深度文章 | 中国电力市场建设路径及市场运行关键问题

2 中国电力市场运行的关键问题分析

考虑到中国计划与市场长期并存、资源大范 围配置需求突出、新能源迅速发展等国情，结合 现货市场试运行中暴露出的中长期与现货市场衔 接不畅、价格机制未理顺、不平衡资金等问题， 电力市场建设需要进一步围绕市场空间（计划与 市场）、市场层级（省间与省内）、交易时序 （中长期与现货）、市场主体（新能源）、交易 品种（辅助服务、容量机制）、价格机制等问题 进行重点设计。 

2.1 优先发用电计划与市场衔接 

中国正在逐步放开发用电计划，推动电力资 源配置方式由计划向市场转变。根据有序放开发 用电计划和优发优购相关政策进行测算，目前 全国优先购电占用电比例接近 34%，优先发电在 发电侧占比约为 66%（见图 3），且由于经济发 展结构、电源结构不同，各省优先购电、优先发 电的比重差别均存在较大差异。 

发用电计划放开在发电、用电侧的不平衡， 带来了市场空间不匹配、市场主体利益协调等问 题，需要妥善设计相关机制，做好计划放开与市场交易、输配电价等的衔接。具体建议如下。

（1）加快推动用电侧放开。按照国家发改委 《关于全面放开经营性用户发用电计划的通知》要求，有序放开经营性电力用户参与市场交易， 其他用户（包括优先购电用户）执行目录电价。 

（2）按照“保量保价”“保量竞价”等方式 推动优先发电，做好与优先购电和市场交易的衔 接。分省来看，由于优发电量普遍大于优购电 量，建议按照优先购电规模匹配优先发电并执行 “保量保价”政策。各省政府根据优先购电规模 和本地电源结构，确定“保量保价”优先发电计 划并下达，“保量保价”优先发电在电力市场中 视为厂网间双边合同；富余优发部分，通过中长 期交易按市场化方式实现优先发电（见图 4）。 如优先发电不满足优先购电，由本省常规电源按 等比例保障原则补充（见图 5）。 

（3）实现不平衡资金合理分摊和疏导。不平 衡资金的构成主要包括系统运行费用、阻塞管理 费用及非市场用户保底供电产生的不平衡费用 等。现阶段不平衡资金的产生主要是由于在计划 与市场并行方式下，优先发电与优先购电放开比 例不对等。近期，国家发改委、能源局在《关于 做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通 知》中明确“不得设置不平衡资金池，各项结 算科目均需独立记录，分类明确疏导”。为确保 电力市场的有序推进，需要加快构建合理的不平衡资金疏导机制，建议将由优发优购匹配产生的 不平衡资金纳入电价调整机制；由市场运行产生 的不平衡资金，按照公平公开原则，在市场建设 方案中明确分摊机制。 

（4）加快出台解决电价交叉补贴的相关政策。 中国电价交叉补贴范围广、标准高、金额大， 2018 年已超过 2 700 亿元。随着经营性发用电计 划全面放开，电价交叉补贴的来源不断减少。综 合考虑保障民生、普遍服务和社会稳定等影响， 现阶段尚不具备完全取消电价交叉补贴的条件， 可分阶段采取措施妥善处理。一方面，优先安排 低价电和省外来电等优先发电规模，用于稳定交 叉补贴来源；另一方面，明确各类用户所承担的 交叉补贴责任，单列电价交叉补贴标准，由“暗 补”变为“明补”。同时，建立政策性交叉补贴 定期清算机制，按年或按监管周期进行清算。 

2.2 省间与省内市场衔接 

中国经济社会发展以省为主体，电力工业长 期以来形成了以省为基础的电力供应格局，能源 电力发展规划、经济运行和安全生产等均按省实施管理。同时，中国能源资源与负荷分布不均衡 的国情以及发展可再生能源的要求，客观上决定 了全国统一电力市场体系应以省间、省内市场 “两级运作”起步，省间与省内市场需要在交易 时序、偏差处理、安全校核及阻塞管理等方面做 好统筹衔接，如图 6 所示。

（1）在功能定位方面，省间市场定位于保 障国家能源战略实施，实现大范围资源优化配 置，促进可再生能源消纳。省内市场主要保障省 内资源优化配置、电力电量供需平衡和安全供电 秩序。 

（2）在交易时序方面，中长期层面的省间交 易先于省内交易开展。现货交易中，首先在省内 形成预平衡，再开展省间日前现货。省间中长期 交易物理执行，省间交易结果作为省内交易的边界。 

（3）在偏差处理方面，实际运行与合同约定 产生的偏差，根据成因和影响范围，分别按照省 间、省内市场规则处理。 

（4）在阻塞管理与安全校核方面，按照统一 调度、分级管理的原则，国调（及各分调）、省 调按调管范围负责输电线路的阻塞管理与安全校核。

2.3 中长期与现货衔接 

随着现货试点的开展，中国已形成以中长期 交易为主、现货交易为补充的市场格局。现货市 场开展后，需要加强中长期市场和现货市场有机 协调，确保市场平稳起步、规范简洁。中长期交 易与现货交易的衔接问题，主要涉及中长期合同 在现货市场中的交割方式和中长期交易曲线的确 定方式 2 个关键问题。 

