市場的發(fā)電機組和售電公司、電力用戶)及因各種原因尚未參與市場的發(fā)用電(未進市場的發(fā)電機組、外來電、優(yōu)先用電)，它們在月度結(jié)算時實際產(chǎn)生了合同偏差，享受了上下調(diào)服務(wù)，并應(yīng)當(dāng)支付上下調(diào)服務(wù)費用。

3.2.3 平衡服務(wù)定價機制

如前所述，平衡機制的核心是平衡服務(wù)的定價，包括給賣方付費及向買方收費兩個方面。

3.2.3.1 給賣方付費的定價方法

1)上調(diào)方面，賣方僅有統(tǒng)調(diào)火電機組，上調(diào)按照機組報價結(jié)算(Pay As Bid)，并規(guī)定了價格上限——上調(diào)價差不低于月度均價差的1·2倍。上調(diào)報價區(qū)間為:

式中，Pu·th為火電機組上調(diào)報價；Pbh為火電標(biāo)桿電價；ΔPm·av為月度交易均價差。

從式(5)可見，火電機組上調(diào)中標(biāo)報價Pu·th(即中標(biāo)機組的報價)、月度交易電量加權(quán)均價Pm·av、火電標(biāo)桿電價Pbh的大小關(guān)系可表述為:

2)下調(diào)方面，按照下調(diào)報價補償，火電機組、可再生能源機組下調(diào)補償上限分別暫定為火電標(biāo)桿電價的30%、12%。下調(diào)報價區(qū)間為:

式中，Pd·th、Pd·re分別為火電機組、可再生能源機組下調(diào)報價。

3.2.3.2 向買方收費的定價方法

為了平衡賬戶不產(chǎn)生虧空，按照“以支定收”原則確定買方定價方法，《湖南規(guī)則》中以“偏差考核”的形式實現(xiàn)。

1)上調(diào)方面，買方包括超用電量的電力用戶和少發(fā)電量的火電企業(yè)，依據(jù)上調(diào)服務(wù)價格支付購電費用。

①電力用戶超過3%的超用電量結(jié)算

按照《電力中長期交易基本規(guī)則》，假設(shè)所有參與上調(diào)的火電機組均按價格上限申報上調(diào)，電力用戶超過3%的超用電量的結(jié)算價格應(yīng)當(dāng)為:

而根據(jù)《湖南規(guī)則》，電力用戶超過3%的超用電量按照上調(diào)電量加權(quán)平均價的K1倍結(jié)算(1·0≤K1≤1·5)。在整體供大于求的背景下，為鼓勵用戶多用電，當(dāng)前K1取值保證電力用戶超過3%的超用電量的結(jié)算價格不高于月度交易電量加權(quán)均價。

②火電發(fā)電企業(yè)超過3%的少發(fā)電量結(jié)算

《湖南規(guī)則》中，火電發(fā)電企業(yè)超過3%的少發(fā)電量按照標(biāo)桿電價10%支付偏差考核費用，即火電企業(yè)按照標(biāo)桿電價的110%從其他發(fā)電主體處購買少發(fā)電量。

2)下調(diào)方面，買方包括少用電量的電力用戶和超發(fā)電量的火電企業(yè)，依據(jù)下調(diào)服務(wù)價格獲得售電收入。

①電力用戶超過3%的少用電量結(jié)算

按照《電力中長期交易基本規(guī)則》，假設(shè)參與下調(diào)服務(wù)的全部為火電機組，且所有參與下調(diào)火電機組均按最低價申報(收入最多)，電力用戶超過3%的少用電量的結(jié)算價格應(yīng)當(dāng)為:

偏差考核費用應(yīng)當(dāng)為:

即少用電量的電力用戶應(yīng)當(dāng)支付的度電偏差考核費用至少為標(biāo)桿電價的30%。式(11)中，Ppu·c·be為電力用戶超過3%的少用電量的度電偏差考核費用。

而《湖南規(guī)則》中，電力用戶超過3%的少用電量按照下調(diào)電量加權(quán)平均價的K2倍支付偏差考核費用(0·1≤K2≤1·5)。為了扶持售電公司新業(yè)態(tài)，K2暫取0·1，即所有參與下調(diào)的火電機組均按最低價申報情況下，電力用戶超過3%的少用電量的度電偏差考核費用僅為基本規(guī)則中規(guī)定最小考核力度的10%。

②火電企業(yè)超過3%的超發(fā)電量結(jié)算

按照《電力中長期交易基本規(guī)則》，同樣假設(shè)參與下調(diào)服務(wù)的全部為火電機組，且所有參與下調(diào)火電機組均按最低價申報(收入最多)，火電企業(yè)超過3%的超發(fā)電量的結(jié)算價格應(yīng)當(dāng)為:

偏差考核費用應(yīng)當(dāng)為:

