1

現貨價格僅反映電能交易的部分價值

根據“9號文”配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》，現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。

這種電力現貨市場的概念主要來自于國外電力市場的spot market，其理論基礎為美國麻省理工學院（MIT）F. C. Schweppe教授等人提出的實時電價（spot pricing）理論，取決于某一小時的電力供需情況。

實時電價在理論上十分精致，卻有兩個重大缺陷：

① 仍然基于傳統的分時調度（或分時功率平衡）模型，沒有認真處理跨時段（inter-temporal）約束，因此也忽略了電能生產和消費的時間連續性這個十分重要的特征，在當前風、光等新能源大規模接入和對電力系統靈活性需求急劇升高的情況下，這個問題尤其嚴重；

② 假設同一時段的電能商品都是同質的，忽略了基荷、腰荷和峰荷機組區別明顯的技術特征及成本構成。此外，基于短期調度模型的實時電價并不包括長期發電容量投資的經濟信號，無法保證發電容量的充裕性。

筆者認為，對于負荷平穩的基荷電力及發電機組（例如核電機組）而言，隨負荷波動的現貨價格（實時電價）并無意義。在電力系統運行中，把實時電力平衡（或頻率調節）分為一次調頻、二次調頻和三次調頻，一次調頻常常作為發電機組的基本義務，不納入市場交易，二次調頻（或AGC）一般作為輔助服務，三次調頻（或經濟調度）即對應于日前、日內、實時電能量交易。

由于現貨價格最終由實時電力平衡模型計算出，主要反映容量稀缺性，所以筆者認為，現貨價格適合于調峰機組、儲能、需求側響應等主體所提供的“邊緣性”商品（電力平衡）的定價，即除輔助服務外電能交易的“最后一公里”的價值。

2

電力市場改革的核心是“改人”

電力市場屬于技術特性非常強的市場，經濟問題和技術問題緊密關聯，因此電力市場改革可謂世界上最復雜的市場改革。但是，從傳統的垂直一體化的電力工業向自由競爭的電力市場轉型的過程，卻主要是生產關系的變革，也就是“改人”的過程。

純粹從電力資源優化配置的角度講，發、輸、配、售垂直一體化的傳統工業模式是最好的，對于電能商品這種創新性并不十分強的商品市場，這種計劃管理模式仍有相當大的優勢，世界上許多國家和地區的電力工業至今仍然保持垂直一體化模式。但是計劃管理模式卻存在許多弊端，例如：政企不分，企業缺乏應有的自主權；形成企業吃國家“大鍋飯”、職工吃企業“大鍋飯”的局面，嚴重壓抑了企業和職工的積極性、主動性、創造性；缺乏競爭壓力，企業官僚化，人浮于事，效率低下，腐敗嚴重等。而市場化改革正是要通過競爭機制的引入，來降低成本，提高效率，改善服務，其核心是人和企業組織的變化。

因此，我國的電力市場改革應將重點立足于“改人”電力市場，而非一開始就建立技術十分復雜的交易品種。

從“改人”的角度，當前各省的中長期電量交易機制簡單易行，技術支持系統建設不復雜，容易盡快著手實施。雖然對于這種大宗電量交易，利益關系調整并不小，當從已開展的省份來看，實際效果十分明顯。在用戶用電價格降低的同時，服務得到了改善，因此社會參與熱情高漲。發電主體從以往向電網被動售電轉向主動尋找電力客戶，并提供增值服務。電網企業明顯感到競爭壓力，也正在努力改善服務。

但是，中長期電量交易的缺陷也是十分明顯的。由于發用功率曲線完全解耦，沒有反映電能商品的物理特征，同時也沒有反映峰谷不同時段電能商品的不同價值，交易量增大后，將給運行調度帶來諸多困難。因此，后續改革應重點考慮帶功率曲線的中長期交易。另一方面，即便是對于最簡單的中長期電量交易，目前各省能持續穩定運轉的交易機制也非常罕見，而這些問題并非倉促推行現貨交易所能解決的。此外，在“改人”的過程中，電力市場相關的信用體系、監管體系、金融市場和法律法規等也亟待完善。

3

降價并非評價電力市場好壞的依據

電力電量平衡是電力系統規劃和運行的中心問題，又包括電力（power，或功率）平衡和電量（energy，或能量）平衡。無論對于計劃管理方式或市場競爭方式，這個中心問題并無任何變化。

電力平衡條件即規劃期內每年新建機組的總容量應大于該規劃年最大預測負荷與容量備用之和扣除系統內原有發電廠容量，而電量平衡條件即規劃期內系統每年需要新建發電廠所補充的發電量應等于系統在該規劃年的總需求電量扣除系統內原有發電廠在該年的發電量。

