電力市場的建設不能一蹴而就，需要結合實際電網特點，考慮歷史的各種政策和利益。在現貨市場建設中，需要考慮的一個重要因素就是，現貨市場后，對各個市場主體的利益有什么影響?為了更好的對比，本文對廣東現貨市場以前，也就是目前的電力市場體系進行系統的分析。

一、系統及市場概況

從電力系統源、網、荷的特性，市場主體，市場管理機構等方面對廣東電力市場進行簡要介紹。(數據取自網絡公開數據，如廣東電力交易中心(廣東電力市場2017年年度報告))

1、電力系統概況

1)負荷

廣東省2017年全社會用電量5959億千瓦時，其中工業用電量3815.29億千瓦時，占64.03%;城鄉居民生活用電量943.62億千瓦時，占15.84%。統調負荷在8月21日達到1.086億千瓦。

2)電源

截止到2017年12月31日，廣東電網統調裝機容量1.076億千瓦，其中統調裝機0.884億千瓦，地調裝機0.193億千瓦。

3)電網

通過“八交九直”高壓輸電線路與中西部電網聯網：

1)云南電網：5回直流;

2)貴州、廣西電網：8回交流、3回直流

3)國家電網：1回直流

另外通過交流與海南、香港、澳門聯網：

4)海南：1回500千伏交流海纜

5)香港：4回400千伏交流線路

6)澳門：6回220千伏交流線路

2、市場組織和管理機構

1)廣東電力交易中心

2017年3月，廣東電力交易中心有限責任公司完成了工商注冊，實現按《公司法》及公司章程相對獨立運作。主要股東情況如下。

表1 廣東電力交易中心股東情況

2)廣東電力市場管理委員會

2017年7月14日，選舉產生首屆廣東電力市場管理委員會，共有7名成員，來自廣東電網、廣州供電局、華能廣東分公司、廣州發展電力銷售有限公司、廣東華廈電力銷售有限公司以及清華大學。

3、市場主體

截止2017年12月底，共有6080家市場主體獲得市場準入資格，其中已完成注冊登記5785家。準入的市場主體中，售電公司374家，發電企業72家，大用戶765家，一般用戶4869家。

廣東省內省級及以上調度發電機組分為A類機組和B類機組兩大類。A類機組指暫未獲得與用戶側直接交易資格的發電機組，只擁有基數電量(計劃電量)。B類機組具有與用戶側進行市場化交易的資格，可同時擁有基數電量和市場電量。

政府間框架協議外的省間送電，主要通過月度合同電量轉讓交易和月度集中競爭交易的方式進行。

4、2017年市場交易情況

2017年實際參與交易的有電廠62家，大用戶11家，售電公司136家(代理4562家一般用戶)。2017年全年市場交易成交電量1157億千瓦時，占廣東總用電量的19.4%。

2017年市場用戶的購電成本通過市場化交易下降71.3億元，平均每千瓦時下降66.6厘。其中售電公司獲利12.7億元，用戶獲利58.6億元(平均降價51.8厘/千瓦時)。

2017年西電東送電量達到2038億千瓦時，占廣東總用電量的34%。其中市場化增送云南富余水電276.6億千瓦時，通過云貴水火置換增加云南水電消納6.2億千瓦時。

二、市場交易體系概況

1、產品體系

目前廣東電力市場中，交易的產品，或者說交易的標的物，本質上是月度的電量。由于計劃和市場解耦，有不同的規則，可以認為計劃電和市場電是兩個分離的市場。

2、交易組織

1)基數電量和協議計劃

每年年底，根據系統整體供需平衡情況、西電東送計劃等測算省內機組平均發電利用小時數，安排優先發電機組的發電量，確定基數電量分月計劃。

2)交易類型及限額

交易方式方面，包括雙邊協商和集中交易，交易周期包括年和月。前一年年底進行年度交易，包括雙邊協商和集中交易，每月進行月度的集中競價交易。另外發電企業之間可以進行合同電量轉讓交易。

政府事前確定每類交易的限額。比如，2019年廣東電力市場交易總規模約為2000億千瓦時。其中年度雙邊協商交易規模為1200億千瓦時，年度集中交易規模為200億千瓦時。

