中國儲能網(wǎng)訊：電力現(xiàn)貨市場是電力市場的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，其本身的一個重要作用就是調(diào)節(jié)短期電力平衡，因此在現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，并不需要額外設(shè)計具有相同功能的調(diào)峰市場。從全球范圍內(nèi)五十年來的電力市場建設(shè)經(jīng)驗看，國外典型電力現(xiàn)貨市場均不建設(shè)調(diào)峰市場，也不存在調(diào)峰這一輔助服務(wù)品種?！蛾P(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）中指出“在現(xiàn)貨市場內(nèi)推動調(diào)峰服務(wù)”，本意指的是以分時的電力現(xiàn)貨交易代替計劃機(jī)制下的調(diào)峰輔助服務(wù)，融合是指電力現(xiàn)貨交易“吃掉”調(diào)峰市場，而非機(jī)械理解為調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場共存。受一些場外因素以及認(rèn)知誤區(qū)的影響，國內(nèi)第二批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點地區(qū)當(dāng)中出現(xiàn)了一種調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場共存的市場模式。這種“共存模式”確實一定程度上適應(yīng)了轉(zhuǎn)軌過程中一些扭曲的關(guān)系，在市場建設(shè)初期有利于讓電力現(xiàn)貨市場“先跑起來”，通過實踐證偽再尋找完善機(jī)會。但從實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場功能的角度來看，運用這種模式說到底還是“弊大于利”。
什么是調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存
新能源的大規(guī)模并網(wǎng)和人民生活水平的提高，使供給側(cè)和需求側(cè)功率變幅和頻率都快速上升，電力系統(tǒng)的上下出力變化變得頻繁且更加重要。國際經(jīng)驗長期以來是通過電力現(xiàn)貨市場的價格機(jī)制引導(dǎo)實現(xiàn)調(diào)峰功能，保持系統(tǒng)發(fā)用兩側(cè)的功率平衡。2006年，由于我國當(dāng)時還處于統(tǒng)購統(tǒng)銷時代，尚未啟動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，為了激勵發(fā)電企業(yè)等調(diào)節(jié)資源為系統(tǒng)提供足夠的調(diào)節(jié)能力，原國家電監(jiān)會提出將調(diào)峰作為電力輔助服務(wù)產(chǎn)品，近20年來，已形成省內(nèi)調(diào)峰市場和省間調(diào)峰市場共存的局面，同時也發(fā)展出了深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰等細(xì)分調(diào)峰輔助服務(wù)品種。
目前，個別電力現(xiàn)貨市場建設(shè)地區(qū)采用的調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場“共存”模式，是指深度調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場分開運行、共同制定調(diào)度計劃的一種做法。具體來說，就是機(jī)組在現(xiàn)貨市場中只申報所謂“正常穩(wěn)燃”出力以上部分（多為50%左右）的價格，50%出力以下至實際穩(wěn)燃出力部分“不報價、不定價”，而在調(diào)峰市場進(jìn)行競價。在制定調(diào)度計劃過程中，根據(jù)市場需求，預(yù)計會出現(xiàn)棄風(fēng)棄光情況時（僅允許火電機(jī)組降出力至“正常穩(wěn)燃”水平），先將電能量價格固定，再啟動深度調(diào)峰交易，依據(jù)火電機(jī)組通過集中競價形成深度調(diào)峰交易的結(jié)果，對日前現(xiàn)貨市場出清結(jié)果進(jìn)行調(diào)整，形成最終的調(diào)度計劃。也有“更退一步”的做法，即先啟動深度調(diào)峰交易，確定深度調(diào)峰交易中標(biāo)機(jī)組必須開機(jī)，爾后再對其他機(jī)組進(jìn)行基于報價的機(jī)組組合和調(diào)度計劃制定。