式中，Ppu·g·ex為火電企業(yè)超過3%的超發(fā)電量的度電偏差考核費用。

式(13)表明火電超發(fā)電量應(yīng)當(dāng)支付的度電偏差考核費用至少為標(biāo)桿電價的30%。

而《湖南規(guī)則》中，火電企業(yè)超過3%的超發(fā)電量按照標(biāo)桿電價85%結(jié)算，即按標(biāo)桿電價15%支付偏差考核費用。

總之，《湖南規(guī)則》對于少用電量的電力用戶收取的度電偏差考核費用僅為標(biāo)桿電價的3%，對火電超發(fā)電量收取的度電偏差考核費用為標(biāo)桿電價的15%，考核力度較基本規(guī)則規(guī)定偏小，部分造成平衡資金缺口。

3.2.4 不平衡資金的處理方法

從以上分析可見，湖南月度平衡機制中需要處理的核心問題是市場主體下調(diào)補償資金的來源問題，但由于以下原因，必然存在部分平衡資金缺口:一是下調(diào)平衡服務(wù)買方不足，即部分發(fā)電機組、外來電、優(yōu)先用電未進入市場，它們在月度結(jié)算時實際產(chǎn)生了合同偏差，享受了下調(diào)服務(wù)，但未支付服務(wù)費用。二是對參與市場的市場主體下調(diào)偏差考核力度偏弱。三是可再生能源可預(yù)測性較低，上述偏差考核方式未涉及參與市場的可再生能源企業(yè)。

因此，湖南月度平衡機制設(shè)計了不平衡資金處理方法。基本原則是按照參與市場的可再生能源超過發(fā)電計劃(優(yōu)先發(fā)電與市場合同電量之和)的一定比例承擔(dān)不平衡責(zé)任，該比例按進入市場的可再生能源與全部可再生能源裝機占比確定。若還有缺額，則由所有進入市場的發(fā)電主體按照上網(wǎng)電量比例分?jǐn)偂?/p>

3.3 湖南月度平衡機制評價

3.3.1 取得的成效

1)湖南平衡機制符合《電力中長期交易基本規(guī)則》設(shè)計思想，基本遵循了關(guān)于“發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌”處理偏差的方法，真正實現(xiàn)了月度平衡月清月結(jié)，向?qū)崟r理清電力平衡責(zé)任、構(gòu)建實時平衡的電力現(xiàn)貨市場的正確方向邁出了堅實的步伐。這一點在火電、可再生能源裝機各占一半的情況下尤其顯得難能可貴。

2)湖南平衡機制盡最大努力理清市場主體在月度時間跨度內(nèi)的權(quán)利與責(zé)任，對市場主體需要承擔(dān)的平衡責(zé)任的計算方法符合基本規(guī)則要求，充分考慮部分市場主體未進入市場的現(xiàn)實情況，按照一定比例承擔(dān)平衡責(zé)任。

3)除政策、技術(shù)原因外，湖南平衡機制將所有類型的發(fā)電機組和用戶全部納入月度平衡市場，給予火電、可再生能源進入市場充分的競爭激勵，并為應(yīng)對電力現(xiàn)貨市場不平衡資金問題打下了很好的基礎(chǔ)。

4)發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌偏差處理機制，一定程度上改變了傳統(tǒng)“三公”調(diào)度模式，在激勵發(fā)電主體積極參與市場競爭的同時，基于減少平衡成本、控制市場風(fēng)險的目標(biāo)，調(diào)度機構(gòu)有動力盡最大努力完成發(fā)電主體市場合同，對調(diào)度機構(gòu)自由裁量權(quán)形成一定約束。

3.3.2 存在的不足

1)下調(diào)平衡服務(wù)買方主體不足。湖南平衡機制的核心問題在于下調(diào)服務(wù)費用的來源。月度結(jié)算時，未參與市場的發(fā)用電可能造成發(fā)電側(cè)下調(diào)，享受了下調(diào)平衡服務(wù)，但實際未支付下調(diào)平衡服務(wù)費用，未承擔(dān)下調(diào)平衡責(zé)任。同時，平衡機制對下調(diào)服務(wù)買方的收費規(guī)模(偏差考核力度)偏小。以上兩種原因必然導(dǎo)致不平衡資金的出現(xiàn)。在負(fù)荷預(yù)測偏大、優(yōu)先電量安排偏多等情況下，過大的不平衡資金規(guī)模會造成市場運行風(fēng)險[12]。

2)上調(diào)平衡服務(wù)缺乏激勵機制。北歐實時市場基于對上調(diào)報價的激勵以及平衡機制中上調(diào)電量的稀缺性，上調(diào)價格一定高于日前現(xiàn)貨價格。湖南月度平衡機制中，火電機組上調(diào)電量價格不大于月度交易均價，是下調(diào)補償資金來源不足的不得已之舉，在電力供不應(yīng)求的時段，缺乏對市場主體提供上調(diào)服務(wù)的激勵。

