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作者：陈雨果 赖晓文
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在《广东电力市场关键问题分析及发展路径建议【上】》中，笔者对目前广东电力市场面临的核心问题进行了总结，本文进一步对相关问题的解决逻辑、解决步骤进行分析，对市场发展路径提出建议。
电量双轨制运行的核心问题为市场化发电规模与市场化用电规模是否匹配，匹配的情况下可沿用“解耦”模式（即计划电量“以用定发”），不匹配的情况下须采用“不解耦”模式（即计划电量“刚性结算”）。现阶段，若要继续放开市场用户规模，要么进一步放开市场化发电规模，推动核电、西电部分进入市场，沿用解耦模式，无不平衡资金产生；要么采用不解耦模式，市场化发用电不平衡的部分由电网公司统一代理交易，统计双轨制不平衡资金并进行分摊疏导。电价双轨制运行的核心问题为计划电量是否具备承担其造成的阻塞责任的条件。若现货市场的阻塞成本没有向非市场发用电分摊的渠道，则只能沿用现行的根据市场化发电侧电费倒算市场化用户价格的方式，这种方式只能在解耦模式下开展。若现货市场的阻塞成本具备了向计划发用电分摊的条件，则可以采用不解耦模式，但这种情况下需要计算计划电量在现货市场中交割所产生的阻塞成本，需要精确知道计划负荷在每一个节点的分布情况，或采用整体负荷比例在每个节点上做平均化近似。此外，是否采用解耦模式与日前市场是否按照市场用户申报量出清存在内在逻辑联系：若采用不解耦模式，就必须在日前市场按照市场用户申报量出清。原因在于，不解耦模式下若继续采用统调负荷预测出清，即默认计划用电曲线为（统调负荷－市场用户申报负荷），市场用户申报负荷将决定计划用户的分解曲线，也将决定双轨制运行的不平衡资金，不符合市场运行逻辑。因此，在不解耦模式下，须由电网公司代理计划用户申报（预测）日前负荷曲线，叠加市场用户申报曲线后再进行出清（相应的负荷需要申报至节点）。考虑到短期内用户侧价格弹性不大，此阶段可不要求用户侧报价，待运行稳定后再引入用户侧报价参与出清。基于以上分析，针对计划与市场双轨制运行问题，提出如下四个阶段的解决步骤：第一阶段：沿用解耦模式；进一步扩大发电侧准入市场范围及规模；根据市场化发电电费倒算市场化用户价格；无不平衡资金产生。第二阶段：采用不解耦模式；日前市场中，由电网公司预测计划总负荷，售电公司申报市场总负荷，加总后按节点因子比例平均分解到节点，相当于认为市场负荷、计划负荷在每个节点上平均分布；明确发用两侧市场化电量不平衡造成的双轨制不平衡资金的分摊方式；计划电量造成的阻塞不平衡资金可考虑向A类电源分摊。第三阶段：采用不解耦模式；日前市场中，由电网公司预测分区/分节点计划负荷，售电公司申报分区/分节点市场负荷，各节点加总后进行日前市场出清；明确发用两侧市场化电量不平衡造成的双轨制不平衡资金的分摊方式；计划电量造成的阻塞不平衡资金增加计划用户的分摊渠道（动态调节目录电价）。第四阶段：与第三阶段相比，日前市场引入市场化用户报价，由售电公司报量报价到节点，叠加电网公司代理申报的计划负荷后，进行日前市场出清。其余不变。搁浅成本问题目前主要是通过保障价差中长期电量较为平均分配、价差中长期合同阻塞费用不向个体结算等措施来解决的，但同时也带来了中长期与现货价格脱节、电厂阻塞权责不清晰等问题，不利于理顺价格体系，也不利于未来输电权市场的建设发展。