在電力系統短期運行中，保持電力（功率）實時平衡是電力系統穩定運行的基本條件，為應對負荷和電源的不確定性，還應保留一定的旋轉和非旋轉備用。在分時調度模型中，如調度期間所有時段電力平衡，則電量必定平衡。目前現有的電力市場理論對電力平衡與電量平衡問題沒有作明確區分，帶來許多問題。

在實際電力系統調度中，電力電量平衡是按照以下方式來實現的：每年初由政府電力管理部門制定年度發用電（量）計劃和年分月發用電（量）計劃；然后逐月由電力調度中心滾動修改月度發電（量）計劃，并初步形成月分日發電（量）計劃；

到生產運行日的前一天，電力調度中心需要根據次日負荷預測曲線、電源和電網運行和檢修狀況、電網和電源的運行約束等，制定次日各發電機組的開停機計劃（也稱為機組組合）和出力曲線、調頻和備用以及無功電壓調整等輔助服務安排，即日發電計劃和輔助服務計劃，電力供應緊張時，還要對用戶側制定有序供電計劃；

最后在生產運行日內，調度中心的調度員還要根據電網實時平衡和安全穩定運行的需要，對發電機組進行再調度，調整一些機組在部分時段的出力，甚至啟停機。發電機組的自動發電控制系統（AGC）也會根據系統頻率的偏差自動調整調頻機組的出力，以保障系統的動態實時電力平衡。

電力市場化改革并不改變上述電力電量平衡的基本問題，只是改變發用電計劃和調度計劃的形成方式，由傳統的政府、電網制訂改為市場主體自主報價，并通過市場交易出清規則形成。

長期以來，我國在電力系統調度方面積累了豐富的經驗，確保了電力系統的安全穩定運行，支撐了國民經濟發展和人民生活水平的提高。在市場化改革初期，并不適合對業已成熟的基本調度框架進行劇烈調整，需要改革的是電力調度的決策權而非執行權，即將傳統的集中統一調度決策權還給市場，但調度計劃最后仍由電網調度中心依據調度規程執行。

如圖1所示，市場機制下的電力電量平衡問題即用不同的（橫向的或縱向的）“能量塊”填充負荷曲線下的面積，因此也將形成內涵不同的價格。電力現貨市場主要對應于綠色的縱向“能量塊”和少部分藍色的橫向“能量塊”的交易，進而形成分時的調峰價格，為燃氣輪機、抽水蓄能等調峰電源和需求側響應提供合理的經濟激勵，亦即除輔助服務外的電力電量平衡漫長鏈條的“最后一公里”。

但這種價格并不適合于對所有的“能量塊”（特別是基荷“能量塊”）進行定價。以英國電力市場的NETA、BETTA模式為例，以中長期雙邊交易為主，形成物理交割的發用電計劃曲線，并提交給電網調度的平衡機制。平衡機制中的交易電量約占全網總用電量的2%，而包含日前交易的現貨市場交易電量比例不到30%。也就是說，在現貨交易前負荷曲線的形狀即已大致確定，現貨交易主要是對負荷曲線的形狀進行修正，并沒有采用現貨價格對所有電量進行定價。

我國電力市場機制設計的中心問題是：以符合國情的市場化交易手段解決電力電量平衡的問題，并還原電能商品的真實價值。降價并非評價電力市場好壞的依據，過度降價反而招致國有資產流失的嫌疑。

4

要實現物理（安全）與經濟（商業）的解耦

電力實時平衡屬于電力系統運行的硬性物理約束，并非僅由市場供需平衡所決定的軟性約束，需要通過自動控制（一、二、三次調頻控制軟硬件）裝置來實現，難以單純通過調度員的操作來保證。在電力市場環境下，維持電力實時平衡的機制，既包括物理反饋控制，也包括基于市場價格的市場主體經濟行為反饋控制，因此如圖2所示，本文基于控制理論的統一框架以發電機組功率調節過程為例，對兩類反饋進行說明。

圖2中，物理反饋控制回路為純物理裝置的控制（可能包括必要的人工干預），通過比較發電機組實際發電功率與分配得的基準功率之間的偏差，產生控制信號作用于控制器電力市場，并控制發電機組功率，響應時間為秒級到分鐘級，響應精確、靈敏、迅速。

經濟行為反饋控制回路主要是市場價格調整機制根據發電機組實際發電功率及其他信息獲得價格調整信號，市場主體基于價格信號作出行為響應，并通過物理控制器調整發電機組功率，由于此類反饋控制包括人的經濟行為，具有不精確、不靈敏、反應遲緩的特點。但在電力市場經典理論中，兩類反饋控制長期被混為一談。

