中國儲能網(wǎng)訊：自電改九號文及其配套文件頒發(fā)以來，我國電力市場正逐漸建立相對穩(wěn)定的中長期交易機制、完善跨省跨區(qū)交易機制，形成競爭性環(huán)節(jié)電價?，F(xiàn)貨交易機制雖頗有爭議，但也是指日可待，其到來在某些專家看來只是時間上的問題。

根據(jù)電改九號文和配套文件，規(guī)定：符合條件的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和用戶可以自愿參與直接交易，協(xié)商確定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易價格。既可以通過雙邊交易，也可以通過多邊撮合交易實現(xiàn)。具備條件的，允許部分或全部轉讓合同，即賣電方可以買電、買電方也可以賣電。對于發(fā)電企業(yè)與用戶、售電企業(yè)直接交易的電量，上網(wǎng)電價和銷售電價初步實現(xiàn)由市場形成，即通過自愿協(xié)商、市場競價等方式自主確定上網(wǎng)電價，按照用戶、售電主體接入電網(wǎng)的電壓等級支付輸配電價（含線損、交叉補貼）、政府性基金等。暫未單獨核定輸配電價的地區(qū)、擴大電力直接交易參與范圍的地區(qū)，可采取保持電網(wǎng)購銷差價不變的方式，即發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價調整多少，銷售電價調整多少，差價不變。就電改目標看，直接交易是體現(xiàn)電力市場化的方向之一，除此之外，可再生能源還可參與調峰輔助服務交易、發(fā)電權交易以及即將出現(xiàn)的現(xiàn)貨市場。

1、電力直接交易

電力直接交易，按照是否跨越調度區(qū)，直接交易分為省內(nèi)直接交易和跨省跨區(qū)直接交易；按照交易周期可分為多年、年度和月度直接交易；按照交易方式，可分為雙邊協(xié)商、集中競價和掛牌等直接交易。可再生能源發(fā)電企業(yè)直接與大用戶和售電公司進行直接交易，是市場過渡期可再生能源就地消納的重要方式。

省內(nèi)直接交易

省內(nèi)直接交易的市場主體包括省內(nèi)符合市場準入條件的可再生能源發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶。其中，電力用戶可以委托符合準入條件的售電企業(yè)代理參與直接交易。在市場過渡期，可再生能源參與省內(nèi)直接交易品種主要包括年度雙邊協(xié)商、年度集中競價、月度雙邊協(xié)商、月度集中競價、掛牌交易等。

交易組織大體應遵循以下步驟：

1）確定次年全年和年度交易規(guī)模

2）依次開展年度協(xié)商、年度集中競價、月度協(xié)商、月度集中競價等直接交易

3）調整發(fā)用電計劃

市場過渡期，由于未完全放開發(fā)用電計劃，可再生能源發(fā)電機組參與直接交易的發(fā)電容量，應按照一定規(guī)則確定參與直接交易的發(fā)電容量，并將其從計劃電量中剔除。

4）實施直接交易

電力交易機構在各類年度交易結束后，應匯總經(jīng)安全校核后的交

易結果并發(fā)布。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網(wǎng)運行方式，保障交易結果的執(zhí)行。參與直接交易的可再生能源發(fā)電機組、電力用戶、售電企業(yè)按要求履行直接交易合同。

跨省跨區(qū)直接交易

對于可再生能源跨省跨區(qū)直接交易的市場主體除了省內(nèi)符合市場準入條件的可再生能源發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)和電力用戶之外，還需電網(wǎng)企業(yè)參與進來。其中，具有直接交易資格的可再生能源發(fā)電企業(yè)、電力用戶可以委托售電企業(yè)或者電網(wǎng)企業(yè)代理參與交易。因此，對于可再生能源發(fā)電企業(yè)，參與跨省跨區(qū)交易模式可分為直接參與交易和委托交易。

一是可再生能源發(fā)電企業(yè)直接參與交易。送端地區(qū)可再生能源發(fā)電企業(yè)可與受端地區(qū)電力用戶、售電企業(yè)或電網(wǎng)企業(yè)簽訂直接交易合同。通過直接與外省地區(qū)交易，減少了中間環(huán)節(jié)，形成了較為合理的市場價格信號，發(fā)電資源得到優(yōu)化配置。這一模式的開放程度較高，為向現(xiàn)貨市場過渡的打下了良好的基礎。

二是可再生能源發(fā)電企業(yè)委托送端地區(qū)電網(wǎng)企業(yè)或售電企業(yè)參與交易。通過建立委托代理機制，代理可再生能源發(fā)電企業(yè)的電網(wǎng)企業(yè)或售電企業(yè)，可以基于其代理的不同電源類型、用戶類型的發(fā)電特性和負荷特性進行購售電統(tǒng)籌，并實現(xiàn)交易信息的充分利用，有利于電力交易的可靠性，保證送端地區(qū)的電力電量平衡。

