楊素1*，肖漢雄1，王陽2，蔣宇2，丁羽2，劉胥雯2，孫燕一1
（1.國網能源研究院有限公司，北京市 昌平區(qū) 102209；2.國網江蘇省電力有限公司，江蘇省 南京市 210008）
摘要
日本新一輪電力體制改革啟動以后，現貨市場的交易量大幅提升，市場結構也逐漸完善，對中國電力現貨市場建設有較大的借鑒意義。深入分析日本電力現貨市場的結構和運行規(guī)律，包括日前市場、日內市場和平衡機制。對改革后市場主體、市場價格、交易量等進行逐年變化趨勢分析?？偨Y改革過程中出現的問題和日本的解決方式，最后提出對中國電力市場建設的啟示和建議。
關鍵詞 : 日本電力市場；現貨市場；日前市場；日內市場；平衡機制
基金項目：國家電網有限公司科技項目（我國電力期貨與金融輸電權交易品種設計及關鍵技術研究）。 Science and Technology Foundation of SGCC.
0 引言
《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)〔2015〕9號）》印發(fā)以來，經過一段時間的建設和發(fā)展，中國電力市場建設取得了一定成效。各省中長期交易試點順利展開，電力現貨交易市場8處試點平穩(wěn)推進，基本形成了以中長期交易為主體、現貨交易為輔助的多元化電力市場體系。2019年9—10月，第一批8個省級現貨市場試點省份均開展電力現貨市場連續(xù)結算試運行。從結算試運行的情況來看，試點還存在市場設計不完善、交易品種之間不銜接的問題[1-4]。
日本的電力市場結構和改革歷程與中國有一定的相似之處，均是在保持輸配一體的前提下，在發(fā)、售兩端引入競爭機制。2011年福島核電站發(fā)生嚴重事故以后，日本重新啟動了電力體制改革[5-7]。
改革初期，日本的電力現貨市場交易量不多，國內相關研究重心主要放在日本售電側改革上[8-9]，對日本現貨市場研究較少。但隨著電改的逐漸深入，日本電力現貨市場的交易主體和交易量均大幅上升，市場結構逐漸優(yōu)化完善。本文在深入分析日本電力現貨市場模式的基礎上，分析日本實施電力體制改革后現貨交易市場的運行情況，提出存在的問題和解決方式，并從中總結提煉出對中國電力市場建設的啟示和建議。
1 日本電源結構及電力工業(yè)基本情況
1.1 日本電源結構
截至2020年4月，日本的總發(fā)電裝機容量為306.7 GW，其中包括52.0%的火電（煤炭15.0%，天然氣27.3%，石油9.7%），10.8%的核電，16.0%的水電和21.1%的可再生能源（不含水電），如圖1所示。2011年以來，日本核電裝機容量逐漸減少，天然氣發(fā)電占主要位置[10]。
圖1 日本電源裝機結構（截至2020年4月）
Fig.1 Installed capacity mix in Japan (as of April 2020)
1.2 日本電力工業(yè)基本情況
日本的十大區(qū)域電力公司分別壟斷經營十個對應的區(qū)域電力市場，長期以發(fā)輸配售一體化方式運作。20世紀90年代開始，日本通過引入獨立發(fā)電企業(yè)（IPP）、成立特定規(guī)模電力企業(yè)（PPS）、逐步放開大用戶選擇權等方式，逐漸引入競爭機制。2011年福島核電站發(fā)生嚴重事故后，日本啟動了新一輪電改。根據改革方案，2015年，日本建立了廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構（OCCTO），旨在促進電力的跨區(qū)域流動。2016年，日本電力零售市場全面放開。2020年，日本十大電力公司電網環(huán)節(jié)將實現相對獨立[11-12]。
1.3 新一輪電改后日本電力市場建設進展
日本電力市場在設計階段參考了歐洲模式[13-14]，大部分的電能量交易以中長期物理合約形式確定，并且大多是發(fā)售一體化企業(yè)內部交易。現貨市場不考慮區(qū)域內阻塞，僅考慮跨區(qū)聯(lián)絡線的容量限制，采用分區(qū)電價模式，平衡管理中引入了平衡組模式，這些都與歐洲高度一致，區(qū)別在于日本計劃建設的平衡市場包括一、二、三次調頻，而歐洲一般分為平衡市場和輔助服務市場。而且日本根據自身發(fā)電領域壟斷嚴重的實際情況設立了基荷市場，在現貨市場引入gross bidding等機制，要求十大電力公司將內部電力在市場上公開交易。而美國PJM式的全電量競爭模式在出清時考慮電網阻塞，采用節(jié)點邊際電價，中長期交易一般采用金融合約模式。