从市场发展完善、理顺价格体系的角度出发，兼顾市场利益格局平稳过渡的要求，针对搁浅成本问题，需要解决的核心问题如下：一是要将中长期价格机制转变为顺价模式，逐步解决价差模式转为顺价模式后高价电源补贴问题，逐步放开价差中长期交易供需比限制，实现中长期与现货价格趋同，真正发挥现货市场价格风向标的作用。二是要研究明确发电侧承担的中长期合同阻塞费用如何参与阻塞盈余返还的具体规则。从现货市场阻塞责任界定、阻塞费用缴纳来源分项等角度进行分析，结合中长期市场、现货市场中发用双方对于阻塞费用归属的博弈考量，制定合理的阻塞盈余返还规则。三是要逐步实现中长期合同的阻塞费用向个体结算，清晰界定权责。对于需要个体承担阻塞费用的部分，可事前向电厂分配相应的阻塞收益权（Congestion Revenue Right, CRR），帮助电厂规避阻塞风险，降低搁浅成本。四是要鼓励发用双方共同承担中长期阻塞费用，实现风险共担。第一阶段：将中长期交易价格机制由价差模式转变为顺价模式，同时对不同类型电源在价差模式下的收益差额进行全额结算（即现行的成本补贴机制，以燃煤标杆价格为基准，计算不同类型电源核定价格相比燃煤标杆价的价差，根据实际发电量对不同电源进行补贴），保证利益格局稳步过渡；限制中长期交易竞争比，保证中长期合同电量分配格局不变；中长期合同阻塞费用不对个体进行结算，由群体共同承担，保证中长期合同电费分配格局不变。研究明确发电侧承担的中长期合同阻塞费用如何参与阻塞盈余返还的具体规则。第二阶段：逐步降低不同类型电源成本补贴的结算比例，逐步放开中长期交易竞争比；中长期合同阻塞费用中，逐步拿出一部分电量对个体进行结算，事前分配与个体承担部分价差合同匹配的CRR（阻塞收益权）；放开中长期合同交割节点限制，鼓励发用双方共同承担中长期阻塞费用。第三阶段：取消不同类型电源成本补贴；中长期合同阻塞费用由个体根据合同约定的交割节点来承担；根据历史情况计算分配CRR，适时启动输电权市场交易。解决该问题的核心任务是进一步丰富市场交易品种、完善市场交易机制，打破目前单一电能量市场的格局，建立不同成本在不同市场中的回收途径。遵循由易到难的市场建设逻辑，提出如下三个阶段的解决步骤：第一阶段：电源侧成本补偿机制保留；实施容量补偿机制，保障电源固定成本回收，但需要根据成本补贴情况以及电能量市场价格变化动态测算高成本电源综合成本回收情况，调整补偿标准，同时明确电源在不同负荷水平下的系统容量贡献量化规则，根据容量贡献计算补偿费用，充分发挥利用市场机制保障电力供应的作用；调频、需求侧响应与现货电能量市场顺次出清，沿用现行模式。第二阶段：逐步降低不同类型电源成本补贴的结算比例，可考虑逐步过渡到定额补偿，还原各类型电源基于真实变动成本参与现货竞争的机制，避免价格信号失真；容量补偿机制与第一阶段相同；新增备用辅助服务市场，实现备用、调频、需求侧响应与现货电能量市场联合出清；逐步降低电源侧成本补偿标准，燃气机组顶峰、灵活性价值通过备用辅助服务品种回收；根据“谁受益，谁承担”的原则，实现辅助服务费用向用户侧传导。第三阶段：建设容量市场，保障电源固定成本回收；针对大规模清洁能源并网运行的情况，设计快速爬坡、快速频率响应等新型辅助服务交易品种，实现与现货电能量市场联合出清；取消电源侧成本补偿机制；火电机组灵活性成本通过辅助服务市场回收；实现电力市场、绿证市场、碳市场的协同运作。解决批零价格联动的问题是一个持续的过程，需要常态化做好零售市场交易机制的完善，引导售电公司签订价格联动的零售套餐，并且每年提前制定次年交易方案、尽早发布，常态化做好面向用户侧的市场宣贯培训及风险告知。针对售电侧平衡结算机制，考虑到目录电价交叉补贴问题复杂，因此在较长一段时期内均建议保留，但可以逐步缩减交叉补贴的结算比例，到远期后取消平衡结算机制。