3)偏差平衡風(fēng)險將呈擴大趨勢。一方面，隨著湖南經(jīng)濟高質(zhì)量轉(zhuǎn)型發(fā)展，人民生活水平不斷提高，預(yù)計居民生活用電量(優(yōu)先用電)比重將呈逐年增大趨勢；另一方面，預(yù)計外來電規(guī)模將逐步增大。以上兩個因素將導(dǎo)致市場內(nèi)承擔(dān)偏差責(zé)任、特別是承擔(dān)下調(diào)補償責(zé)任的市場主體比重將逐步減小。同時，類似新冠疫情導(dǎo)致用電量大幅減小，進而導(dǎo)致平衡成本大幅上升的不可控因素也對市場運行造成較大風(fēng)險[13]。

4)市場主體缺乏減小月度電量不平衡風(fēng)險的市場手段。湖南電力中長期市場尚未開展月內(nèi)交易，基于限制部分市場主體市場力、防止市場主體套利的考慮，對合同轉(zhuǎn)讓的比例、頻次進行嚴(yán)格限制，一定程度上降低了市場流動性，導(dǎo)致市場主體缺少規(guī)避月度不平衡風(fēng)險的手段。

4 對電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的啟示

《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》及其配套文件提出，建設(shè)由中長期市場和現(xiàn)貨市場組成的電力市場體系。目前，8個試點地區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)取得一定成效，同時暴露了許多問題，國家也在推動電力現(xiàn)貨市場在全國推開。

前文指出，月前預(yù)掛牌上下調(diào)、月清月結(jié)的偏差處理機制可以理解為將實時平衡機制的運行周期由5 min延展到1個月，即交易周期為1個月的偏差平衡機制。月度平衡機制的運行機理雖然與實時平衡市場不可同日而語，但其結(jié)算方法借鑒了北歐和英國電力市場平衡機制。因此，湖南月度平衡機制取得的成效和存在的問題對將來建設(shè)電力現(xiàn)貨市場有一定借鑒意義。

1)建設(shè)電力現(xiàn)貨市場是實時理清權(quán)責(zé)的唯一途徑。由于電力的不可儲存和需要實時平衡的特性，現(xiàn)代電力市場的核心就在于(基于合同)實時理清市場主體的權(quán)利與責(zé)任。如前所述，除政策、技術(shù)原因形成用戶側(cè)優(yōu)先用電，外來電、部分小水電無法參與湖南月度平衡機制外，所有發(fā)電機組和用戶全部進入市場，并且盡最大努力理清市場主體在月度內(nèi)的權(quán)利與責(zé)任。這一點是湖南電力中長期市場月度平衡機制對現(xiàn)貨市場建設(shè)的最有益借鑒。

2)關(guān)于市場與計劃并行的問題。湖南月度平衡市場由于下調(diào)平衡服務(wù)買方主體不足、偏差考核力度偏小，偏差考核費用無法覆蓋全部平衡成本，產(chǎn)生不平衡資金，某種程度上與部分電力現(xiàn)貨試點省份出現(xiàn)的不平衡資金性質(zhì)是相同的[14]。市場與計劃并行導(dǎo)致部分發(fā)電主體、外來電、優(yōu)先用電無法參與電力市場平衡，不論在電力現(xiàn)貨市場，還是在月清月結(jié)的電力中長期市場，均表現(xiàn)為不平衡資金的產(chǎn)生。因此，針對湖南電力中長期市場、電力現(xiàn)貨試點地區(qū)出現(xiàn)的不平衡資金問題，湖南在推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)中要深刻吸取經(jīng)驗教訓(xùn)，全力避免或減少不平衡資金對市場建設(shè)的阻滯。這既需要政策層面的突破和頂層再設(shè)計，也需要湖南電力市場建設(shè)者的魄力與智慧。

3)關(guān)于電力現(xiàn)貨市場模式的選擇。湖南宜選擇集中式市場模式。湖南月度平衡機制結(jié)算上借鑒了北歐和英國的分散式電力市場平衡機制。分散式的特點是中長期合同進行實物交割，偏差電量通過日前、實時平衡交易進行調(diào)節(jié)，實時市場需要同時處理網(wǎng)絡(luò)阻塞和實時平衡問題，適合于電網(wǎng)堅強、阻塞較少、參與市場主體成熟度較高的情況。湖南電網(wǎng)基礎(chǔ)較為薄弱，上下網(wǎng)約束較多，市場主體對電力現(xiàn)貨市場理解有限，如采用分散式市場，預(yù)計各市場主體實時發(fā)電量與合同分解電量之間的偏差將難以控制，進而產(chǎn)生高昂的平衡、阻塞成本，市場風(fēng)險較大。