在改革之前，日本電力交易中心（JPEX）[15]組織的批發(fā)市場只起到余缺調劑的作用。交易品種和交易量都較小，主要包括現貨市場、遠期市場、分散式綠色交易市場等部分。隨著日本電改力度加大，現貨市場的交易量也大大提升。近年來，日本已逐步建立了期貨市場、基荷市場、非化石價值市場等單獨的市場，未來還將建立包含輔助服務的平衡市場以及容量市場，日本電力市場體系將越來越完善（如圖2所示）。
圖2 日本電力市場體系設計
Fig.2 Design of Japanese power market system
注：TOCOM為東京商品交易所；OCCTO為廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構；TDSO為各電網公司的調度機構。
十大電力公司壟斷的煤電、大型水電、核電、地熱發(fā)電等廉價電源在基荷市場進行交易，被電改后新成立的售電公司購買，增加新售電公司競爭力。
電力容量市場（capacity market）又稱電力容量補償機制，給予發(fā)電一定的補償，確保足夠的發(fā)電充裕度，保障電力供應長期穩(wěn)定安全。
遠期市場主要針對將來特定時間的電力金融交易，交易標的按時間尺度可分為年度商品、月度商品、周商品。電力期貨市場也屬于金融市場，期貨交易和遠期交易的區(qū)別主要在于合約是否標準。
非化石能源價值市場類似于綠證交易市場，通過細分可再生能源、核能等能源種類，允許非化石能源證書的交易，能夠進一步實現非化石能源的環(huán)保價值。
日前、日內、平衡機制、平衡市場都屬于現貨市場范疇，將在后文詳述。
2 日本電力中長期交易情況
2.1 中長期雙邊交易
日本中長期交易主要以十大電力公司內部交易為主，如圖3所示。以2020年4—6月為例，某十大電力公司之一發(fā)電量為2390 GWh，內部交易電量1780 GWh，占比74.5%。十大電力公司外部雙邊交易較少，2020年6月對外雙邊交易量為2155 GWh，占全國電力消費的3.61%，集團外的雙邊合約為1.74%（1040 GWh）， 占新電力需求（10 600 GWh）的9.8%[16]。
圖3 日本十大電力公司雙邊交易比例
Fig.3 Proportion of bilateral transactions between Japan’s top ten power companies
2.2 基荷市場
1）主要目的。
日本政府在《能源基本計劃》中將煤電、大型水電、核電、地熱發(fā)電等電源定義為基礎負荷電源（簡稱基荷電源）。2015年制定的《長期能源供需預測》提出，到2030年56%的全社會用電量將通過基荷電源供給。大多數基荷電源由十大電力公司擁有，或者簽訂了長期供給合同。長期以來，基荷電源成本較低且供應穩(wěn)定，若被十大電力公司壟斷，新售電公司將難以與之競爭。因此，日本政府在2019年啟動了基荷市場。
2）交易方式。
基荷市場在日本電力批發(fā)交易所（JEPX）開設，以4月1日到次年3月末的一年為區(qū)間，以kWh為單位進行電力交易。交易以單一價格拍賣方式進行，且對賣方出價設定了上限（價格不能超過基荷電力平均發(fā)電成本）。
3）交易電量。
日本政府強制要求十大電力公司向基荷市場供應基荷電力，電量具體按照以下公式計算：
基荷市場供給量（kWh）=總需求（kWh）×全國新售電市場份額（%）×基本負荷比率（%）×調整系數。
每年基荷市場交易電量預計60 TWh～70 TWh，約占日本全國電力消費的8%。
4）交割方式。
基荷電力市場的交易以年為單位，是一種遠期市場交易產品。新電力企業(yè)通過基荷電力市場從大型電力公司獲得中長期固定價格的合約電量，可以對沖現貨市場價格變動的風險?；呻娏灰纂p方通過現貨市場進行交割，按照現貨市場價格與基荷市場的競價之差，由JEPX統(tǒng)一結算。
5）交易數據。
如表1所示，2020年日本交割的基荷電力分別于2019年8月、9月和11月進行了競價交易，分為北海道、東京和關西3個區(qū)域市場進行。從交易價格來看，基荷電力市場價格并不低于現貨市場平均價格（2019年現貨市場均價7.93日元/kWh），基荷市場并未突顯價格優(yōu)勢。從交易量來看，3個市場成交量為534.3 MW，相當于每年4.68 TWh，僅占新電力公司2019年度全部售電量（129.1 TWh）的3.6%。
表1 基荷市場交易數據