這種設(shè)計僅在國內(nèi)存在，在全球范圍內(nèi)的研究者中并未得到普遍認(rèn)同，主流觀點認(rèn)為這種模式會使電力現(xiàn)貨市場短期價格發(fā)現(xiàn)功能受損，甚至劣化資源配置，但是在國內(nèi)部分地區(qū)支持的聲音卻很強(qiáng)。
一是保留調(diào)峰市場在多頭管理的體制下有利于減少電力市場建設(shè)的阻力
我國調(diào)峰輔助市場建設(shè)起步早于電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，在計劃體制下，在缺乏精細(xì)分時價格信號引導(dǎo)發(fā)電側(cè)調(diào)節(jié)出力、用電側(cè)改變用能習(xí)慣的前提下，調(diào)峰市場為激勵引導(dǎo)火電機(jī)組開展靈活性改造、促進(jìn)新能源的有效消納、緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力作出了巨大的貢獻(xiàn)，所以很多人對調(diào)峰市場存在一種“特殊的感情”。調(diào)峰市場歷經(jīng)多年發(fā)展，形成了受益的技術(shù)手段和受益方，與傳統(tǒng)的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式融合得相得益彰，將調(diào)峰市場直接與現(xiàn)貨市場按照一臺機(jī)組“上半身和下半身（某一出力水平之上和之下）”分別交易，避免市場建設(shè)牽頭單位和其他單位出現(xiàn)重大的職能調(diào)整，“各退一步”（電力現(xiàn)貨市場降低部分效率接納調(diào)峰交易）可以使電力現(xiàn)貨市場先動起來，避免精良的市場設(shè)計長期處于“紙面作業(yè)”狀態(tài)，某種意義上符合“漸進(jìn)式改革”的思維邏輯。
二是調(diào)峰市場可以為“篳路藍(lán)縷、腳步蹣跚”的火電機(jī)組提供部分生存所需收入
我國的火電行業(yè)在歷史上，經(jīng)濟(jì)放緩的時候承擔(dān)降低電價向工業(yè)輸血的職能，煤炭價格降低的時候承擔(dān)保證煤炭工業(yè)正常運行的職能，電煤供應(yīng)緊張的時候承擔(dān)保供穩(wěn)價（電價和熱價）的職能。多期疊加、多年支撐，火電機(jī)組的財務(wù)狀況普遍非常糟糕，調(diào)峰費用連年上漲向火電行業(yè)年輸血可以達(dá)到200億人民幣以上，對維持火電機(jī)組保供穩(wěn)價不無裨益。雖然目前相關(guān)政策已經(jīng)明確了輔助服用費用向用戶側(cè)疏導(dǎo)的改革方向，但是在實際執(zhí)行中僅有少部分省份疏導(dǎo)了少部分費用，大部分省份依然保持發(fā)電側(cè)“零和游戲”狀態(tài)，調(diào)峰市場費用主要由新能源參與分?jǐn)倎硌a(bǔ)償火電機(jī)組。在當(dāng)前新能源大部分未進(jìn)入現(xiàn)貨市場的情況下，其購買的平衡服務(wù)無法通過現(xiàn)貨市場向火電等調(diào)節(jié)機(jī)組支付（不平衡費用由市場化電源分?jǐn)偅?，相比入市的新能源少承?dān)了平衡服務(wù)費用，保留調(diào)峰市場可以解決未入市新能源逃避平衡責(zé)任的問題，為火電提供補(bǔ)償資金以維持其連續(xù)運行以及回收靈活性改造成本。
三是可解決所謂的深調(diào)成本上升問題（邊際成本曲線非凸問題）
