湖南电力市场月度平衡机制及对电力现货市场的启示

周鹏

(国家能源局湖南监管办公室，湖南 长沙410007)

0 引言

电力是一种特殊的商品，除具备一般商品的属性外，其技术特征决定了电力无法大规模存储，以及必须保持实时供需平衡。电力市场中，市场主体的实际发用电量与合同电量一般存在偏差。基于此，电力系统必须有一个集中调度机构开展实时供需平衡调度，即平衡机制。非市场环境或仅开展电力中长期交易的情况下，实时平衡机制均未实现市场化，调度机构根据负荷预测情况、网络和机组状态，在日前进行日方式安排，制定各机组发电计划曲线，实际运行时根据实际负荷情况对曲线进行修正[1]。

2015年，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发，我国开启了新一轮电力体制改革，提出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，努力降低电力成本、理顺价格形成机制[2]。配套文件之一《关于推进电力市场建设的实施意见》提出，电力市场主要由中长期市场和现货市场构成[3]，而电力平衡机制的市场化通过电力现货市场中的实时市场实现。

2020年6月，新版《电力中长期交易基本规则》印发，对于未开展电力现货交易的地区，优先推荐采用“发电侧上下调预挂牌机制”处理月度实际用电与月度发电计划存在的偏差[4]，这一做法实质上借鉴了北欧和英国市场电力平衡机制原理。结合湖南电力系统自身特点，湖南电力中长期市场采用“发电侧预挂牌上下调机制”处理月度不平衡电量，实现了月清月结，至今运行稳定，得到了广大市场主体一致认同。但与此同时，长周期(月度)市场无法精准确定实时电力平衡责任方、参与平衡的市场主体不足、偏差考核力度偏弱等因素也对市场运行造成了一定风险。为此，本文通过分析运行成熟的北欧电力市场平衡机制，对比梳理湖南电力中长期月度平衡机制的成效特点，为湖南电力现货市场建设提供借鉴。

1 电力市场平衡机制

1.1 电力现货市场平衡机制

电力现货市场平衡机制的作用包括:1)实现电力供需实时平衡和电力系统稳定，对日前(日内)市场出清情况与实际运行之间的偏差进行再调整。2)确定平衡服务的价格，对不平衡电量的结算提供价格依据。平衡机制的核心是平衡服务的定价，包括两个方面，一是给卖方付费，二是向买方收费。卖方是主动提供上、下调服务，从而帮助电力系统维持实时平衡的发电机组或电力用户；买方是实时出力或需求与合同不一致，从而导致电力系统出现实时不平衡的发电机组或电力用户。

电力现货市场平衡机制的一个显著特征是平衡服务价格的不确定性。产生这种不确定性的主要原因是:1)电力商品不可大规模存储，供需双方、政府机构均无法通过动用库存或延迟需求的方式平抑价格[5]，如图1、2所示。2)随着新能源装机占比快速提升，电力供给侧的不可预测性快速提高，供需两侧的不可预测性进一步放大了平衡服务价格的不确定性。

图1 需求方通过“延迟需求”平抑价格

图2 供给方通过“动用库存”平抑价格

1.2 电力中长期市场平衡机制

在未开展电力现货交易的地区，电力实时平衡尚未实现市场化，电力平衡工作在年度、月度的时间尺度上开展。

新版《电力中长期交易基本规则》中，对于系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时，优先推荐采用发电侧上下调预挂牌机制进行处理。组织方式是:月度交易结束后，发电机申报上调、下调报价，交易机构根据上调报价由低到高、下调报价由高到低形成上调、下调机组排序，月度最后7日根据平衡预测，参考排序表调用机组上下调服务。月前预挂牌上下调偏差处理机制比较接近于北欧实时市场平衡机制，可以理解为将平衡机制的运行周期由5 min延展到1个月，即交易周期为1个月的偏差平衡机制。该机制的作用是:对月度实际用电需求与月度发电计划之间的偏差进行调整；确定月度周期内平衡服务的价格，并为月度不平衡电量的结算提供价格依据。