對月度交易，對參與市場的機組參與競價的容量上限進行限制，保證供需比在一定的水平(2019年，考慮安全約束后，月度集中競爭交易有效市場供需比暫定為1.2)。在后面的文章里我們將對供需比的含義和影響進行分析。

3、交易(結算)機制

1)市場申報

集中競價采用價差的方式，也就是說，市場主體申報的是在目錄電價(用戶及售電公司)或上網電價(發電)基礎上降價的值。

2)市場出清

月度集中競價交易中，采取統一出清價的方式結算，所有中標的市場主體都按照統一的價格結算。

3)發電偏差結算

對A類機組，月度基數電量偏差可在年度滾動執行。

對B類機組，月度結算基數電量事后根據非市場用戶電量、省外市場電量等確定，保證每個發電企業基數電量比例相同(偏差1)。總上網電量扣除基數電量和合約電量后的偏差電量(偏差2)按偏差價格P偏差結算：

P偏差=min(P平均，P標桿+P價差)

P平均=AVGi(Pi絕對) (扣除20%比例最高絕對報價和20%最低絕對報價)

Pi絕對=Pi標桿+Pi價差

這種機制相當于：通過調整市場機組的發電量解決市場用戶的用電量偏差問題，偏差通過等比例的原則分給所有發電機組，價格按照市場的絕對價平均值(扣除部分最高和最低價格)結算。

4)發電考核結算

對由于發電企業自身原因造成的一些負偏差和正偏差進行懲罰。包括，由于發電企業自身原因造成的等效非計劃停運引起的負偏差以及熱電機組由于預測的以熱定電電量需求大于實際上網電量的部分造成的正偏差。

5)用戶偏差結算

允許偏差以內的不進行考核，允許偏差以外的按兩倍月度集中競爭交易成交價絕對值進行考核。

三、市場參數及監管

市場在多個環節對市場參與者的參與競爭的數量、價格等進行了限制。

1、發電企業年度(分月)雙邊協商交易的交易電量上限

發電企業在進行年度雙邊協商交易時，每個標的月的交易電量受到一定的限制，具體通過限制利用小時數的方式實現。

Qyi,m = Si *HYi,m

HYi,m = HYA,m * ( k0 - k1 * ki )

Qyi,m為發電企業i該年第m個標的月的年度協商交易電量上限，HYA,mi為發電企業i該年第m個標的月的年度雙邊協商利用小時數上限，Si為發電企業i的可用裝機容量。HYA,m為該年第m個標的月的全省年度平均雙邊協商利用小時數，等于該年第m個標的月的需求預測Qm 與B類機組總裝機之商：

HYA,m = Qm / SB

ki為發電企業i的電量分配系數，與其自身在上一年的發電煤耗Fi及全省平均發電煤耗FA有關。

ki = (Fi-FA) / FA

k0和k1為由政府確定的系數。

從上面的公式看到，通過k1可以控制不同煤耗的發電機組分配得到的基數電量的比例：煤耗越低的分配得到的基數電量越多。k1越大，不同煤耗機組之間的差別越大。通過k0可以控制總體的雙邊協商電量的比例。k0越大，總體上的雙邊協商利用小時數越大。

2、發電企業月度集中競爭交易的申報電量上限

月度交易中，對發電企業申報電量進行上限約束，計算公式與年度協商交易的交易電量限制的方法類似。區別是，年度平均協商利用小時HYA,m變為月度市場交易平均小時HMA,m。

QMi,m = SMi *HMi,m

HMi,m = HMA,m * ( k0 - k1 * ki )

QMi,m為發電企業i該年第m個標的月的月度集中競爭交易的申報電量上限，HMi,m為發電企業i該年第m個標的月的月度集中競爭交易利用小時數上限，SMi 為發電企業i的扣除檢修后的可用裝機容量。HYA,m為該年第m個標的月的全省月度市場交易平均小時數，等于該年第m個標的月的月度市場用電需求QM,m 與B類機組扣除檢修后的總可用裝機容量SBM,m之商：

HMA,m = QM,m / SBM,m

K0和k1可以根據實際供需比控制需求進行調整。目前一般將月度集中競爭交易的供需比控制在1.2，在2019年將繼續保持此水平。

3、其他申報限額

同一投資主體(含關聯企業)所屬的售電公司，月度集中競爭交易申報電量不應超過月度集中競爭交易總電量的15%。

B類機組中裝機容量排名前3的發電集團，月度集中競爭市場申報電量份額超過其裝機份額時，其所屬發電集團申報價差不作為統一出清價差計算依據。從已成交的價差對中選擇最靠近邊際機組的其他發電機組，以其申報價差計算統一出清價。