Table 1 Transaction data of the baseload market
2.3 日本期貨市場
隨著日本電力現貨交易量的持續(xù)增長，電力市場價格波動將給電力企業(yè)的經營帶來巨大的風險，發(fā)電企業(yè)和售電公司都缺乏能夠有效規(guī)避未來價格波動風險的管理工具。將電力現貨交易與電力金融交易相結合，是平抑電力價格波動，對沖風險的重要手段。發(fā)電廠可以通過購買電力期貨對沖未來可能下降的電價；售電商可以通過購買電力期貨來規(guī)避電價上漲的風險。電力金融交易某種程度上體現了對未來中長期電力負荷增長的預測，動用全社會的智慧，采用貨幣投票的方式，通過價格反映全社會對未來供求關系的預期，能夠引導中長期的電力系統(tǒng)規(guī)劃，對實現電力資源優(yōu)化配置具有重要意義。
2019年9月17日，日本東京商品交易所正式上線了日本首個電力期貨交易，用以降低電價波動風險。具體來看，新電力期貨合約包括東京基本負荷期貨、東京峰值負荷期貨、關西基本負荷期貨和關西峰值負荷期貨，上述期貨合約將使用JEPX公布的相關地區(qū)（東京或關西）30 min現貨市場（日前）價格的算術平均值，以日元進行現金交割。交易周期為15個月，交易方式為集中競價。2021年東京商品交易所電力期貨交易量如圖4所示。
圖4 東京商品交易所電力期貨交易量
Fig.4 Electricity futures trading volume of Tokyo Commodity Exchange
2020年5月，歐洲能源交易所（EEX，European Energy Exchange）推出了日本電力期貨，這一合約是EEX首個亞洲產品。自2020年5月以來，EEX日本電力期貨交易總量在前4個月達到175 GWh，如圖5所示。
圖5 EEX日本電力期貨交易量
Fig.5 Japan electricity futures trading volume in EEX
EEX日本電力期貨交易主體由五部分組成，即交易參與者、券商、EEX交易所、歐洲商品清算中心ECC（European Commodity Clearing）以及清算銀行。主要交易注冊流程及清算分為以下五步：①交易參與者與券商聯(lián)系，溝通確定交易；②券商將交易合約提供到EEX日本期貨交易平臺；③評估檢查相關交易風險；④相關交易被EEX及ECC 系統(tǒng)處理；⑤清算機構與指定清算銀行進行清算。圖6顯示了EEX日本電力期貨交易流程及參與主體。
圖6 EEX日本電力期貨交易流程圖
Fig.6 Flow chart of Japan Electricity Futures in EEX
3 日本現貨市場結構
3.1 日前市場
日前市場的交易標的是將于第二天交割的電量。市場參與者既可以對各個時間段報價，也可以對一段時間整體報價。交易電力的單位為MW（30 min的電量為500 kWh），投標價格以0.01日元為單位。交易時間從交易日（交割日的前一天）前10天開始，8:00—17:00均可出價。交易日當天10:00結束競標，并計算第二天的交易。
日前市場采用單一價格競價（系統(tǒng)邊際電價出清模式）交易方式。在截止日期之后，交易所將所有投標合并，并在供需曲線的交點（“賣出”數量價格線和“買入”數量價格線）處確定合約價格和數量。所有投標人無論投標價格如何，都以確定的合同價格進行買賣。低于合同價格的出價將以合同價格出售，高于合同價格的出價將以合同價格購買。
日前市場交易由OCCTO進行安全校核，出清時僅將區(qū)域間聯(lián)絡線的傳輸能力作為邊界條件。區(qū)域內默認為無阻塞狀態(tài)，如區(qū)域間存在傳輸阻塞，則會發(fā)生市場分裂，需進行分區(qū)電價的計算。分區(qū)電價是節(jié)點邊際電價的一種相對簡單化的形式，默認前提是發(fā)生于各區(qū)域內的阻塞情況并不嚴重。分區(qū)電價作為阻塞管理的手段和價格信號，引導電力功率從低價格區(qū)域（電力盈余）流向高價格區(qū)域（電力短缺）。
市場成員此前簽訂的場外雙邊物理合約，需要在日前市場出清前申報，并在出清時予以考慮，以確保交易結果與區(qū)域間聯(lián)絡線傳輸能力的匹配[17-19]。
3.2 日內市場
日內市場是對日前市場的補充，使交易各方在直到關閘時間（一般為運行前1 h）前，仍可調節(jié)交易電量。
