对推进电力市场建设的思考

　　编者按

　　9号文下发已有一个多月，各种解读纷至沓来。如何搭建电力市场，是新一轮电改的重中之重，一些人士简单认为，发用电计划和竞争环节电价有序放开，由政府牵头搭建市场平台，让发电企业和电力用户自由协商或集中竞价敲定中长期合同电量，电网企业负责输送电力并收取过网费，就是“电力市场”。这种观点应该说对电力市场的认识还过于简单，将电力商品等同于“白菜”进行交易，完全忽略了电力在时间和空间上的价值。电力除具有商品属性外，还具有特殊物理属性，无论购售双边合同期限长短，也不论双方在日以上的时间段达成了什么样的合同，都必须通过日前市场，或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力曲线，按约定曲线发、用电，保证发、用电功率的实时平衡，也需要通过实时平衡市场调整日前市场不平衡。纵观全球电力市场改革，也都以现货市场（日前和日内）为核心，而国内仅有华东电力市场在2005年至2009年，实际调电试运行中曾探索过日前市场。即便中国与世界其他各国的国情不同，但经济规律和电力运行规律也是相通的，市场的路径可以探讨，但是市场的核心组成部分或者说标志性的部分是完全一样的，即“无现货、不市场”。两位从事电力市场建设的同志，结合我国电力工业实际，提出了中国推进电力市场建设的看法，与读者一同讨论。

　　近期中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号文）已经下发，明确了改革重点和路径：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运作；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制改革研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。也就是大家简称的“三放开、一独立、三强化”。生产环节计划管制的放开，相应的电力市场机制必须跟上，对于应该建立一个什么样的电力市场机制，笔者结合工作体会，提出如下观点和建议，与大家共勉。

　　一、“三放开”体制改革一定程度解放了发电企业和电力用户的自主权

　　2002年，以“厂网分离”为标志的电力体制改革实施以来，在计划体制基础上，电力市场建设进行了很多有益探索，东北、华东区域电力市场试点、大用户直购电试点、跨省跨区电能交易等，但最大的障碍是行政计划管制，包括项目核准制、价格审批制、年度计划电量分配制。项目核准制以保证未来的电力供应和电量平衡为基础，电价审批以核准项目所估算的设备利用小时数为核价依据，年度计划电量分配机制，落实了项目核准制和电价审批制对电力投资回报的预想，三个制度形成完整的闭环运行。这种体制可以有效调控行业发展速度。但也存在明显的弊端，近20年来，电力需求增长不确定性较大，使得国家集中决策审批的方式难以适应，项目核准制剥夺了电企分散决策权和发展的部分自主经营权。价格审批制锁定了电力生产发、输、配、售各个环节的价格，年度发电计划分配又锁定了上网电量，发电企业自然丧失了市场竞争的积极性。价格不能波动，电量不能自主营销确定，电力项目不能自主决策，推进电力市场建设自然举步艰难。

　　中发[2015]9号文“三放开”内容实质还原了电力商品属性，营造市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用，提高了电力企业的自主权。

　　二、如何建立一个合理的电力市场

　　通常，电力市场分为批发市场和零售市场，从目前世界各国开展的电力市场建设情况看，只有在批发市场开动起来之后，才能推动零售市场的正常运行，因此本文主要谈批发市场。应该建立什么样的电力市场？或者说什么才是电力市场？这是当前需要回答的一个问题。

　　很多人认为，由政府牵头搭建一个市场平台，让发电企业和用户自由协商或集中竞价后签订购售电合同，同时与电网企业签订输电服务合同，由电网企业收取过网费，政府负责审定过网费和监管市场秩序，这就是“电力市场”。这种观点对电力市场的认识过于简单化，只认为电力市场应还原电力的一般商品属性，没有看到电力市场机制还应适应电力的特殊物理属性，即电力系统运行的物理约束和客观规律。

　　电力的特殊物理属性主要有三方面：一是以光速传输，且目前大规模储能技术不成熟、不经济，即发输配用电瞬时完成，电力系统运行必须保证实时平衡，即电力的供应量和需求量实时平衡；二是电能在共用输配电网络中流动的路径由物理定律决定，而不是通过购售电合同来人为确定，因此，任何一个电力市场必须要有一个统一的交易管理平台，负责电力交易的电网安全校核和阻塞管理。

