李有亮, 王正风, 梁 肖, 吴 旭, 王 波, 刘 航

(国网安徽省电力有限公司, 安徽 合肥 230061)

0 引言

自2015年国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)(以下简称中发9号文)以来，我国电力市场化改革已进入以现货市场为代表的“深水区”，改革进程正加速推进。电力现货市场是现代电力市场体系的核心部分，是通过建立竞争机制，形成满足电网安全约束的调度计划，实现电力资源的优化配置，并产生分时价格信号，体现电能的时间和空间价值，反映电力短期供需关系[1]。

电力调度机构是电网运行的指挥中心，主要负责电力电量平衡、检修计划管理、电网安全校核、电网运行操作和事故处理等,承担保障电网安全稳定运行的重任。电力现货市场建设后，电力调度机构还要负责电力现货市场交易组织、运营分析等。电力现货市场的运营与电网安全稳定运行密不可分，既要发挥市场对资源优化配置的决定性作用，还要充分考虑电网物理运行条件[2,3]。

电力现货市场的建设改变了电力发、输、配、用等各个环节，对发电生产、调度计划、营销计量、电价机制、用户用电行为、电力系统规划投资等方面都将产生一定的影响。本文首先介绍了电力现货市场建设的背景，然后分析了电力现货市场的市场模式、价格机制、市场衔接等关键问题，最后针对电力现货市场建设对电力平衡、发电计划、检修计划、安全校核等电网调度运行业务带来的影响进行了分析，供电力调度机构相关人员参考。

1 电力现货市场建设的背景

2015年3月，国务院印发中发9号文，要求加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。我国新一轮电力体制改革由此启动。

为贯彻落实中发9号文有关要求，推动电力供应使用模式转变，2015年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)，要求具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

为加快建设完善电力市场体系，2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)，明确在南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区开展第一批电力现货试点，要求建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制，实现调度运行和市场交易有机衔接。

2018年8月31日，南方(以广东起步)电力现货市场在全国率先启动试运行。

2019年6月26日，随着蒙西电力现货市场启动模拟试运行，第一批试点单位全部进入试运行或模拟试运行阶段，并不断推进结算试运行工作，积极开展长周期不间断试运行[4]。

2019年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(发改办能源规〔2019〕828号)，要求坚持市场主导、坚持因地制宜、坚持统筹有序、坚持安全可靠，合理设计市场建设方案，统筹协调市场衔接机制，建立健全市场运营机制，强化提升运营能力，规范建设市场运营平台，建立完善的市场配套机制，做好电力现货市场建设组织实施。

2020年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改〔2020〕234号)，明确交易机构主要负责组织中长期市场交易，提供结算依据和服务，配合调度机构组织现货交易；要求调度机构严格按照交易规则开展包括日前、日内、实时电量交易及辅助服务在内的现货交易出清和执行。

2020年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》(发改办能源规〔2020〕245号)，要求售电企业及直接参加电力现货交易的电力用户应与发电企业在合同中约定分时结算规则，电力现货市场结算不得设置不平衡资金池。

2020年11月，国家能源局印发《电力现货市场信息披露办法(暂行)》(国能发监管〔2020〕56号)，规范电力现货市场信息披露工作，加强信息披露管理，要求电力交易机构总体负责电力现货市场信息披露的实施。

2021年4月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办体改〔2021〕339号)，选择安徽、辽宁、上海、江苏、河南、湖北等6个地区作为第二批电力现货市场试点。文件要求第二批试点地区按照用户侧参与现货市场结算设计方案；现货市场运行期间明确由电能量市场代替调峰市场，按照“谁收益、谁承担”的原则，逐步推动辅助服务费用向用户侧疏导；符合市场化条件的跨省跨区送电量，存量按照每年不少于20%的比例放开，增量积极推进放开；稳妥有序推动新能源参与市场，市场化交易部分不计入全生命周期保障收购小时数；探索建立市场化的容量成本回收机制；建立合理的费用疏导机制，加强信息披露。