交易現(xiàn)狀

2016年，北京電力交易中心組織開展“三北”風電、光伏發(fā)電等新能源外送交易，全年新能源省間交易電量完成363億千瓦時，同比增長23.5%。寧夏-山東、哈密-鄭州、寧東-浙江三大外送通道完成新能源交易電量130億千瓦時，占比36%；東北新能源省間交易電量113億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的25%。

實施建議

一是建立安全校核以及偏差考核機制。交易合同簽訂前，進行預安全校核；日前調度運行時，進行安全校核。涉及跨省跨區(qū)的直接交易，須提交送、受端地區(qū)調度機構共同進行安全校核。實時調度運行時，實際交易電力與提交的電力交易曲線允許有一定的偏差，但當偏差超過一定比例時，應進行合同轉讓交易，否則應按照偏差考核機制進行偏差懲罰。偏差懲罰費用可用于調峰輔助服務分攤。

二是適時放開跨省跨區(qū)聯(lián)絡線計劃。市場過渡期跨省跨區(qū)直接交易可分為兩個階段。一是聯(lián)絡線計劃階段，聯(lián)絡線年度和月度計劃未放開時，聯(lián)絡線日前和日內(nèi)計劃應充分考慮新能源預測，根據(jù)最新預測情況實時調整聯(lián)絡線計劃。二是聯(lián)絡線計劃放開階段。年度聯(lián)絡線交易電量不再由電網(wǎng)企業(yè)確定；而是根據(jù)各省新能源、傳統(tǒng)能源簽訂的跨省跨區(qū)交易的長期合約情況決定。同時，長期合約在實際履行時不僅提交交易電量，而且應該提交交易電力曲線等信息。

2、調峰輔助服務交易

由于電力負荷存在峰谷平特性，需要由并網(wǎng)發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網(wǎng)需求，通過平滑穩(wěn)定地調整機組出力、改變機組運行狀態(tài)或調節(jié)負荷，滿足具有峰谷特性的負荷，實現(xiàn)電力平衡。并網(wǎng)發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置提供的該類服務被稱為調峰輔助服務。

調峰是我國電力系統(tǒng)調度運行中特有的概念，在國外電力市場中調峰不被認為是一個典型輔助服務品種，而是通過現(xiàn)貨市場的分時電價來引導負荷高峰和低谷時段進行出力調整的。但在我國電力市場的過渡期，隨著大比例可再生能源接入，調峰資源成為很多地區(qū)可再生能源消納的主要制約因素。在未建立成熟的現(xiàn)貨市場、未形成合理峰谷電價機制之前，建立調峰交易機制，利用市場化手段解決調峰問題、促進可再生能源消納的一種可行選擇。

建立調峰交易機制的近期目標在于通過引入市場化機制調動火電機組等自愿調峰的積極性，挖掘現(xiàn)有資源的調峰能力，解決低谷調峰和低谷風電消納問題。遠期目標在于引導供熱機組等資源進行靈活性改造，促進靈活性資源投資。

交易機制

（1）東北現(xiàn)行調峰交易機制

東北地區(qū)是調峰輔助服務交易的先行者。2014年10月，東北電力調峰輔助服務市場化交易開始啟動。2016年11月，東北能源監(jiān)管局按照國家能源局指示精神，連續(xù)出臺《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》、《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》，標志著東北電力輔助服務市場專項改革試點工作正式啟動。因此，主要以東北為例，介紹現(xiàn)行調峰交易機制。

市場主體范圍：提供調峰輔助服務的市場主體包括火電機組、生物質發(fā)電機組（100MW及以上容量）、抽水蓄能、可中斷負荷、電儲能設施等。調峰費用分擔主體包括風電、光伏電站、核電以及不提供調峰服務的火電機組。

交易品種：主要包括實時深度調峰、跨省調峰、火電應急啟停調峰、機組停機備用、可中斷負荷調峰、電儲能調峰、抽蓄超額使用輔助服務、黑啟動等。

初期主要實行單一電量電價，現(xiàn)貨市場電價由市場主體競價形成分時電價，根據(jù)地區(qū)實際

可采用區(qū)域電價或節(jié)點邊際電價。因此，在電力市場逐步建立后，可再生能源發(fā)電將以節(jié)點邊際電價或市場交易出清價格或直接交易價格作為補貼電價基數(shù)，如果仍維持現(xiàn)有可再生能源標桿電價制度，則節(jié)點邊際電價（市場出清價格、直接交易價格）低于原來的煤電標桿電價水平時，可再生能源發(fā)展基金需要支付更高的度電補貼電價，這就可能刺激可再生能源發(fā)電企業(yè)采用不合理的低價進行市場競爭和直接交易（無論形成什么樣的價格，都有可再生能源基金將電價補齊到可再生能源標桿電價水平），降低可再生能源發(fā)展基金和補貼資金的使用效率。此外，從操作層面上，電力市場形成的是分時電價，在現(xiàn)有可再生能源標桿電價和補貼政策下，意味著分時補貼，對可再生能源電價補貼都需要分項目分時按照變化的電量和變化的差額電價補貼水平進行詳細核算，執(zhí)行操作難度增大。