由此，提出如下三个阶段的解决步骤：第一阶段：零售侧平衡结算，按实际电量计算显性交叉补贴数额并全额结算，差额部分由电网公司承担，本质上零售侧的全部电量仍是价差模式。第二阶段：零售侧平衡结算，按实际电量计算显性交叉补贴数额，逐步缩减结算比例。结算了交叉补贴的部分，差额由电网公司承担（可考虑定额或不定额补贴两种方式），这部分电量本质上为价差模式；未结算交叉补贴的部分，本质上为顺价模式，价格涨跌由用户（售电公司）承担。第三阶段：取消零售侧平衡结算机制，实现全顺价模式。市场力防控的关键环节在事中，但目前广东在现货市场出清过程中并未耦合市场力监测缓解的模块，只要发电机组报价在限值之内就可以正常出清。在此情况下，初期只能加强事前防控机制，尽量通过事前环节缓解市场力，将市场价格控制在合理范围之内，同时尽快推动市场力的事中缓解措施落地。事后的收益回收措施的实施效果最为明确、可控，能够通过对收益回收标准的设置，将市场价格严格控制在预期范围内，但这种做法带有明显的行政干预印记，在初期阶段可在一定程度上合理采用，但建议在实现了事中市场力缓解后取消。第一阶段：在市场力缓解措施暂时做不到事中的情况下，可采用较严格的价格限制要求，对于供应紧张地区的机组，采用“成本+合理收益”作为报价上限；加强对机组申报行为的监测，根据个体属性（如不同类型机组的发电成本差异、所处节点的历史平均电价）或个体行为（如历史申报价格）有针对性的制定市场力检测标准，及时识别异常申报行为，纳入市场力重点监控名单；优化对“供应紧张地区机组”的范围划定标准，不根据地理行政区域划分，而以阻塞断面以及机组对阻塞断面的灵敏度为依据来划分，避免出现“误伤”、“漏判”的情况；此阶段可结合事后收益回收机制防控市场价格风险，但需对发电机组允许收益水平进行合理论证、测算。第二阶段：放宽价格限制，明确市场力在事中环节的判定标准以及市场力缓解方式，在市场交易规则中明确具体的操作原则；在现货市场出清系统中耦合市场力缓解功能模块，精确辨别具备且行使了市场力的机组，并采取报价替换措施；取消事后收益回收机制。电力市场建设是一个系统性工程，市场体系和机制既需要做好顶层设计，统筹考虑市场运行各环节的耦合协同，也需要结合实际政策背景以及市场运行边界条件，循序渐进、逐步完善。作为全国电力体制改革的前沿阵地，广东电力市场建设运行过程中所凸显出来的问题也是国内电力市场改革将面临的共性问题，希望本文的分析讨论能为其他地区电力市场的建设完善提供有益参考。陈雨果，清华大学电机系硕士，高级工程师，曾就职于广东电网电力调度控制中心发电调度部、现货市场管理部，现为北京清能互联科技有限公司战略咨询总监。广东电力现货交易规则核心起草人，全程深度参与广东电力现货市场建设，支撑多个省份电力现货市场方案设计、规则编写工作，在电力市场、电网调度运行、节能发电调度等方面具有丰富的理论及实践经验。近三年发表电力现货市场相关SCI、EI期刊论文17篇。曾获南方电网公司科技进步特等奖一项、中国电力科技创新奖一等奖一项。
赖晓文，清华大学电机系博士、博士后，曾就职于广东电网调度中心，现为北京清能互联科技有限公司技术总监。2016年至今深度参与广东电力现货市场规则设计、核心算法开发与试运行，支撑多个省份电力现货市场建设相关工作。在电力市场、电力系统调度运行、分解协调优化等领域具有丰富的理论研究与工程化应用经验，所开发的智能电网调度计划优化、电力市场优化出清、现货市场仿真系统应用于全国20余省份，曾获中国电力科学技术进步一等奖、教育部科学技术进步一等奖。