2021年10月11日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业用户都进入市场，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。10月23日，国家发展改革委印发《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809号)，要求现货市场运行的地方，电网企业代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务，作为价格接受者参与现货市场出清。

2021年11月24日，中央全面深化改革委员会第22次会议对我国电力市场建设发展提出明确要求，“要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省(区、市)、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需”，“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易”。

2022年2月21日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2022〕129号)，要求全面推进电力现货市场建设，形成有效市场价差，反映电能供需关系，做到电价能升能降；要求第一批试点地区原则上2022年开展长周期结算试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动试运行，其他地区尽快开展现货市场建设工作；要求加快推进用户侧全面参与现货市场交易，加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场，有序推动新能源参与市场交易。

截止目前，第一批八个试点地区已完成了市场的初步建设，并均按照政府要求，开展了月度以上的长周期结算试运行；第二批试点单位在政府组织下，不断完善市场运营规则，持续推动市场技术支持系统建设，江苏、安徽已于2022年3月份开展模拟试运行，其他单位也在加快推进。

2 电力现货市场建设的关键问题

2.1 市场模式

电力现货市场的模式主要分为集中式和分散式两种。

集中式市场以中长期差价合约管理市场价格波动风险，现货交易中发用双方全电量集中竞价，由市场运营机构统一出清。集中式的本质是基于安全约束条件确定调度计划，是一种与电网运行联系紧密，将各类交易统一优化的市场模式。集中式市场中，中长期交易合同不强制物理执行，不会对电网安全运行造成额外限制，市场资源配置效率更高，但规则较为复杂[5]。

分散式市场以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行商定运行日发用电曲线，偏差部分通过日前、实时平衡交易进行调节。分散式的本质是发用双方根据所签订的双边交易合同进行自调度、自安排，电力调度机构保证交易合同的物理执行，并负责电力平衡。分散式市场的流动性更好，市场规则相对简单，但要求中长期合同物理执行，对电源结构和市场主体的成熟度要求非常高[5]。

国家发展改革委关于电力现货市场的模式选择也给出了指导意见(发改办能源规〔2019〕828号文)，对于电网阻塞断面较多、阻塞较为频繁的地区，宜选择集中式市场模式；对于电网阻塞断面少、阻塞较轻且发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式市场模式。我国电力现货市场试点单位大部分选择了集中式市场，主要是考虑到本地区电源结构、电网特性、电力供需等实际情况。

2.2 价格机制

电力现货市场的电能量定价机制主要是PAB(Pay as Bid)机制、系统边际电价机制、分区边际电价机制、节点边际电价机制等[5]。

PAB机制即按照市场成员报价结算机制，在分散式市场及辅助服务市场中较为常见。这种模式下，市场成员的报价反应的是对市场价格的预计，而非边际成本。

系统边际电价是全系统新增加单位负荷需求时，系统以最经济的手段满足该负荷需求所增加的边际成本。系统边际电价反应的是全网整体供需情况，市场主体容易理解，但这种方式没有考虑电网阻塞对局部供需关系的影响，在阻塞较严重的情况下往往会导致整个市场的价格严重偏离合理区间。

分区边际电价是按阻塞断面将市场分成几个不同的分区(价区)，分别根据分区内的机组和负荷的报价，计算得到各分区的边际价格。这种定价方式适用于电网输电阻塞断面较为固定、清晰的市场，而对于运行方式多变、阻塞断面经常变化的电网，市场设计时比较繁琐。

节点边际电价是指在满足当前电网安全约束条件的情况下，在系统中某一节点增加单位负荷需求时系统运行所需增加的边际成本，能反映出电能、网损、阻塞三部分价值。节点电价机制是目前比较成熟的考虑安全约束的价格机制，但节点电价计算比较复杂，不易于市场主体理解。另外，同一地区的不同节点电价可能会产生一定的差异，市场主体可能难以接受。

