中國儲能網(wǎng)訊：
1.現(xiàn)貨價格僅反映電能交易的部分價值
根據(jù)“9號文”配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》，現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易和備用、調(diào)頻等輔助服務交易。
這種電力現(xiàn)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(tǒng)的分時調(diào)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(chǎn)和消費的時間連續(xù)性這個十分重要的特征，在當前風、光等新能源大規(guī)模接入和對電力系統(tǒng)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(zhì)的，忽略了基荷、腰荷和峰荷機組區(qū)別明顯的技術(shù)特征及成本構(gòu)成。此外，基于短期調(diào)度模型的實時電價并不包括長期發(fā)電容量投資的經(jīng)濟信號，無法保證發(fā)電容量的充裕性。
筆者認為，對于負荷平穩(wěn)的基荷電力及發(fā)電機組（例如核電機組）而言，隨負荷波動的現(xiàn)貨價格（實時電價）并無意義。在電力系統(tǒng)運行中，把實時電力平衡（或頻率調(diào)節(jié)）分為一次調(diào)頻、二次調(diào)頻和三次調(diào)頻，一次調(diào)頻常常作為發(fā)電機組的基本義務，不納入市場交易，二次調(diào)頻（或AGC）一般作為輔助服務，三次調(diào)頻（或經(jīng)濟調(diào)度）即對應于日前、日內(nèi)、實時電能量交易。
由于現(xiàn)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(xiàn)貨價格適合于調(diào)峰機組、儲能、需求側(cè)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(shù)特性非常強的市場，經(jīng)濟問題和技術(shù)問題緊密關聯(lián)，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(tǒng)的垂直一體化的電力工業(yè)向自由競爭的電力市場轉(zhuǎn)型的過程，卻主要是生產(chǎn)關系的變革，也就是“改人”的過程。
純粹從電力資源優(yōu)化配置的角度講，發(fā)、輸、配、售垂直一體化的傳統(tǒng)工業(yè)模式是最好的，對于電能商品這種創(chuàng)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(yōu)勢，世界上許多國家和地區(qū)的電力工業(yè)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(yè)缺乏應有的自主權(quán)；形成企業(yè)吃國家“大鍋飯”、職工吃企業(yè)“大鍋飯”的局面，嚴重壓抑了企業(yè)和職工的積極性、主動性、創(chuàng)造性；缺乏競爭壓力，企業(yè)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(yè)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”，而非一開始就建立技術(shù)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(shù)支持系統(tǒng)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(diào)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(fā)電主體從以往向電網(wǎng)被動售電轉(zhuǎn)向主動尋找電力客戶，并提供增值服務。電網(wǎng)企業(yè)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(fā)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(diào)度帶來諸多困難。因此，后續(xù)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(xù)穩(wěn)定運轉(zhuǎn)的交易機制也非常罕見，而這些問題并非倉促推行現(xiàn)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(jiān)管體系、金融市場和法律法規(guī)等也亟待完善。
3.降價并非評價電力市場好壞的依據(jù)
電力電量平衡是電力系統(tǒng)規(guī)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(guī)劃期內(nèi)每年新建機組的總?cè)萘繎笥谠撘?guī)劃年最大預測負荷與容量備用之和扣除系統(tǒng)內(nèi)原有發(fā)電廠容量，而電量平衡條件即規(guī)劃期內(nèi)系統(tǒng)每年需要新建發(fā)電廠所補充的發(fā)電量應等于系統(tǒng)在該規(guī)劃年的總需求電量扣除系統(tǒng)內(nèi)原有發(fā)電廠在該年的發(fā)電量。
在電力系統(tǒng)短期運行中，保持電力（功率）實時平衡是電力系統(tǒng)穩(wěn)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(zhuǎn)和非旋轉(zhuǎn)備用。在分時調(diào)度模型中，如調(diào)度期間所有時段電力平衡，則電量必定平衡。目前現(xiàn)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(qū)分，帶來許多問題。
在實際電力系統(tǒng)調(diào)度中，電力電量平衡是按照以下方式來實現(xiàn)的：每年初由政府電力管理部門制定年度發(fā)用電（量）計劃和年分月發(fā)用電（量）計劃；然后逐月由電力調(diào)度中心滾動修改月度發(fā)電（量）計劃，并初步形成月分日發(fā)電（量）計劃；
到生產(chǎn)運行日的前一天，電力調(diào)度中心需要根據(jù)次日負荷預測曲線、電源和電網(wǎng)運行和檢修狀況、電網(wǎng)和電源的運行約束等，制定次日各發(fā)電機組的開停機計劃（也稱為機組組合）和出力曲線、調(diào)頻和備用以及無功電壓調(diào)整等輔助服務安排，即日發(fā)電計劃和輔助服務計劃，電力供應緊張時，還要對用戶側(cè)制定有序供電計劃；
最后在生產(chǎn)運行日內(nèi)，調(diào)度中心的調(diào)度員還要根據(jù)電網(wǎng)實時平衡和安全穩(wěn)定運行的需要，對發(fā)電機組進行再調(diào)度，調(diào)整一些機組在部分時段的出力，甚至啟停機。發(fā)電機組的自動發(fā)電控制系統(tǒng)（AGC）也會根據(jù)系統(tǒng)頻率的偏差自動調(diào)整調(diào)頻機組的出力，以保障系統(tǒng)的動態(tài)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(fā)用電計劃和調(diào)度計劃的形成方式，由傳統(tǒng)的政府、電網(wǎng)制訂改為市場主體自主報價，并通過市場交易出清規(guī)則形成。