需要特别指出的是，中长期偏差平衡实质上是结算意义上的平衡。在电力现货市场环境下，电力交易要求发、用双方在实际运行时尽量遵循电力合同，即双方发、用曲线尽量保持一致，以减少平衡成本。但是，电力中长期市场并未将交易合同分解到时段，本质上是一个电量交易。由于发、用双方功率义务无法实现实时对应，当一个市场主体出现电力或电量偏差时，会造成其他多个市场主体的被迫变化。因此，电力中长期市场的平衡机制实质上是交易周期结束后的一个财务结算意义上的平衡机制，但该平衡结算机制设计成功与否的标志同样是不平衡电量导致的平衡成本是否在可控范围内[6－7]。

2 北欧电力市场平衡机制[8-11]

2.1 平衡市场组织

北欧各国的输电系统运营商(TSO)负责运营各自的电力平衡市场。当系统频率波动超过±0·05 Hz时，TSO启动平衡市场，否则通过辅助服务来保持频率稳定。

平衡市场的卖方是愿意并有能力帮助电力系统维持实时平衡的发电机组或电力用户。包括两类:一类是提供上调服务的市场主体，包括发电机组增加出力和电力用户减少需求；另一类是提供下调服务的市场主体，包括发电机组减少出力或电力用户增加需求。

在日前市场闭市后，愿意参与平衡市场的市场主体可以向各自的TSO提交上调报价或下调报价。TSO将价区内的上调报价由低到高进行排序，将下调报价由高到底进行排序，形成报价序列，如图3所示。实际运行时的每个时段，如果供不应求，就从上调报价中的最低报价开始调用平衡服务，直到满足所有上调需求；如果供大于求，就从下调报价中的最高报价开始调用平衡服务，直到满足所有下调需求。

图3 北欧平衡机制报价、报量示意图

2.2 平衡市场结算

从TSO角度来看，平衡市场结算机制的设计需要实现两个目标:一是对市场主体主动提供平衡服务形成充分激励；二是确保收取的费用不小于付出的费用，即确保平衡账户不产生亏空。

第一个目标对应于如何向提供平衡服务的市场成员付费激励其积极参与平衡机制。为了实现这个目标，北欧平衡市场对报价和出清环节做出如下规定:在报价环节，要求上调报价不小于日前现货市场电价(分区电价)，下调报价不大于日前现货市场电价(分区电价)，如图3所示。在出清环节，上调服务集中竞价的出清价格为上调服务边际报价，即对实时运行时各时段增加出力的发电机组和减少用电的电力用户(获取售电收入)，均按照上调报价的最高价结算；下调服务集中竞价的出清价格为下调服务的边际报价，即对各时段减少出力的发电机组和增加用电的电力用户(支付购电费用)均按下调报价的最低价结算。这些措施对市场主体积极参与平衡市场形成了充分激励。

第二个目标对应于如何向造成不平衡的市场成员收费，既可以激励其尽量减少不平衡，又可以保证不产生平衡资金的亏空。为了实现这个目标，北欧平衡市场采用边际成本法对平衡服务的买方(造成不平衡)进行收费，即根据平衡服务的边际成本对造成不平衡的市场成员进行收费。

3 湖南电力中长期市场平衡机制

3.1 基本规则上下调预挂牌机制

《电力中长期交易基本规则》中首推采用发电侧上下调预挂牌机制处理月度偏差，偏差电量结算方法如下[4]:

1)批发用户超用、发电企业少发是造成发电侧上调的原因，批发用户超用电量、发电企业少发电量支付购电费用，提供上调服务的发电机组获得售电收入，在月度结算时形成一组购售电关系。按照“以支定收”原则，批发用户超用电量价格、发电企业少发电量价格由上调服务价格确定。

式中，Pu·av为上调服务电量加权平均价；Pc·ex为批发用户超用电量结算价格，U1为用户侧超用惩罚系数；Pg·be为发电企业少发电量结算价格，U2为发电侧少发惩罚系数。

U1≥1、U2≥1的设置是为了对造成偏差的责任主体施以一定惩罚，并保障平衡账户不产生亏空。

2)批发用户少用、发电企业多发是造成发电侧下调的原因，批发用户少用电量、发电企业多发电量获得售电收入，提供下调服务的发电机组支付购电费用，在月度结算时形成一组购售电关系。按照“以支定收”原则，批发用户少用电量价格、发电企业多发电量价格由下调服务价格确定。