国家发展改革委要求各地区根据电网结构和阻塞情况选择市场价格机制，广东、浙江等省初期采用节点边际电价机制，四川、福建等省初期采用系统边际电价机制，甘肃在用户侧采用分区边际电价机制，各地区均根据市场试运行情况逐步完善电价机制。

另外，为避免电力现货市场价格大幅波动，降低市场运营风险，各试点地区均对市场主体申报价格和市场出清价格均采取了限价措施。其中，山东、浙江等省份将市场出清价格下限设为负值，山东在结算试运行过程中，实际也出现了负电价，负电价是多种因素(如新能源大发、用电负荷较低、电网调节能力不足等)共同作用产生的结果，表明市场短时供大于求或者存在严重电网阻塞。

2.3 与中长期市场的衔接

电力现货市场建设后，市场成员主要通过电力中长期交易规避现货市场价格波动风险，中长期市场交易包括双边协商交易、集中竞争交易、挂牌交易等。在我国大部分地区选择的集中式市场中，现货市场采用全电量优化出清，中长期交易合同签订的电量必须分解成电力曲线，通过差价合约进行偏差结算。我国电力中长期市场交易已开展多年，但很多地区的中长期交易合同没有约定交割曲线和交割点等信息，也缺乏可充分体现各方意愿与市场运行需求的中长期交易曲线分解方法，这就给中长期市场与现货市场的衔接带来问题[1]。

目前，各现货试点地区在市场规则体系中对中长期曲线分解都作了相应的规定。整体来看，对于双边协商交易、挂牌交易等，一般采用市场主体自主约定或者自主申报等自定义曲线方式；对于集中竞价交易，一般采用按典型曲线分解的方式，典型曲线由市场运营机构根据系统负荷特性制定并发布，包括工作日、周末、节假日等类型。

电力现货市场中，市场主体的中长期交易合同分解曲线与日前市场出清曲线的偏差按日前市场价格结算，中长期合同曲线分解对合同双方的经营影响较大。对于未约定曲线的中长期市场交易合同，若由市场运营机构进行曲线分解，其公平性和合理性容易受到质疑。对此，国家发展改革委相关文件(发改运行〔2020〕1784号文、发改办能源规〔2020〕245号文)也给出了指导意见，一方面鼓励市场主体通过协商，分时段约定电量电价，随着市场机制不断完善逐步细化时段划分；另一方面要求用户应与发电企业在合同中约定分时结算规则，包括但不限于固定价格、分时电价或详细分时结算曲线等。

3 电力现货市场对电网调度运行的影响分析

3.1 电力平衡

为保证系统频率在允许范围内，电力系统运行要求发电电力和用电电力实时平衡。为满足电网安全稳定标准，保障电力可靠供应，系统运行中还必须留取一定的备用容量，一方面应对系统负荷的随机性和新能源发电的不确定性，另一方面还要考虑发电机组故障跳闸、直流输电线路闭锁等故障对电力平衡的影响。

传统模式下，电力调度机构在编制发电计划时按照系统负荷的一定比例(如3%～5%)，或者按系统中最大的单机容量来预留备用容量，在兼顾新能源发电消纳和电力可靠供应的前提下，尽可能提升发电效率和系统经济性。目前，各地一般按照“两个细则”的要求进行备用容量管理，计算补偿费用，在发电侧按照上网电量比例进行分摊。

完整的电力现货市场体系中，包括完善的辅助服务市场，其中备用市场是保障系统电力平衡的重要机制，主要确保系统短期容量的充裕性。备用市场建设后，市场主体根据提供备用辅助服务的容量成本和机会成本等因素进行报价，市场运营机构根据电能量和备用服务总成本最小进行出清，确定备用容量的分配，按照出清结果调用机组的备用辅助服务。市场主体根据自身的生产经营情况，在电能量、调频、备用等市场交易品种中拥有更多的自主选择权，备用容量不再是由电力调度机构强制分配下去。同时，市场主体对电力平衡过程中备用容量设置的科学性、合理性也将提出更高要求[6]。