　　传统的电力系统安全经济调度是按照以下方式来实现的：每年初由政府电力管理部门制定年度发用电（量）计划和年分月发用电（量）计划；然后逐月由电力调度中心滚动修改月度发电（量）计划，并初步形成月分日发电（量）计划；到生产运行日的前一天，电力调度中心需要根据次日负荷预测曲线、电源和电网运行和检修状况、电网和电源的运行约束等，制定次日各发电机组的开停机计划（也称为机组组合或开机组合）和出力曲线、调频和备用以及无功电压调整等辅助服务安排，即所谓的日发电计划和辅助服务计划，电力供应紧张时，还要对用户侧制定有序供电计划；最后在生产运行日内，调度中心的调度员还要根据电网实时平衡和安全稳定运行的需要，对发电机组进行再调度，调整一些机组在部分时段的出力，甚至启停机。发电机组的自动发电控制系统（AGC）也会根据系统频率的偏差自动调整调频机组的出力，以保障系统的动态实时平衡。

　　由此可见，传统的电力调度中心就是这个系统运行的“总指挥部”,随时发出不同的调度指令来保证系统平衡。因此，电力系统作为人类历史上最大的一台“机器”，它的“运行”和“操作”是有特定的技术规则，要求这个系统的每一个主体都必须遵守。电力市场化改革必将会改变调度机构的运作方式，将传统电力调度中心的职责分为电力交易和电网安全调度两部分，从而使电能的发、用数量和价格可以像普通商品一样由购售双方协商决定，但正由于上述提到的电力商品的特殊物理属性，无论双边合同期限长短，都必须要求购售双方按约定曲线发、用电，保证发、用电功率的实时平衡。

　　需强调的是，由于确切的开机组合通常是提前24小时才确定，电网安全约束及其他特殊机组出力的约束也才能同时确定，因而，不论购售双方在日以上的时间段达成了什么样的合同（财务结算合同或实物交割合同），都必须在生产日前（日前市场）通过竞价，或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力（功率）曲线，并告知电力系统的运行者（电力交易中心、电力调度中心）。

　　同样，电能在当日的每个时间段都按照电力电量平衡的原则安排，由于影响电力系统运行的干扰因素始终存在，如气温的预报偏差对空调负荷影响、发用电设备意外停机、临时检修等，都出现在日前市场平衡的电力电量在生产运行日内失衡，市场环境下同样要调整这些，即实时平衡市场。不同负荷性质的用户即使在中长期市场上拿到同样的电价，由于受到实时平衡市场对发电和用电平衡的要求，负荷不稳定的用户最终平均购电价将高于同样交易电量但负荷稳定的用户。

　　由于电力运行的特性主要表现在电力的实时平衡、有功功率和频率的耦合、无功功率和电压的耦合。为保持电力实时平衡，市场主体中还需保留一部分旋转备用或可中断负荷；为保证频率和电压的稳定，需预留调频调压资源；同时为避免电力系统完全“停机”的风险，还要预留黑启动资源。这些都是市场主体需要承担的辅助服务义务，需要建立辅助服务市场，由发用电双方按照“谁受益，谁付费”原则进行辅助服务交易。

　　一旦出现输电和发电能力的不足，将影响社会稳定和国民经济发展，当发电容量充裕度低于一定水平时，就需要建立一个容量市场。同时，为规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险及确定大宗电量交易价格的问题，还需建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场。计划体制下，单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计，调度机构“闪转腾挪”的空间也很大，由于电量的平均分配，且5500小时未充分发挥机组设计能力，因而单个节点一般不会受到约束，也不存在大量不能完成的合同。但是，在市场条件下，机组间获得利用小时数差距会很大，潮流变化也相应较大，加之我国近年来风电、水电和供热机组的装机规模不断增大，很多地方还存在电网阻塞问题，中长期合同再以实物交割合同形式签订，易造成无法执行。应通过财务差价合同或期货等金融合同的方式，对大规模电量交易进行“保价”，以维持市场价格的长期稳定，因此，中长期交易标的往往是只进行财务结算的金融合同，而不是需要实物交割的电能，中长期合同电量价格应以现货价格作为参照价格。这是我国电力工业史上没有出现过的购售电合同种类。

　　电力市场体系中这六个市场并不是电力市场模式独有的，与现行的计划管理手段相比，都发挥相同的作用，只是机制不同。（详情见表）

　　三、当前推进电力市场建设存在的问题

　　电力市场建设目标有很多。首先应是形成市场化的定价机制。从电力市场建设的一般规律看，市场模式是发电侧和用户侧放开，电网中间环节加强管制。无论采用何种市场模式，都必须建立在电力系统平稳运行的基础上，形成满足电力实时平衡、安全约束和输电约束的市场价格，通过价格信号，引导市场主体的生产运行、电力投资（包括电源和电网）；此外，还能极大提升企业的生产管理水平。发电企业和用户为了达到电力系统平衡要求，减少因为发用电量的偏差，支付的高额电费和辅助服务费用或保险金，在生产安排、设备检修等方面，尽可能做到精细和准确，努力提高设备使用效率，降低能耗，减少成本支出。