式中，Pd·av为下调服务电量加权平均价；Pc·be为批发用户少用电量结算价格，U3为用户侧少用惩罚系数；Pg·ex为发电企业多发电量结算价格，U4为发电侧多发惩罚系数。

U3≤1、U4≤1的设置同样是为了对造成偏差的责任主体施以一定惩罚，并保障平衡账户不产生亏空。

3.2 湖南月度平衡机制[12]

2020年11月，根据《电力中长期交易基本规则》，湖南省修订印发《湖南省电力中长期交易规则》(以下简称《湖南规则》)。

3.2.1 电力平衡机制模式

《湖南规则》实行“月清月结”，偏差处理方法采用《电力中长期交易基本规则》中推荐的“发电侧上下调预挂牌偏差处理机制”，在月度集中竞价的同时，或月度集中竞价之后，组织发电企业进行上调(增发)、下调(减发)报价，确定次月上下调机组调用排序。实际运行中，按照成本最小原则调用提供平衡服务的市场成员。

3.2.2 参与平衡机制的市场成员

1)平衡服务卖方。基于可再生能源出力的不可预测性，《湖南规则》规定，仅统调火电机组参与上调，即上调服务的卖方仅有统调火电机组。下调服务的卖方为所有参与市场的统调发电机组，包括统调火电机组、统调可再生能源机组及部分地调小水电。

2)平衡服务买方。上下调服务的买方理论上包括所有市场成员(参与市场的发电机组和售电公司、电力用户)及因各种原因尚未参与市场的发用电(未进市场的发电机组、外来电、优先用电)，它们在月度结算时实际产生了合同偏差，享受了上下调服务，并应当支付上下调服务费用。

3.2.3 平衡服务定价机制

如前所述，平衡机制的核心是平衡服务的定价，包括给卖方付费及向买方收费两个方面。

3.2.3.1 给卖方付费的定价方法

1)上调方面，卖方仅有统调火电机组，上调按照机组报价结算(Pay As Bid)，并规定了价格上限——上调价差不低于月度均价差的1·2倍。上调报价区间为:

式中，Pu·th为火电机组上调报价；Pbh为火电标杆电价；ΔPm·av为月度交易均价差。

从式(5)可见，火电机组上调中标报价Pu·th(即中标机组的报价)、月度交易电量加权均价Pm·av、火电标杆电价Pbh的大小关系可表述为:

2)下调方面，按照下调报价补偿，火电机组、可再生能源机组下调补偿上限分别暂定为火电标杆电价的30%、12%。下调报价区间为:

式中，Pd·th、Pd·re分别为火电机组、可再生能源机组下调报价。

3.2.3.2 向买方收费的定价方法

为了平衡账户不产生亏空，按照“以支定收”原则确定买方定价方法，《湖南规则》中以“偏差考核”的形式实现。

1)上调方面，买方包括超用电量的电力用户和少发电量的火电企业，依据上调服务价格支付购电费用。

①电力用户超过3%的超用电量结算

按照《电力中长期交易基本规则》，假设所有参与上调的火电机组均按价格上限申报上调，电力用户超过3%的超用电量的结算价格应当为:

而根据《湖南规则》，电力用户超过3%的超用电量按照上调电量加权平均价的K1倍结算(1·0≤K1≤1·5)。在整体供大于求的背景下，为鼓励用户多用电，当前K1取值保证电力用户超过3%的超用电量的结算价格不高于月度交易电量加权均价。

②火电发电企业超过3%的少发电量结算

《湖南规则》中，火电发电企业超过3%的少发电量按照标杆电价10%支付偏差考核费用，即火电企业按照标杆电价的110%从其他发电主体处购买少发电量。

2)下调方面，买方包括少用电量的电力用户和超发电量的火电企业，依据下调服务价格获得售电收入。

①电力用户超过3%的少用电量结算

按照《电力中长期交易基本规则》，假设参与下调服务的全部为火电机组，且所有参与下调火电机组均按最低价申报(收入最多)，电力用户超过3%的少用电量的结算价格应当为:

偏差考核费用应当为:

即少用电量的电力用户应当支付的度电偏差考核费用至少为标杆电价的30%。式(11)中，Ppu·c·be为电力用户超过3%的少用电量的度电偏差考核费用。

而《湖南规则》中，电力用户超过3%的少用电量按照下调电量加权平均价的K2倍支付偏差考核费用(0·1≤K2≤1·5)。为了扶持售电公司新业态，K2暂取0·1，即所有参与下调的火电机组均按最低价申报情况下，电力用户超过3%的少用电量的度电偏差考核费用仅为基本规则中规定最小考核力度的10%。

②火电企业超过3%的超发电量结算

按照《电力中长期交易基本规则》，同样假设参与下调服务的全部为火电机组，且所有参与下调火电机组均按最低价申报(收入最多)，火电企业超过3%的超发电量的结算价格应当为:

偏差考核费用应当为:

式中，Ppu·g·ex为火电企业超过3%的超发电量的度电偏差考核费用。

式(13)表明火电超发电量应当支付的度电偏差考核费用至少为标杆电价的30%。

而《湖南规则》中，火电企业超过3%的超发电量按照标杆电价85%结算，即按标杆电价15%支付偏差考核费用。

总之，《湖南规则》对于少用电量的电力用户收取的度电偏差考核费用仅为标杆电价的3%，对火电超发电量收取的度电偏差考核费用为标杆电价的15%，考核力度较基本规则规定偏小，部分造成平衡资金缺口。

3.2.4 不平衡资金的处理方法

从以上分析可见，湖南月度平衡机制中需要处理的核心问题是市场主体下调补偿资金的来源问题，但由于以下原因，必然存在部分平衡资金缺口:一是下调平衡服务买方不足，即部分发电机组、外来电、优先用电未进入市场，它们在月度结算时实际产生了合同偏差，享受了下调服务，但未支付服务费用。二是对参与市场的市场主体下调偏差考核力度偏弱。三是可再生能源可预测性较低，上述偏差考核方式未涉及参与市场的可再生能源企业。

因此，湖南月度平衡机制设计了不平衡资金处理方法。基本原则是按照参与市场的可再生能源超过发电计划(优先发电与市场合同电量之和)的一定比例承担不平衡责任，该比例按进入市场的可再生能源与全部可再生能源装机占比确定。若还有缺额，则由所有进入市场的发电主体按照上网电量比例分摊。

3.3 湖南月度平衡机制评价

3.3.1 取得的成效

1)湖南平衡机制符合《电力中长期交易基本规则》设计思想，基本遵循了关于“发电侧上下调预挂牌”处理偏差的方法，真正实现了月度平衡月清月结，向实时理清电力平衡责任、构建实时平衡的电力现货市场的正确方向迈出了坚实的步伐。这一点在火电、可再生能源装机各占一半的情况下尤其显得难能可贵。

2)湖南平衡机制尽最大努力理清市场主体在月度时间跨度内的权利与责任，对市场主体需要承担的平衡责任的计算方法符合基本规则要求，充分考虑部分市场主体未进入市场的现实情况，按照一定比例承担平衡责任。

3)除政策、技术原因外，湖南平衡机制将所有类型的发电机组和用户全部纳入月度平衡市场，给予火电、可再生能源进入市场充分的竞争激励，并为应对电力现货市场不平衡资金问题打下了很好的基础。

4)发电侧上下调预挂牌偏差处理机制，一定程度上改变了传统“三公”调度模式，在激励发电主体积极参与市场竞争的同时，基于减少平衡成本、控制市场风险的目标，调度机构有动力尽最大努力完成发电主体市场合同，对调度机构自由裁量权形成一定约束。

3.3.2 存在的不足

1)下调平衡服务买方主体不足。湖南平衡机制的核心问题在于下调服务费用的来源。月度结算时，未参与市场的发用电可能造成发电侧下调，享受了下调平衡服务，但实际未支付下调平衡服务费用，未承担下调平衡责任。同时，平衡机制对下调服务买方的收费规模(偏差考核力度)偏小。以上两种原因必然导致不平衡资金的出现。在负荷预测偏大、优先电量安排偏多等情况下，过大的不平衡资金规模会造成市场运行风险[12]。

