“局内人”说：推进我国电力市场建设的思考

2002年，以“厂网分离”为标志的电力体制改革实施以来，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，虽然取得了一些宝贵经验，但在推进过程中也遇到很多困难，其中障碍就是无法摆脱行政计划管制，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，三个制度互相依托，形成完整的闭环运行。这种体制优点很突出，可以有效地调控行业发展速度。如2005～2014年期间，全国每年新建发电装机平均大约在1亿千瓦左右，有力保障了电力供应，促进电力工业发展和国民经济发展。这样的机制同样也存在明显的弊端。

首先，从近20年的实践来看，电力需求增长不确定性较大，难以准确预测，国家集中决策审批的方式难以适应这样的变化。其次，项目核准制剥夺了电力企业分散决策权和部分自主经营权，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参与市场竞争的积极性。价格不能够波动，电量不能够自主营销确定，电力项目不能够自主决策，推进电力市场建设自然举步艰难。

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号文) “三放开”内容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。

一、如何建立合理的电力市场

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。通常，电力市场分为批发市场和零售市场。

批发市场

批发市场是指在无歧视开放输电网和配电网的基础上，发电企业与大用户、售电商开展直接交易和现货交易以及期货等电力衍生品交易的市场，配电商仍在其专营区内经营售电业务和垄断经营配电业务，其主要特点是电能交易量大。

零售市场

零售市场是指在批发市场的基础上，进一步放开配电服务，允许电力零售商进入市场，中小电力用户有权自主选择供电商的售电侧市场形态，其特点是购电主体的用电量小，电压等级低。

两个市场的关系

批发市场和零售市场，两者紧密相关，零售商在批发市场里买电，又在零售市场里卖电。应该说没有市场化的批发市场，难以形成有效竞争的零售市场。两者区别同样明显，批发市场通常以现货市场为标志，现货市场采用统一平台方式进行集中交易，而零售市场通常不需要统一平台和集中交易。

由于电力批发市场需要有集中交易的平台以保障电力系统的实时电力平衡和安全稳定运行，而且市场集中度较高，需要系统的设计和严格的监管，备受关注。因此，俗称的“电力市场”，一般指电力的批发市场。从目前世界各国开展的电力市场建设情况看，只有批发市场开动起来，才能推动零售市场的正常运行。

二、电力的特殊属性与电力市场

有观点认为，由政府牵头搭建一个市场平台，让发电企业和电力用户进行自由协商或集中竞价，达成协议后签订购售电合同，同时与电网企业签订输电服务合同，由电网企业负责输送电力并收取过网费，政府负责审定过网费和监管市场秩序，这就是“电力市场”。这种观点过于简单，只认识到电力市场应该还原电力的一般商品属性，而忽略了电力市场机制还要适应电力的特殊物理属性。

电力的特殊物理属性

电力的特殊物理属性主要有以下几个方面：一是以光速传输，且目前大规模电能存储技术不成熟、不具经济性，即发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而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时刻保持平衡;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。

传统电力系统安全经济调度按照以下方式实现：首先是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。

其次，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。在电力供应紧张时，还要对用户侧制定有序供电计划。

zui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水平，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水平，以保障系统的动态实时平衡。

传统的电力调度模式

传统的电力调度中心就是电力系统运行的“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区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;但由于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。

三、电力市场体系的六个市场

日前市场

需要强调的是，由于确切的开机组合通常是提前24小时才能确定，相应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下来，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)。

实时平衡市场

电能在当日的每个时间段都按照电力电量平衡的原则进行安排，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，都会造成在日前市场已经形成的电力电量平衡，在生产运行日内还会出现不平衡问题，市场环境下同样要为这些随时出现的临时不平衡进行调整，这就是实时平衡市场。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，负荷不稳定的用户平均购电价将高于同样交易电量但负荷稳定的用户。

辅助服务市场

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，市场主体中还需要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，需要预留调频调压资源;同时为避免电力系统这台“大机器”本身可能会“停机”的风险，还必须预留重新启动这台机器所需要的黑启动资源。这些都是市场主体需要承担的辅助服务义务，这些义务同样需要建立辅助服务市场，由发电和用电双方，按照“谁受益，谁付费”原则，进行辅助服务交易。

容量市场

随着国民经济发展，“用能电力化”是普遍的趋势。一旦出现输电能力和发电能力的不足，将对社会稳定和国民经济发展造成困难，如何保证在电力市场环境下确保发电能力和输电能力满足社会经济发展需要，当发电容量充裕度低于一定水平时，这就需要建立一个容量市场。

中长期电力交易市场及电力金融衍生品市场

为规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险以及确定大宗电量交易价格的问题，还需要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发电利用小时数5500小时设计的，调度机构“闪转腾挪”的空间也很大，由于电量的平均分配，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。应当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”，用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。

四、推进电力市场建设存在的问题

推进电力市场建设，目标有很多。首先应该是改革价格机制，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。发电企业和电力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。但是，对于中国当前的电力市场，还存在不足和认识偏差。

现有电力直接交易模式存在诸多难以克服的弊端

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行的，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的偏差，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，放开发用电计划的目标也不可能实现。

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市场竞争的规模效应。例如新加坡，在2015 年7月放开的低电压用户，每月平均用电量也要超过2千千瓦时。用电量规模小的用户，参与市场不经济，还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，工业等大用户电价补贴农业、居民用电价格。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，电价便宜。用电量小，用电又不平稳的用户，电价高。同样的用电量，用电很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2～3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者差发电厂。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。