3、發(fā)電權交易

“十一五”期間，我國計劃關停5000萬千瓦小火電，按期或提前關停的小火電機組的年度發(fā)電量指標面臨如何處理的問題。同時，關停小火電期間所帶來的電力缺口，需要通過可再生能源和大功率火電機組替代發(fā)電進行填補。此外，“十一五”期間，我國正在推進節(jié)能調度試點，按照能耗標準高低優(yōu)先安排發(fā)電順序，高耗能機組直接面臨少發(fā)電或不發(fā)電的情況，因此節(jié)能調度原則與年度電量指標落實存在一定矛盾。在此背景下，2008年3月，電監(jiān)會印發(fā)《發(fā)電權交易監(jiān)管暫行辦法》，為高效環(huán)保機組替代低效、高污染火電機組發(fā)電提出了明晰的操作方

發(fā)電權交易是指符合準入條件的發(fā)電機組、發(fā)電廠等市場主體之間以市場方式實現(xiàn)電量替代的交易行為，也稱替代發(fā)電交易。發(fā)電權交易原則上由高效環(huán)保機組替代低效、高污染火電機組發(fā)電，由水電、核電等可再生能源發(fā)電機組替代火電機組發(fā)電。

“十二五”期間，為協(xié)調風火發(fā)電矛盾，有效促進大規(guī)模風電消納，部分地區(qū)開始推進風火發(fā)電權交易。風火發(fā)電權交易是指，當系統(tǒng)由于調峰或網(wǎng)架約束等原因被迫棄風時，參與交易的火電企業(yè)（含自備火電廠，下同）減少發(fā)電，為與其交易的風電企業(yè)提供發(fā)電空間，風電企業(yè)給予火電企業(yè)一定經(jīng)濟補償。例如，為破解蒙東地區(qū)風電消納難題，2012年，東北電監(jiān)局會同內(nèi)蒙古自治區(qū)經(jīng)信委聯(lián)合印發(fā)《蒙東地區(qū)風火替代交易暫行辦法》，建立了我國首個風火替代交易市場。

以風火發(fā)電權交易為主的可再生能源發(fā)電權交易，本質上一種基于權益買賣的金融交易，同時也是傳統(tǒng)計劃體制下電量分配制度的產(chǎn)物。在發(fā)用電計劃未完全放開的情況下，傳統(tǒng)電源仍擁有年度發(fā)電量指標，相當于保障企業(yè)收益的一種長期合約。當前我國棄風、棄光問題的主要原因之一是電源裝機整體過剩，各類電源發(fā)電空間不足。發(fā)電權交易提供了一種在機組間重新調整發(fā)電份額分布的手段，既提高了可再生能源消納水平，又使火電發(fā)電機組獲得了一定的經(jīng)濟補償。同時，在發(fā)電計劃未完全放開的市場過渡期，發(fā)電權交易將機組的年度合同電量指標與最終所發(fā)電量進行了解綁，在一定程度上提高了執(zhí)行發(fā)電計劃的靈活性。

4、可再生能源參與短期市場

目前僅靠為可再生能源預留電量空間的方式，很難有效解決“三棄”問題。提升可再生能源消納比例，必須要為新能源提供電力空間。因此，在中長期市場之外，未來電力體制改革中，促進新能源消納的關鍵在于建立與系統(tǒng)實時運行密切相關的短期市場。這里的短期市場主要是指日前和實時等電力交易市場，既包括電量市場又包括備用容量市場。

從國際經(jīng)驗來看，即使是電力市場化改革較早的歐美國家，近年來為了應對高比例可再生能源并網(wǎng)帶來的挑戰(zhàn)，也開始在短期市場設計上做出改變。例如，美國PJM市場通過在各個較小平衡區(qū)域之間增強互聯(lián)，從而增加互聯(lián)電網(wǎng)之間的協(xié)調性。歐洲改善市場設計以實現(xiàn)在不同國家平衡區(qū)之間的跨國電力交易。而我國在短期市場建立之初，就要考慮如何解決高比例可再生能源消納問題，這是未來市場化改革的重要挑戰(zhàn)之一。