國內(nèi)目前存在一種觀點，認(rèn)為火電機(jī)組在參與深調(diào)時，負(fù)荷降到50%技術(shù)出力以下，隨著機(jī)組不斷降低出力，發(fā)電邊際成本呈上升趨勢，即在“深調(diào)峰”范圍內(nèi)出現(xiàn)了邊際成本呈遞減趨勢，這種趨勢與現(xiàn)貨市場報價單向遞增構(gòu)成矛盾，即火電機(jī)組邊際成本曲線非凸問題，解決這個問題需要設(shè)置補(bǔ)償機(jī)制，恰好調(diào)峰市場可以完成這件事。如果選擇通過調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式分割邊際成本曲線，使邊際成本遞減部分放到調(diào)峰市場中競價，邊際成本遞增部分放在現(xiàn)貨市場中競價，這一做法在理論上可以解決所謂的深調(diào)成本上升問題，被部分專家認(rèn)為這是“中國特色”的方式解決了電力現(xiàn)貨市場的理論缺欠。
調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式存在的弊病
基于上述這么多“優(yōu)點”的考慮，電力現(xiàn)貨市場與調(diào)峰市場強(qiáng)行嫁接是否可以呢？答案很明確——弊病很大。現(xiàn)貨市場的本質(zhì)是考慮安全約束的機(jī)組組合和經(jīng)濟(jì)調(diào)度，其交易的結(jié)果會形成經(jīng)濟(jì)調(diào)度計劃，如果調(diào)峰市場形成的調(diào)度計劃與現(xiàn)貨市場形成的不完全重合，會使現(xiàn)貨市場形成的經(jīng)濟(jì)調(diào)度計劃效率下降。簡單說，在一個優(yōu)化模型里出現(xiàn)兩個優(yōu)化方法，如果這兩個優(yōu)化方法優(yōu)化方向不同，那么出清的最終結(jié)果就一定會產(chǎn)生問題。從實踐來看，相對于現(xiàn)貨市場模式，調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式存在三個弊?。阂皇窃撃Ｊ綍蓴_調(diào)度計劃使其偏離最優(yōu)，二是該模式會使市場發(fā)現(xiàn)價格功能受損，三是該模式會造成用戶購電費用的上漲。
通過以下簡化模型進(jìn)行舉例說明。在該模型中，假定有三臺成本不同的火電機(jī)組（G1、G2、G3）與一臺風(fēng)機(jī)，并模擬了一條典型負(fù)荷曲線，對不同市場模式的優(yōu)化結(jié)果進(jìn)行比對。
在該模型中，第15時段為最小負(fù)荷300兆瓦，第42時段為最大負(fù)荷399.8兆瓦，并假設(shè)風(fēng)電出力30兆瓦只發(fā)生在15時段。
模式1：傳統(tǒng)計劃調(diào)度模式。如果既不采用現(xiàn)貨市場，也不啟動調(diào)峰市場，并且限制火電功率僅降至50%，考慮高峰低谷負(fù)荷需求，按照經(jīng)濟(jì)調(diào)度原則會安排G1、G2運行，在15時段兩臺機(jī)組均無法降低出力，此時只能選擇棄風(fēng)，此時全天發(fā)電總成本為204.94萬元。
模式2：現(xiàn)貨市場模式。在該模式中，不設(shè)置調(diào)峰市場且機(jī)組首段報價出力不受50%的限制，機(jī)組申報任何出力均可用于定價，市場出清結(jié)果如圖2所示。由于機(jī)組均將最小出力30%作為報價首段，兩臺機(jī)組的最小出力和加上風(fēng)電出力小于系統(tǒng)低谷時的負(fù)荷，運行G1和G2不會導(dǎo)致棄風(fēng)。而且相對成本較高的G2下調(diào)出力，為成本較低的G1留出了發(fā)電空間，進(jìn)一步降低了系統(tǒng)發(fā)電成本，在現(xiàn)貨模式下，用戶需支付的全天發(fā)電總成本為190.57萬元，在解決棄風(fēng)問題的同時相對模式1降低了發(fā)電成本14.37萬元，釋放了社會福利并使用戶購電費用降低。
模式3：調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式。在該模式中，機(jī)組現(xiàn)貨市場報價首段出力限制為50%，50%-30%為深調(diào)峰市場競價部分，火電機(jī)組50%以下出力不得參與定價，深調(diào)峰市場中標(biāo)機(jī)組在中標(biāo)時段設(shè)置為開機(jī)，發(fā)電出力為現(xiàn)貨市場中中標(biāo)出力（若在現(xiàn)貨市場未中標(biāo)，按照50%最大出力計算）減去調(diào)峰市場中標(biāo)的調(diào)峰出力。