長期以來，我國在電力系統(tǒng)調(diào)度方面積累了豐富的經(jīng)驗，確保了電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，支撐了國民經(jīng)濟發(fā)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(yè)已成熟的基本調(diào)度框架進行劇烈調(diào)整，需要改革的是電力調(diào)度的決策權(quán)而非執(zhí)行權(quán)，即將傳統(tǒng)的集中統(tǒng)一調(diào)度決策權(quán)還給市場，但調(diào)度計劃最后仍由電網(wǎng)調(diào)度中心依據(jù)調(diào)度規(guī)程執(zhí)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(nèi)涵不同的價格。電力現(xiàn)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(diào)峰價格，為燃氣輪機、抽水蓄能等調(diào)峰電源和需求側(cè)響應提供合理的經(jīng)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(fā)用電計劃曲線，并提交給電網(wǎng)調(diào)度的平衡機制。平衡機制中的交易電量約占全網(wǎng)總用電量的2%，而包含日前交易的現(xiàn)貨市場交易電量比例不到30%。也就是說，在現(xiàn)貨交易前負荷曲線的形狀即已大致確定，現(xiàn)貨交易主要是對負荷曲線的形狀進行修正，并沒有采用現(xiàn)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(jù)，過度降價反而招致國有資產(chǎn)流失的嫌疑。
4.要實現(xiàn)物理（安全）與經(jīng)濟（商業(yè)）的解耦
電力實時平衡屬于電力系統(tǒng)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(diào)頻控制軟硬件）裝置來實現(xiàn)，難以單純通過調(diào)度員的操作來保證。在電力市場環(huán)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(jīng)濟行為反饋控制，因此如圖2所示，本文基于控制理論的統(tǒng)一框架以發(fā)電機組功率調(diào)節(jié)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(fā)電機組實際發(fā)電功率與分配得的基準功率之間的偏差，產(chǎn)生控制信號作用于控制器，并控制發(fā)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(jīng)濟行為反饋控制回路主要是市場價格調(diào)整機制根據(jù)發(fā)電機組實際發(fā)電功率及其他信息獲得價格調(diào)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(diào)整發(fā)電機組功率，由于此類反饋控制包括人的經(jīng)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(jīng)典理論中，兩類反饋控制長期被混為一談。
在分時調(diào)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(yè)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(yōu)化經(jīng)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(jīng)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(fā)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(xiàn)物理（安全）與經(jīng)濟（商業(yè)）的解耦，并明確區(qū)分電力平衡和電量平衡問題。
5.須高度重視現(xiàn)貨交易對系統(tǒng)安全的影響
與中長期電量交易不同，電力現(xiàn)貨交易中SCUC（安全約束機組組合）和SCED（安全約束經(jīng)濟調(diào)度）所計算出的調(diào)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(zhí)行的，必將給電力系統(tǒng)運行方式帶來重大變化。
2006年4月26至28日，華東區(qū)域電力市場進行了為期三天的日前市場調(diào)電試運行，發(fā)現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)度運行的難度顯著增加，主要表現(xiàn)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(qū)域電力市場采用日前全電量競價、差約合約結(jié)算的方式，事實上競價電量比例是100%，產(chǎn)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(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。
② 電網(wǎng)運行方式變化頻繁造成調(diào)度守口子困難。
由于華東區(qū)域電力市場采用統(tǒng)一平臺、統(tǒng)一出清、全電量競價的模式，全網(wǎng)的負荷變化由系統(tǒng)內(nèi)機組統(tǒng)一承擔，同時由于日前市場的競價結(jié)果出現(xiàn)了前所未有的運行方式，潮流缺乏規(guī)律性，使得各省聯(lián)絡線計劃變化劇烈、頻繁，且不可預測，極大地增加了各?。ㄊ校┦乜谧拥碾y度。
③ 部分機組的競價結(jié)果不滿足最低技術(shù)出力的要求。
在日前市場全電量競價的模式下，發(fā)電企業(yè)若報價策略不當，合同電量也可能無法全部中標，甚至出現(xiàn)部分時段的中標電量低于機組最小技術(shù)出力而造成機組非計劃啟停，這種由競價所產(chǎn)生的大機組頻繁啟停不利于機組的安全運行。
雖然華東區(qū)域電力市場日前調(diào)電試運行的時間只有三天，但所暴露出的問題卻有相當?shù)拇硇裕瑖庖渤霈F(xiàn)過多起與電力市場交易關系密切的電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定事故。電力現(xiàn)貨交易對電力系統(tǒng)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(fā)電商的博弈行為、新能源發(fā)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(xiàn)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(xiàn)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(qū)電力市場依然采用“全電量現(xiàn)貨+差價合約”的市場模式。
此外，批發(fā)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(fā)價格轉(zhuǎn)化為用戶容易接受的售電套餐，這個價格轉(zhuǎn)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(yè)委員會（PUCT）維護的售電平臺“淘電網(wǎng)”（www.powertochoose.org），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(xù)穩(wěn)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(nèi)、實時交易理解為遠期（期貨）與現(xiàn)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(fā)用電計劃（含負荷曲線）對電力系統(tǒng)安全經(jīng)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(jié)算關系，其背后的實物商品仍然是現(xiàn)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(chǎn)和消費的時間連續(xù)性問題。
如前所述，在日前、日內(nèi)、實時市場上通過全電量集中競價形成調(diào)度計劃和市場價格的市場機制，將徹底改變電力系統(tǒng)多年來形成的安全經(jīng)濟調(diào)度習慣和模式，給市場交易和電力系統(tǒng)運行帶來極大隱患。
總而言之，電力現(xiàn)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(xiàn)貨市場方案實施前，應在理論和技術(shù)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(fā)和完善技術(shù)支持系統(tǒng)（包括計量系統(tǒng)），不打無準備之仗，方能保證現(xiàn)貨交易的順利推進。