3.2 发电计划

传统的发电计划编制是由电力调度机构根据国家政策、政府间框架协议、省间购售电计划等中长期计划，结合电网负荷预测、新能源发电预测、发电机组检修安排、输变电设备检修安排、电网安全约束等因素，综合考虑各发电企业年度基数电量完成进度和中长期市场交易合约完成情况，合理安排发电机组启停机计划和发电出力曲线[7]。此模式下，电力调度机构需确保发电企业发电量满足相应要求，例如年度基数电量完成率满足政府三公调度的要求、中长期市场合约电量完成情况满足中长期市场交易规则的要求。对于机组出力，电力调度机构可以根据电网运行需要进行曲线调整，有较高的灵活度，由于电价是固定不变的，出力曲线调整对发电企业的经营影响很小[8]。

电力现货市场环境下，传统的发电计划编制机制将被打破，发电机组的启停机计划和发电出力曲线将通过市场竞价优化出清形成。电力调度机构基于市场主体报价信息和电网负荷预测、新能源发电预测、联络线送受电计划、电网安全约束等边界条件，经安全约束机组组合、安全约束经济调度程序，以发电成本最低为目标，出清得到机组启停机计划、机组出力计划曲线和节点电价曲线[9]。此模式下，发电企业在一定程度上可以通过报价策略调整来影响自身的启停机计划和出力计划。由于各个时段的电价是变化的，电量分解、市场出清、实时调度等各个环节都与市场主体的利益密切相关，机组的出力曲线直接关系到发电企业的经营。

3.3 检修计划

计划检修是指列入年度、月度计划的系统发输变电设备、继电保护装置、安全自动装置、通信装置、自动化设施的定期检修、维护、试验、改扩建等工作。电力调度机构根据分月电力电量平衡情况，考虑各电压等级设备协调配合及一、二次设备停电配合，充分发挥电网设备运行能力，尽量避免同一回路、同一设备重复停电，减少检修对用电的影响。年度停电计划是计划检修工作的基础，月度停电计划在年度计划的基础上编制，检修工作票的批复在月度停电计划的基础上安排。

在传统模式下，发电机组检修计划由发电企业提出申请，电力调度机构根据电网输变电设备检修情况和电力电量平衡情况，与发电企业协商，可对机组检修计划进行优化调整，因此发输变电设备检修计划是统筹考虑多种因素后制定的。由于发电企业通过政府下达的基数电量和签订中长期市场合约已经基本确定了全年电量任务，且电价不受电网运行方式的影响，输变电设备检修计划的制定和调整对发电企业的经济利益影响不大。

现货市场环境下，发电企业需进行差价合约结算，且电价是随电力供需关系变化而时刻变化的，因此，发电企业将更倾向于在市场价格较高的时段多发电、在市场价格较低的时段进行机组检修，发电机组的检修计划可能难以与输变电设备检修计划相配合，各个发电企业之间的机组检修计划可能存在冲突。此外，如出现输变电设备检修计划延期、改期等情况，导致在高电价时段发电机组出力临时受限或者在低电价时段需要发电机组临时增加出力等，将对发电企业的经营产生一定的影响。电力现货市场建设后，发电企业对电网公司检修计划制定及执行的公平性、合理性、及时性、透明度等要求更高。

3.4 电网安全校核

为满足电网安全稳定标准，电力调度机构要进行稳定限额计算，即计算N-1故障下的电力系统暂态稳定、动态稳定以及热稳定等，按各种稳定计算结果的最小值作为稳定限额，指导电网调度生产运行。