市場出清結(jié)果如圖3所示，G3會在15時段的深調(diào)市場中標(biāo)30兆瓦，所以在后續(xù)的電能量市場中被設(shè)置為開機(jī)，且除去調(diào)峰中標(biāo)時段外，其他時段出力均為50%的最大出力，導(dǎo)致G2只能處于停機(jī)狀態(tài)，使得總發(fā)電成本進(jìn)一步上升。在調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式下，由風(fēng)電企業(yè)向G3機(jī)組支付產(chǎn)生的75萬元調(diào)峰費用，用戶需要支付的發(fā)電總成本為240.64萬元，雖然解決了棄風(fēng)問題，但是使得發(fā)電總成本上漲35.70萬元，扭曲了市場中電力的真正價格，引起用戶購電費用的同步上漲。
從上述算例分析可以看出，模式2和模式3都能解決模式1的問題，對現(xiàn)貨市場模式、調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式兩個模式的運行結(jié)果進(jìn)行分析比對，兩個市場均未產(chǎn)生棄風(fēng)現(xiàn)象，但是通過對發(fā)電總成本的比較發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)貨模式下成本下降，而調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式的成本不降反增，出現(xiàn)了新能源“高成本消納情況”，兩相比較現(xiàn)貨模式的運行結(jié)果更優(yōu)。首先，在現(xiàn)貨模式下，市場的出清結(jié)果是通過求解器求解出的、滿足電網(wǎng)安全約束的最優(yōu)發(fā)電計劃，自然能夠做到保證新能源消納的同時使得總發(fā)電成本最小。而在調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式下，雖然也是通過現(xiàn)貨市場求解器求出了最優(yōu)解，但是在調(diào)峰市場中又出清了機(jī)組中標(biāo)結(jié)果，兩個結(jié)果都會影響到調(diào)度計劃的安排，調(diào)整過后的調(diào)度計劃自然偏離了最優(yōu)。其次，調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式機(jī)組組合與調(diào)度計劃的變化，又改變了供給側(cè)曲線形成，使現(xiàn)貨市場出清結(jié)果偏離社會購電成本最小原則，扭曲現(xiàn)貨市場的出清價格，使得市場發(fā)現(xiàn)價格的功能受損。最后，調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式雖然消納了新能源，同時也導(dǎo)致發(fā)電總成本上升35.70萬元，擴(kuò)大的全社會發(fā)電成本最終會疏導(dǎo)至用戶側(cè)，提升用戶側(cè)購電費用，造成社會福利的損失。
到底應(yīng)該怎么辦
針對當(dāng)前市場建設(shè)中的調(diào)峰市場問題，各方應(yīng)凝聚共識，齊心協(xié)力，尊重客觀經(jīng)濟(jì)規(guī)律，促進(jìn)現(xiàn)貨市場的機(jī)制體制改革，完善電力市場體系，加快向新型能源體系轉(zhuǎn)變步伐。
一是各方群策群力、協(xié)同推進(jìn)市場建設(shè)。隨著市場的建設(shè)與發(fā)展，我國終將建成統(tǒng)一、開放、競爭、有序的電力市場體系，市場監(jiān)管職能也將最終統(tǒng)一，各方面應(yīng)該群策群力，協(xié)同推進(jìn)市場的建設(shè)。如果在短時間內(nèi)做到職能的融合存在難度，被迫要走一段時間的彎路，那么也最好是將調(diào)峰的影響降低到最小，至少不能讓其影響調(diào)度計劃。可考慮仿效甘肅將調(diào)峰市場改成調(diào)峰容量市場，將低于某一出力水平至最小出力之間的部分作為調(diào)峰容量市場交易的標(biāo)的，機(jī)組如果在容量市場中標(biāo)，那么其在現(xiàn)貨市場報價時的首段出力不能大于調(diào)峰容量市場規(guī)定該機(jī)組調(diào)峰起點容量減去該機(jī)組在調(diào)峰容量市場的中標(biāo)容量，未中標(biāo)調(diào)峰容量市場的機(jī)組可自由申報首段出力。