2.3.1中长期合同的交割方式 

结合国外电力市场经验，中长期交易在现货 市场的交割方式主要包括物理交割（典型国家如 英国、北欧等）和金融交割（典型国家如美国、 澳大利亚等）2 种方式。 

（1）物理交割模式以中长期实物合同为基础。 市场主体根据自身意愿通过双边协商或集中交易 达成中长期交易合同，并约定交割电力曲线，调 度机构据此安排调度计划，执行交易结果。偏差 电量通过日前、日内滚动调节至实时平衡。这种 模式适用于灵活性调节电源占比较高、电网阻塞 较少、发用电市场发育成熟的省份。 

（2）金融交割模式一般以中长期差价合同管 理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价、 统一优化。市场主体通过双边协商和集中竞价等 方式签订中长期交易合同，一般不需要安全校 核，提交市场运营机构主要用于结算使用。在日 前阶段，市场运营机构根据市场主体的报价和供 需关系进行全电量的集中优化，确定执行日的机 组组合、发电计划和出清价格。实时阶段，根据 实时供需和系统运行情况进一步优化合并执行。 市场运营机构根据中长期和日前、实时市场交易 结果进行结算。这种模式适用于灵活性调节电源 占比较低、电网阻塞较多、新能源占比高的省份。 考虑到省间交易以落实国家能源战略与跨省 区送受电计划、实现能源资源大范围优化配置为 主要目标，建议省间市场中长期交易采用物理交 割方式，通过省间现货市场进行偏差处理。 

2.3.2中长期交易曲线的确定方式 目前，中国中长期交易仍以电量交易为主。 随着现货市场建设的不断推进，需要在规范开展 年度、月度交易的基础上，通过构建月内偏差调 整机制，推进带结算曲线的电力交易。借鉴国外 经验，中长期交易曲线的确定方式可采用市场主 体协商约定、自愿选择典型曲线组合等多种形式。 

（1）市场主体协商约定即由市场主体双方在 签订中长期合约时约定交易曲线，在现货市场中 按照约定曲线物理执行（适用于中长期交易物理 交割方式）或按照约定曲线结算（适用于中长期 交易金融交割方式）。美国和欧洲场外双边交易 均采用由市场主体双方自行约定曲线的方式。 

（2）典型曲线组合即由市场运营机构根据历 史数据、负荷特性等提出一个或多个典型分解曲 线，市场主体根据自身需要，选择中长期合约典型分解曲线。这种分解方式常见于国外标准化电 力金融合约市场。以欧洲 EEX 电力金融衍生品交 易市场为例，德国电力期货合约主要设置基荷和 峰荷 2 种典型标准化曲线。

2.4 建立适应新能源发展的市场机制 

近年来，中国新能源装机持续快速增长。截 至 2019 年年底，全国并网风电装机 2.1 亿 kW、太 阳能发电装机 2.0 亿 kW，新能源装机规模连续 6 年稳居全球第一。新能源发电出力的随机性、 波动性明显，给电力系统运行带来较大挑战。随 着市场建设的不断深化，需要加强新能源消纳相 关政策协调，加快建立适应新能源发展的市场机 制，充分考虑新能源时段性、波动性等特点，提 升系统运行灵活性，促进新能源大范围消纳和高 效利用。

（1）做好新能源消纳市场机制与计划手段衔 接。一方面，建立可再生能源保障性收购政策与 市场交易有序衔接的机制，合理确定新能源保障 收购利用小时，超出部分进入市场；平价或低价 新能源作为优先发电全额保障性收购，若存在弃 风弃光情况，可将限发电量核定为可转让的优先 发电计划。另一方面，进一步优化存量可再生能 源补助资金管理，逐渐改为“价补分离、总额管 控”模式，财政补助资金单独核定和管理，不再 与上网电价挂钩。 

（2）加强交易机制创新，建立适应新能源出 力间歇性的市场化机制。在中长期交易中，建立 健全新能源之间以及新能源与常规能源之间的省 间中长期打捆交易机制；在现货交易中，鼓励新 能源申报日前发电预测曲线，纳入日前现货市 场，激励新能源发电企业提高出力预测水平、合 理开展市场申报；加大交易品种创新，构建新能 源与需求侧、储能、电动汽车充电、蓄冷式空 调、蓄热式电采暖等市场化交易机制。 

（3）加强不同主体之间的利益协调，提升消 纳积极性。通过新能源与常规电源之间的发电权 自愿替代或优先替代机制，加强市场主体之间的 利益协调、提升消纳积极性，自愿替代即定期组 织新能源替代常规能源的发电权交易。优先替代 机制，即通过预挂牌等交易方式，提前明确新能 源优先替代常规能源的条件和价格，当省间输电 通道无剩余空间时，新能源可替代省间优先发电 的常规能源，并对常规能源给予发电权补偿。 

（4）结合可再生能源消纳责任权重交易、碳 排放权交易等机制，促进新能源大范围消纳。在 可再生能源消纳责任权重和碳排放总量约束下， 通过组织超额消纳量市场化交易、绿色证书交易 或建立考虑碳排放约束的电力交易机制等方式， 激发本地新能源消纳潜力、促进打破省间交易壁 垒，实现资源大范围优化配置。