四、阻塞管理

當系統沒有阻塞時，市場完全按照報價的高低出清：對發電來說就是價格低的先出清。但是發生阻塞后，可能需要調整出清次序，讓報價高的機組提高出力，報價低的機組降低出力。

廣東電力市場規則中，與阻塞管理相關的有以下內容。

1)月度集中競價前，對受電網運行約束和局部電力供應需要需要必須開機的機組，計算機組的必開電量，并據此計算對應的月度集中競爭交易申報電量上限：

申報上限=必開電量需求-月度基數電量-月度雙邊協商電量

如果按照上面的公式計算出來的申報上限超出按“2、發電企業月度集中競爭交易的申報電量上限”的方法計算出的上限，則以這里計算出來的量作為機組的月度集中競爭申報電量上限。

2)對必開電量對應的月度集中競爭交易申報電量上限，按照最低價格納入供給曲線。必開機組超出必開電量之外的申報電量，按常規機組參與供給曲線排序。

3)在運行中，系統發生阻塞的情況下，可能對交易形成的結果進行調整，偏差量按照偏差2的價格結算。也就是說，是按一種系統平均價結算。多發了，按照這個偏差價格補償，少發了，按照這個偏差價格返還。

分析：這種機制下，偏差2的價格就相當于阻塞管理中的上調、下調價格。也就是說，將上調服務的價格和下調服務的價格都定為偏差2的價格。

五、市場機制分析

1、市場機制主要特點

廣東現貨市場以前的電力交易規則，主要有以下特點。

1)采取價差競價的形式。發電申報的是在其批復的上網電價基礎上的變化值(即價差)，用戶申報的是在其購電目錄電價基礎上的變化值(即價差)。到目前為止，沒有開展絕對價形式的交易。

2)采取計劃與市場解耦的形式：要求對發電結算的總的計劃電量(包括省內基數電量和省外電量)正好等于所有非市場用戶的電量。事前分配給發電企業的基數電量不是一個固定的數量，而是一個固定的比例，基數電量的結算電量會在事后根據非市場用戶用電量進行調整。

3)通過多種方式對不同交易市場的總的交易量及每個市場主體的交易量進行了限制，包括年度長協的交易量限制和月度集中競爭交易的交易量限制。

4)沒有市場化的輔助服務市場，輔助服務仍按市場化以前的管理方式進行。(輔助服務管理兩個細則)

5)沒有容量市場，發電機組的收入僅為能量市場收入及按照輔助服務管理兩個細則的收入(或支出)。

2、市場運行面臨的挑戰

電力市場中，發電企業的成本包括固定(容量)成本和可變(燃料)成本。對容量成本的回收，有不同的機制，主要有容量市場和缺稀電價兩大類。容量市場機制下，給發電企業一定的容量收入，即使不發電也可以得到一部分收入;缺稀電價機制下，允許在系統短缺的少數時段有很高的能量價格，以使發電企業在這些時段獲得高額的收入補償容量成本。但在廣東當前情況下，這兩種方式都不可行：一方面，缺乏容量市場，另一方面，考慮到社會的接受度，電價不允許大幅的波動。另外，目前廣東電力市場主要是能量市場，輔助服務仍按照傳統的輔助服務兩個細則的方法管理，電廠也無法通過備用等輔助服務獲得容量補償。

廣東省的電力供需目前整體上處于供大于求的情況。如果放開市場，必將造成能量市場發電價格的大幅下降。2017年2、3月的競價就顯示了這個結果。正常的市場中，有容量市場或缺稀電價機制幫助電廠回收容量成本。在既沒有容量市場又沒有缺稀電價機制的情況下，發電企業的成本回收、可持續發展成為了一個重要的、麻煩的問題。

3、解決方式

對市場運行中發電容量成本回收、價格管制方面的問題，廣東主要通過對市場供需比的控制來實現。具體來說，就是通過限制發電企業在不同市場中(年度長協市場和月度集中競價市場)的申報電量、交易電量來實現。下面通過對廣東2017年市場的分析來對這個問題進行討論。