2)上调平衡服务缺乏激励机制。北欧实时市场基于对上调报价的激励以及平衡机制中上调电量的稀缺性，上调价格一定高于日前现货价格。湖南月度平衡机制中，火电机组上调电量价格不大于月度交易均价，是下调补偿资金来源不足的不得已之举，在电力供不应求的时段，缺乏对市场主体提供上调服务的激励。

3)偏差平衡风险将呈扩大趋势。一方面，随着湖南经济高质量转型发展，人民生活水平不断提高，预计居民生活用电量(优先用电)比重将呈逐年增大趋势；另一方面，预计外来电规模将逐步增大。以上两个因素将导致市场内承担偏差责任、特别是承担下调补偿责任的市场主体比重将逐步减小。同时，类似新冠疫情导致用电量大幅减小，进而导致平衡成本大幅上升的不可控因素也对市场运行造成较大风险[13]。

4)市场主体缺乏减小月度电量不平衡风险的市场手段。湖南电力中长期市场尚未开展月内交易，基于限制部分市场主体市场力、防止市场主体套利的考虑，对合同转让的比例、频次进行严格限制，一定程度上降低了市场流动性，导致市场主体缺少规避月度不平衡风险的手段。

4 对电力现货市场建设的启示

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及其配套文件提出，建设由中长期市场和现货市场组成的电力市场体系。目前，8个试点地区电力现货市场建设取得一定成效，同时暴露了许多问题，国家也在推动电力现货市场在全国推开。

前文指出，月前预挂牌上下调、月清月结的偏差处理机制可以理解为将实时平衡机制的运行周期由5 min延展到1个月，即交易周期为1个月的偏差平衡机制。月度平衡机制的运行机理虽然与实时平衡市场不可同日而语，但其结算方法借鉴了北欧和英国电力市场平衡机制。因此，湖南月度平衡机制取得的成效和存在的问题对将来建设电力现货市场有一定借鉴意义。

1)建设电力现货市场是实时理清权责的唯一途径。由于电力的不可储存和需要实时平衡的特性，现代电力市场的核心就在于(基于合同)实时理清市场主体的权利与责任。如前所述，除政策、技术原因形成用户侧优先用电，外来电、部分小水电无法参与湖南月度平衡机制外，所有发电机组和用户全部进入市场，并且尽最大努力理清市场主体在月度内的权利与责任。这一点是湖南电力中长期市场月度平衡机制对现货市场建设的最有益借鉴。

2)关于市场与计划并行的问题。湖南月度平衡市场由于下调平衡服务买方主体不足、偏差考核力度偏小，偏差考核费用无法覆盖全部平衡成本，产生不平衡资金，某种程度上与部分电力现货试点省份出现的不平衡资金性质是相同的[14]。市场与计划并行导致部分发电主体、外来电、优先用电无法参与电力市场平衡，不论在电力现货市场，还是在月清月结的电力中长期市场，均表现为不平衡资金的产生。因此，针对湖南电力中长期市场、电力现货试点地区出现的不平衡资金问题，湖南在推进电力现货市场建设中要深刻吸取经验教训，全力避免或减少不平衡资金对市场建设的阻滞。这既需要政策层面的突破和顶层再设计，也需要湖南电力市场建设者的魄力与智慧。

3)关于电力现货市场模式的选择。湖南宜选择集中式市场模式。湖南月度平衡机制结算上借鉴了北欧和英国的分散式电力市场平衡机制。分散式的特点是中长期合同进行实物交割，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节，实时市场需要同时处理网络阻塞和实时平衡问题，适合于电网坚强、阻塞较少、参与市场主体成熟度较高的情况。湖南电网基础较为薄弱，上下网约束较多，市场主体对电力现货市场理解有限，如采用分散式市场，预计各市场主体实时发电量与合同分解电量之间的偏差将难以控制，进而产生高昂的平衡、阻塞成本，市场风险较大。