　　中国当前的电力市场，仍然还存在不足和认识偏差。

　　（一）现有电力直接交易模式存在诸多难以克服的弊端。前文提到的电力实时平衡等特殊性和电力需求以及可再生能源发电能力的不确定性，只有到了日前和日内才能将电力供需状况、电力输送和分配受到的约束条件全部看清，此时市场产生的现货价格才是电力的真实价格，这正是我们长期忽视的电力时间价值和空间价值。

　　当前开展的大用户直接交易、跨省区交易都是通过计划调度来执的，实际用电曲线和发电曲线与交易不太相关。受到电力实时平衡、安全约束和输电约束等因素限制，发电主体合同电量执行和实际用电量会存在一定偏差，交易电量规模小时，在发电主体整体利用小时相当的背景下，可以通过调整发电主体计划电量、优先执行交易电量结算等方式，促成交易的执行。当交易规模不断扩大、计划电量不断缩小时，发电主体交易电量会出现大量偏差，造成部分机组超交易合同电量执行，同时另外一部分机组交易合同不能完成。加上我国电网断面约束问题较为突出，同一省内存在多个输电断面，同时供热、保障新能源发电优先上网、资源综合利用机组运行特殊要求多的特点。电力用户和发电主体都无法提前确定交易合同到了日前和日内时能否执行、能否交割，交易机构也无法应对因计划电量调整而带来的大量工作，通过调整计划电量消化偏差的能力将逐渐降低直至消失，完全放开发用电计划的目标也不可能实现。

　　（二）人们对电力市场的误解。一是认为建立电力市场会降低居民电价。市场化改革首先是批发市场改革，只有一定功率和用电量之上的用户参与市场才能够体现规模效应，例如新加坡计划2015 年7月放开的低电压用户，每月平均用电量要超过两千度。用电量规模小的用户不如由稳定的供应商提供目录电价。中国目前的电价体制存在交叉补贴，开展市场交易，电力价格回归正常，短期内由于供过于求，大用户的电价可能有所下降，但交叉补贴恐怕暂时无法消除。二是电价高低一定和购电量多少相关。这个结论不一定正确，决定电力价格的是负荷性质和电量，因为电力的特点是实时平衡，大量存储极不经济，只有用电量大而且用电平稳的用户，电价最便宜。用电量小，用电又不平稳的用户，电价最高。同样的用电量，用电非常不稳定的用户比起用电稳定的用户（如用电曲线像一条直线），电价高出两三倍也不奇怪。三是只有好的电力用户和发电企业才能进入市场。市场机制和计划机制都是电力系统运行的技术经济准则，两种机制下，不存在好用户或差用户，也不存在好发电厂或差发电厂。市场只有合法、平等的主体，人为设置市场准入门槛，即使是希望排除落后产业参与或保护优势产业，也属于市场歧视，不公平对待市场主体。随着市场机制的逐步完善，交易规模的扩大，全部的用户和全部的发电厂都会逐步进入市场，按照市场规则开展竞争，在市场环境中成长或淘汰。

　　（三）电力行业缺乏合格的市场主体。长期以来的行政管制，电力行业已经形成了“企业为国家办电，国家管控企业经营，消费者为企业买单”的状态。国企经营主要取决于国家政策，难以很快适应市场机制。更适应市场的非国企由于势单力薄，与国企之间难以形成竞争。

　　（四）潜在的市场化受益者尚未形成足够的力量。扣除通货膨胀因素，2014之前市场经济发达的国家实现了电价的稳定或略上涨，同期的煤炭石油均有两倍左右上涨，相对二次能源，电价基本不变可以说相对下降。这主要因为发达国家普遍在电力管制时代采用报酬率定价法，该方法有一个清晰的计算基础，几乎把所有的费用都考虑计价成本中，使得电价偏高，电力市场化制改革提高了资源优化配置的水平，降低了无效率和监督成本，电价出现了一定程度的下降。大多数发展中国家电价均有上涨，主要因为发展中国家普遍认为电价保持较低水平对社会经济发展有好处，在电力管制时代人为压低电价，开展市场化改革后，扭曲的电价得以矫正，形成正常的电价水平和电价结构。同时，发展中国家电力处于蓬勃发展期，需要更高的电价吸引电力投资者，实现电力与经济同步发展。