安全校核对电网保持安全稳定运行和电力可靠供应有至关重要的作用。目前，国内的电网安全校核主要在日前运行方式安排阶段开展，电力调度机构通过整合日前负荷预测数据、输变电设备检修计划、机组发电计划、联络线功率交换计划等数据，形成次日96点的电网拓扑和潮流数据文件，进行电网安全稳定计算。针对输变电设备和稳定断面潮流越限的情况，结合灵敏度分析的结果，采取机组出力调整、运行方式调整等措施，消除次日电网运行中的安全隐患。实时运行中，考虑到负荷的波动性、新能源发电的不确定性等因素，电力调度机构在进行潮流控制时可以对稳定断面限额预留一定的安全裕度，这种情况虽然可能对机组出力造成一定的影响，但由于机组发电量是以月度、年度为完成目标的，且上网电价固定不变，因此对发电企业的经营影响不大[7-11]。

电力现货市场建设后，市场主体根据自身情况报价参与市场交易，市场固化了电力系统的调节资源，电网运行面临的不确定因素增加，潮流更加复杂多变。市场出清得到的发电出力和节点电价均与安全校核密切相关，电网安全校核结果对市场主体经济利益影响较大。随着电力现货市场建设的推进，交易的逐利性和最优性将可能导致电网运行安全边界被不断压缩，市场主体对电力调度机构稳定限额计算的准确度、安全校核的透明度、稳定控制的公平性等要求逐渐提高。

4 电力现货市场建设的相关建议

各省的能源结构、电力供需特点、电网运行特性、调度业务管理模式各不相同，在现货市场建设中应充分考虑本省的实际情况，结合国家政策要求，提出适合本省现状、适应未来发展的市场建设模式和市场运营规则。从电网调度运行角度来说，有以下几方面建议。

在电力平衡方面，电力调度机构在现货市场运营中要继续严格按规定留取旋转备用容量，确保满足电力系统运行需要，必要时可适当增加电力平衡裕度并及时披露相关信息。要注重省内现货市场与省间现货市场、区域辅助服务市场的衔接，充分发挥省外市场对省内电力供应和新能源发电消纳的支撑能力。要按政府要求有序推进新能源进入市场，研究现货电能量市场与调峰辅助服务市场的融合。要分析现货市场价差对电力平衡的影响，积极探索建立容量补偿机制和备用市场，提升省内发电保障能力。

在发电计划方面，现货市场运营后，原则上机组的发电计划由市场出清完成，出清结果体现系统运行的经济性和安全性，电力调度机构要建立完善的市场规则，明确对机组出力受限、机组试验、必开机组等情况的出清原则和定价原则，根据市场试运行情况滚动完善规则。发电企业要结合发电成本、市场合约等情况研究竞价策略，打破传统思维理念，从注重发电量向注重综合效益转变。

在检修计划方面，电力调度机构要按规定披露电网运行方式、主要通道示意图、关键断面输电能力、电网设备检修计划、新设备投产计划等信息，供市场主体决策参考，若发生重大变化需及时更新发布。发电企业要根据对未来一次能源供应形势、电力供需形势的判断，结合电力调度机构披露的信息，申报检修计划，尽可能减小机组检修对发电企业经营的影响。

在安全校核方面，电力调度机构要做好稳定断面限额、断面对机组的灵敏度等关键数据维护，合理设置市场出清运行参数、约束松弛惩罚因子等，并及时向市场主体发布相关信息。市场出清必须通过安全校核，确保电网安全稳定运行。

5 结语

深化电力体制改革是党中央国务院的重大决策，加快构建有效竞争的市场体系是中发9号文的明确要求。电力现货市场是现代电力市场体系的核心部分，是通过市场竞争实现电力资源优化配置、发现电力商品价格的关键环节。电力调度机构应充分认识电力现货市场建设带来的机遇与挑战，结合实际情况评估分析市场推进对电网运行业务、调度管理模式的影响，在市场建设工作中要迎难而上、积极担当、主动作为，加强与政府部门的沟通汇报，加快市场运营管理人才的培养，逐步完善市场规则和管理制度，全力保障电网安全稳定运行和市场规范有序运营。