在分時調度的框架下，電力平衡的物理方程直接作為市場均衡的條件。F. C. Schweppe教授的實時電價理論與美國哥倫比亞大學W. Vickrey教授所提出的公用事業服務的響應定價（Responsive Pricing）殊途同歸，都旨在通過用戶對實時波動的電價的合理響應來優化經濟效率并引導供需（即實時電力）平衡。但不得不說，這種思路屬于經濟學家們過于理想的期望，從上述2個控制回路的分析可以看出，僅通過市場主體的價格響應行為難以確保物理上的電力實時平衡。能對價格作出靈敏響應的電力用戶也十分有限，特別在實時電力市場中，電力負荷基本是剛性的，所以是只有發電競爭的單邊市場。換言之，電力平衡所必須的“物理反饋控制”無法被市場機制下基于價格的“人的行為反饋”所替代。

因此筆者認為，電力實時平衡的物理條件并不適合作為電力市場的供需平衡條件（物理的問題應由物理的手段解決），在電力市場設計中，應合理界定市場機制的作用范圍，實現物理（安全）與經濟（商業）的解耦，并明確區分電力平衡和電量平衡問題。

5

須高度重視現貨交易對系統安全的影響

與中長期電量交易不同，電力現貨交易中SCUC（安全約束機組組合）和SCED（安全約束經濟調度）所計算出的調度（交易）計劃（主要包括開停機計劃和機組出力等）是要實際執行的，必將給電力系統運行方式帶來重大變化。

2006年4月26至28日，華東區域電力市場進行了為期三天的日前市場調電試運行，發現電網調度運行的難度顯著增加，主要表現為：

① 全電量競價的市場模式加大了安全校核的難度和頻度。

華東區域電力市場采用日前全電量競價、差約合約結算的方式，事實上競價電量比例是100%，產生了各種意想不到的潮流運行方式，加大了安全校核的難度和頻度，不利于電網的安全穩定運行。

② 電網運行方式變化頻繁造成調度守口子困難。

由于華東區域電力市場采用統一平臺、統一出清、全電量競價的模式，全網的負荷變化由系統內機組統一承擔，同時由于日前市場的競價結果出現了前所未有的運行方式，潮流缺乏規律性，使得各省聯絡線計劃變化劇烈、頻繁，且不可預測，極大地增加了各省（市）守口子的難度。

③ 部分機組的競價結果不滿足最低技術出力的要求。

在日前市場全電量競價的模式下，發電企業若報價策略不當，合同電量也可能無法全部中標，甚至出現部分時段的中標電量低于機組最小技術出力而造成機組非計劃啟停，這種由競價所產生的大機組頻繁啟停不利于機組的安全運行。

雖然華東區域電力市場日前調電試運行的時間只有三天，但所暴露出的問題卻有相當的代表性，國外也出現過多起與電力市場交易關系密切的電力系統安全穩定事故。電力現貨交易對電力系統安全運行的影響不可忽視。

6

應避免電力中長期交易的金融化

由于負荷需求的剛性和不確定性、發電商的博弈行為、新能源發電機組出力的不確定性等原因，以電力實時平衡模型（即潮流方程）為基礎計算出的現貨價格變化劇烈，給市場主體帶來巨大的財務風險，因此金融交易（特別是差價合約）從一開始就與電力現貨交易相伴而生，迄今澳大利亞國家電力市場和美國、加拿大部分地區電力市場依然采用“全電量現貨+差價合約”的市場模式。

此外，批發市場采用頻繁波動的實時（分時）定價，也非普通電力用戶所能應對的，需要售電公司將批發價格轉化為用戶容易接受的售電套餐，這個價格轉換過程主要是財務和金融操作（即賺價差）。例如，德州公用事業委員會（PUCT）維護的售電平臺“淘電網”（），居民只要輸入自己的住址郵編，就可以查詢到由多個售電公司提供的按月計算的售電套餐（plan）。

金融交易的引入是管理財務風險，無法在物理上保證電力的持續穩定供應，卻可能導致電力市場金融化，成為投機家套利的樂土。

當前一種錯誤觀點是將電能中長期交易與日前、日內、實時交易理解為遠期（期貨）與現貨的財務（金融）關系，沒有認識到通過電能中長期交易、讓供需方盡可能早地制訂發用電計劃（含負荷曲線）對電力系統安全經濟運行的重要作用。雖然國外電力市場常采用金融合約鎖定遠期的電量和電價，但這僅僅是一種財務結算關系，其背后的實物商品仍然是現貨市場中分時交易的縱向“能量塊”，沒有從物理上解決電能生產和消費的時間連續性問題。

如前所述，在日前、日內、實時市場上通過全電量集中競價形成調度計劃和市場價格的市場機制，將徹底改變電力系統多年來形成的安全經濟調度習慣和模式，給市場交易和電力系統運行帶來極大隱患。

總而言之，電力現貨交易是除輔助服務外電能交易和電力電量平衡鏈條的“最后一公里”，是電力市場體系初步完善的標志，也是難度和風險都很大的改革任務。在現貨市場方案實施前，應在理論和技術上做好充分準備，從理論上充分分析論證，做好仿真實驗研究，開發和完善技術支持系統（包括計量系統），不打無準備之仗，方能保證現貨交易的順利推進。

End