　　四、如何推进中国的电力市场

　　从世界各国电力市场建设沿革来看，基本上是在完成日前市场、实时平衡市场、辅助服务市场、中长期合约市场建设后，考虑建设容量市场和金融市场。

　　我国正处在电力市场体系建设的初级阶段，现有的发用电计划可以逐步转换成为市场主体自主协商的中长期合同。中长期合同有财务差价合同（与实际发用电无关）和实物合同（发用电要平衡）两种。显然，无论中长期合同采用哪种形式，都必须尽早开展日前市场、实时平衡市场、辅助服务市场的试点建设，并在取得经验后推广。市场建设初期，也可以简化，实时平衡市场可以与辅助服务市场合并，将实时平衡视为一种辅助服务。起步阶段需要着重在以下方面开展工作：

　　一是逐步改变日计划制定方式。日前市场的关键在于允许发用电双方自行制定次日的生产计划曲线。由于体改方案中设置了相对独立的交易机构，因此可将过去由调度机构制定日计划改变为交易机构负责，同时规定发用电双方在保证系统安全的情况下于日前提交次日生产计划。此外，也可由交易机构组织发用双方采用全电量报价的方式形成。

　　二是建立发用双方报价的市场化实时平衡机制。在发用双方提供了次日生产计划后，发用双方在日内可自愿地对每一时段的电力电量或偏差电量（日生产计划以外）进行报价，形成可以反映实时平衡的市场电价，

　　三是着手建立辅助服务市场。在现有辅助服务补偿机制基础上，可建立以实时市场价格为参考信号的调频和备用服务市场，将用户、零售商、发电厂作为市场主体，用户（零售商）和消耗辅助服务的发电厂作为分摊辅助服务费用的主体，提供辅助服务的用户、零售商和发电厂通过竞价确定辅助服务承担者

　　四是确定区域为市场交易范围。目前国内超20个省，存在一家发电公司装机容量占全省总装机容量的比例超过20%，有些省甚至达到50%以上，发电企业通过操纵市场价格影响了市场公平。其次，我国可再生能源发电规模大、集中在能源送出省，市场范围大，资源优化配置的效果相对更好。现货市场运行效果与交流强联系电网覆盖范围密切相关，目前，我国区域电网是典型交流强联系电网，是开展现货市场试点最好的资源条件。三是对跨区交易，可以通过在任意一方的区域平台上注册开展交易，实现跨区电力余缺调剂和资源优化配置的作用。

　　五是关于公益性和调节性发用电计划的执行。从目前电改方案看，市场交易电量和公益性调节性发用电计划将在一段时间内并存，但是现货市场的调度执行不能采用双轨制，否则受安全约束和输电约束影响，会引发电量偏差是由市场承担还是由计划承担的问题。为了保证居民、社会公益组织的电力供应，公益性、调节性发用电计划应当改造成中长期交易中的财务结算合同，既保证了不参与市场交易主体的经济利益，也满足双轨制背景下，现货市场统一出清、统一运行的要求。

　　六是提前做好涉及市场建设的技术规范、规程。虽然国外成熟市场已有详细的解决方案，技术解决方案难度不大，但涉及需要解决的问题和技术细节繁多，工作量很大。

　　电力市场体系建设不可能一蹴而就，需要分阶段进行。东欧国家在电力市场化改革前，电力体制、电力运行机制与我国非常相似，经过循序渐进的改革，已由计划体制转向遵循市场规律发展的道路，匈牙利从2003年实现部分用户开放，2008年实现全部用户开放，用了5年时间，每一个阶段都从法律法规和技术方面为下一个阶段做好充足准备。

　　中国的电力市场建设同样需要分阶段稳步推进。包括选好试点地区组建区域交易机构，并同时开展现货市场试点，拟定现货市场（含辅助服务市场）框架设计方案、交易规则等。完成技术支持系统建设。核定独立输配电价和各类可再生能源的度电定额补贴标准。确定发用电计划缩减比例。开展模拟运行和试运行。通过集中竞价开展次日或更短时间的电能和辅助服务交易，以及为了保持电力供需即时平衡，满足规避输电阻塞风险的需要，修订完善有关规则、规范，开展输电阻塞管理。总结试点经验，丰富交易品种，完善交易机制，扩大试点范围。探索推进容量市场、金融衍生品市场。逐步取消所有发用电计划，基本实现由市场方式配置全部电力资源。力争在2-3年内实现现货市场试点运行，用10年时间，建成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。