設計原則

盡管我國短期市場設計不會與其他國家和地區(qū)模式完全相同，但通過總結歐美國家和地區(qū)的市場設計經(jīng)驗，仍可以為我國短期市場設計給出如下建議。

（1）短期市場應設計之初，便應根據(jù)電網(wǎng)實際情況盡量進行精細化設計。

根據(jù)市場的精細化程度，短期市場可以分為兩類——“低精細度”和“高精細度”市場。精細度是指地理精細度（節(jié)點定價VS大型價區(qū)）、時間精細度（五分鐘實時電價是現(xiàn)有市場中最高的精細度）等。這里重點討論地理精細度。

對于低精細度市場，在市場出清過程中幾乎不考慮電力系統(tǒng)的網(wǎng)絡傳輸約束等物理特性，這些特性需要由調度運行機構在系統(tǒng)運行之前進行考慮（如果電網(wǎng)實際發(fā)生阻塞，則會在日前市場出清之后調用價格更高的發(fā)電機組進行緩解，但這不會對日前市場電價產(chǎn)生影響）。也就是說，市場運營和系統(tǒng)運行是分離的。高精細度市場在出清時即考慮了電網(wǎng)傳輸?shù)燃s束條件，可以更好地反映電力系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性特點，而且提高了電網(wǎng)運行安全性。例如，美國PJM等一些電力市場，采用了節(jié)點定價模式。

歐洲一些國家電力市場采用的是簡單的低精細度設計，其主要原因是歐洲電網(wǎng)阻塞程度較低。隨著可再生能源比例不斷增加，可能會產(chǎn)生更加嚴重的電網(wǎng)阻塞，這將增加系統(tǒng)運行風險；或者系統(tǒng)運行時的調度結果明顯偏離市場出清調度結果，造成市場效率的降低。為此，歐洲不得不不斷引入新的市場產(chǎn)品，這導致市場設計變得復雜。因此，有必要在市場設計時盡量提高精細度。

我國可再生能源集中式發(fā)展特點使得我國輸電網(wǎng)架約束較多，因此，市場運行和調度機構統(tǒng)一、地理精細度較高的市場可能是短期市場設計的首選。節(jié)點定價模式可能是我國短期市場設計的方向。

（2）實時市場應對采用統(tǒng)一邊際電價進行出清，應盡量使發(fā)電報價反映實際成本。

一是，對于所有發(fā)電機組用統(tǒng)一電價進行出清，有利于反映系統(tǒng)中發(fā)電機組的邊際成本，從而釋放正確的價格信號引導發(fā)電機組對發(fā)電計劃進行調整。

二是，發(fā)電報價應帶有位置信息，反映不同位置（節(jié)點或價區(qū)）的邊際發(fā)電成本。傳統(tǒng)發(fā)電機組以及集中式可再生能源發(fā)電機組為單位進行報價，分布式電源機組根據(jù)地理位置進行報價。

三是，報價應盡量反映機組的固定成本以及變動成本。例如，對于傳統(tǒng)火電機組，既提交啟動成本（固定成本），又提交單位發(fā)電成本（變動成本）。

（3）為應對高比例可再生能源的波動性和預測誤差，可在日前和實時市場中增加日內(nèi)市場或者運行備用容量交易。

在發(fā)電機組非計劃停運或負荷出現(xiàn)意外偏差的情況下，系統(tǒng)運營機構必須能夠實現(xiàn)系統(tǒng)平衡。隨著可再生能源發(fā)展，發(fā)電計劃需要進行越來越頻繁的調整，以補償日內(nèi)風電和太陽能發(fā)電的預測誤差，即日前與實時之間的誤差。因此，可以通過建立日內(nèi)價格市場，使可再生能源與其他市場參與者及時重新安排其發(fā)電計劃來滿足系統(tǒng)電力平衡。日內(nèi)市場一般是指實時運行的2到6個小時之前。

此外，也可通過合同約定運行備用容量應對日前計劃和實時運行的偏差。運行備用容量有很多類型，例如同步備用或調頻備用等，市場根據(jù)所需產(chǎn)品對備用可以有不同的定義。由于涉及到不同時間尺度市場的協(xié)調，因此一般要對運行備用和電量進行聯(lián)合優(yōu)化。在接近實時運行時段，允許系統(tǒng)運行機構對發(fā)電機組進行直接調度。

（4）價格信息的透明度，對于市場運行至關重要。

市場交易過程中，市場運營機構應及時披露價格信息，以使發(fā)電機組可以根據(jù)價格信號對提交的下一階段發(fā)電計劃進行調整。同時，系統(tǒng)運行機構得到更新的發(fā)電計劃后，可以更及時的制定調度計劃，以應對高比例可再生能源等帶來的波動性。

責編：杉杉