通過此種方式，將“電量”改成“容量”，既避免了其改變現(xiàn)貨市場出清的最優(yōu)調(diào)度計劃，又滿足了清潔能源的消納，協(xié)調(diào)了調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場的矛盾。雖然調(diào)峰電量改容量的做法并不一定完全符合市場規(guī)律，但是這也算是一條在市場建設(shè)不得不走彎路時“彎”得比較少的路，目前也有部分地區(qū)采取了這樣的做法。但是彎路終究是彎路，隨著現(xiàn)貨市場的不斷運行優(yōu)化，機(jī)制體制改革的不斷加深，“九龍治水”局面不會長期存在，希望各方面能盡早凝聚共識，做到有為政府與有效市場密切結(jié)合、相互促進(jìn)，協(xié)同推進(jìn)電力市場體系建設(shè)。
二是未入市的新能源承擔(dān)現(xiàn)貨市場模式下的不平衡費用。國外某電力監(jiān)管專家指出，調(diào)峰交易本質(zhì)上是計劃形式下的產(chǎn)物，目的是在缺乏現(xiàn)貨市場價格的條件下通過公開競爭給予不發(fā)電的市場主體適當(dāng)補(bǔ)償。在現(xiàn)貨市場下，新能源入市后電價降低，原因為其購買平衡服務(wù)的成本通過市場反映了出來。若直接取消調(diào)峰市場，未入市的新能源自身不提供平衡服務(wù)，也缺乏原有的調(diào)峰市場來回收火電為其提供的平衡服務(wù)成本，既阻礙了新能源入市的積極性，也存在對入市新能源企業(yè)的不公平，不符合市場運行規(guī)律。但是在國內(nèi)存在一種特別奇怪的現(xiàn)象，就是部分新能源企業(yè)對現(xiàn)貨市場保持一種敬而遠(yuǎn)之的態(tài)度，“參與輔助服務(wù)分?jǐn)偪梢?，參與現(xiàn)貨市場不行”。因此建議未入市的新能源承擔(dān)現(xiàn)貨市場模式下對應(yīng)的不平衡費用，解決市場建設(shè)初期部分新能源未入市造成的現(xiàn)貨市場結(jié)算“虧空問題”，補(bǔ)償提供了平衡服務(wù)的機(jī)組，公平承擔(dān)自身的調(diào)節(jié)能力成本，維持輔助服務(wù)費用分?jǐn)傇诎l(fā)電側(cè)的相對公平。
三是深化對市場客觀規(guī)律的研究分析。市場要遵循市場經(jīng)濟(jì)規(guī)律而建設(shè)，經(jīng)濟(jì)學(xué)基本理論在各種商品上是通用的，國外成熟電力市場也驗證了這一觀點，國內(nèi)部分學(xué)者認(rèn)為現(xiàn)貨市場交易的只有一個產(chǎn)品，所以提出邊際成本非凸問題。實質(zhì)上這是把邊際成本遞增的電量產(chǎn)品和平衡產(chǎn)品，視為一種產(chǎn)品進(jìn)行研究感受到的“錯覺”。電力現(xiàn)貨市場中火電機(jī)組的邊際成本曲線并不單指電能量的成本，電能量的邊際成本服從經(jīng)濟(jì)學(xué)基本規(guī)律呈遞增趨勢是沒問題的，但是在市場中電力成本還包括了“平衡服務(wù)”的成本，因平衡服務(wù)的稀缺性使得以出力功率為橫軸的邊際成本曲線呈兩頭高中間低的“U”型（平衡服務(wù)稀缺多發(fā)生在頂峰出力功率高和深調(diào)出力功率低階段），與遞增的電能量邊際成本曲線（以出力功率為橫軸）疊加后才會呈現(xiàn)出“遞減”趨勢。隨著新能源容量比重不斷擴(kuò)大，電力系統(tǒng)平衡服務(wù)的需求會不斷增加，使得火電機(jī)組發(fā)電量不斷減少的同時為提供平衡服務(wù)商品付出的邊際成本急劇增長，火電深調(diào)支付的成本是通過中長期合同套利或減少低谷發(fā)電損失（同時保留高峰獲利的機(jī)會）回報的，并不需要單獨設(shè)計機(jī)制。
習(xí)近平總書記多次強(qiáng)調(diào)遵循電力市場運行規(guī)律和市場經(jīng)濟(jì)規(guī)律，優(yōu)化電力市場總體設(shè)計，實現(xiàn)電力資源在全國更大范圍內(nèi)共享互濟(jì)和優(yōu)化配置。在電力市場建設(shè)中，要按照總書記要求，遵循市場客觀規(guī)律，進(jìn)行市場化改革而不是去改革市場，科學(xué)地建設(shè)電力市場，不斷提高和推進(jìn)電力市場建設(shè)的能力和水平。（本文僅代表作者個人觀點）
本文系《中國電力企業(yè)管理》獨家稿件，作者供職于中國大唐集團(tuán)有限公司。