交易以撮合成交的方式執(zhí)行，與股票交易的方式相似，采用時間優(yōu)先原則，即先到先得（first-come,first-served）。隨著風電等間歇性能源大量接入電網，短期電力輸出的不確定性將大大增加，因而日內市場的重要性會愈加明顯。
日內市場交易標的為每0.5 h的電量合同，交易單位為0.1 MW，并且投標價格由每kWh的價格以貨幣單位（0.01日元）指定。在日內市場中，可以進行跨區(qū)交易。
3.3 平衡機制
與英國電力市場類似，日本通過平衡機制維持系統(tǒng)平衡，要求市場參與者盡量按照合約發(fā)、用電，如果產生偏差，則需要支付偏差考核費用。
日本電力平衡機制的變遷經歷了圖7所示的3個階段：
圖7 日本平衡機制的演變
Fig.7 Evolution of Japan’s balance mechanism
1）垂直一體化模式。2000年3月之前為垂直一體化模式，主要由垂直一體化的各大電力公司負責各環(huán)節(jié)，由公司內部的調度機構負責本公司的電力平衡。
2）第三方訪問模式。2000年3月以后，日本啟動電力市場化改革，引入了新電力公司參與發(fā)電和售電競爭。由于沒有電網，新電力公司需要與十大電力公司簽訂輸配電合約，成為一個平衡單元，服從十大電力公司的調度。十大電力公司調度機構負責所有接入電網的電源和負荷的平衡，平衡單元（新電力公司）統(tǒng)一管理單元內所有主體產生或消耗的電力。通過準確預測來保持單元輸入和輸出之間的平衡。平衡單元將自身的用電預測和發(fā)電計劃報給調度機構，如果計劃電量和交付電量之間存在差異，調度機構必須通過輔助服務來彌補電力短缺，以確保電網穩(wěn)定。
3）平衡組模式。自售電市場全面放開起，日本將電力系統(tǒng)從“第三方訪問模式”更改為“平衡組模式”，十大電力公司以更加中立的方式進行調度。十大電力公司的發(fā)電和售電環(huán)節(jié)組成的平衡單元和新電力公司組成的平衡單元實現了地位平等，調度機構通過調動簽約的機組來獲得調整能力。從系統(tǒng)運行的角度來看，日本現行的電力系統(tǒng)與歐洲國家相似。此外，日本的平衡組主要由多個運營商聚集在一起，以減少整體不平衡費用。多個電力零售商可以聚合形成“需求平衡組”，多個發(fā)電商也可以聚合形成“發(fā)電平衡組”。管理平衡組的可以是平衡組內代表企業(yè)，也可以是第三方機構，如圖8所示。
圖8 平衡組方式示意圖
Fig.8 Schematic diagram of balance group
需求平衡組：一個電力購買合同對應一個需求平衡組，可由一個或多個零售電力運營商組成；平衡組在供給區(qū)域內以合同（需求平衡組）為單位提交各種計劃（包括用電計劃、供需計劃等）。
發(fā)電平衡組：發(fā)電平衡組中包括多個發(fā)電企業(yè)、發(fā)電機組；簽訂電力供給合同可以捆綁多個發(fā)電平衡組，一個發(fā)電廠也可以屬于多個平衡組；以發(fā)電合同為單位提出各種計劃（包括發(fā)電計劃、供需計劃等）；發(fā)電計劃和實際發(fā)電量的差分電量（不平衡）以平衡組為單位。
平衡服務由調度機構統(tǒng)一采購，提供平衡服務的發(fā)電機運行的可變成本由偏差考核費用支付。其中，需求側響應資源也作為平衡電源的一種（稱為Ⅰ-b電源）可被調度機構直接采購。但是，由于沒有平衡市場，目前偏差考核費用并不能正確反映每個區(qū)域平衡功率的實際成本。日本目前已完成平衡市場設計，計劃于2021年啟動。
3.4 十大電力公司在現貨市場中的交易
為促進現貨市場活躍度，日本政府強制十大電力公司將自身發(fā)電量的20%～30%投放到現貨市場，但不禁止回購本公司電力。相當于將十大電力公司內部交易放在交易中心公開交易，此機制稱為gross biding。為了順利回購電力，十大電力公司原則上以邊際費用為基礎進行買賣投標。在2020年4—6月，十大電力公司在現貨市場中出售電量42.1 TWh，其中27.6 TWh通過gross biding完成，新售電公司和其他電力企業(yè)出售電量26.2 TWh。
總體來看，gross biding的作用是提高市場流動性，抑制價格波動，提高十大電力公司內部交易透明度。
4 現貨市場運行情況
4.1 交易量
2012年以來，受福島核事故影響，日本加大了全國范圍內的電力市場化交易的強度，JEPX交易量大增[9]。如圖9所示，自2016年以來，現貨市場的交易量一直在上升，到2019年，日本現貨市場總交易量達到約292.5 TWh，比前一年同期增長了40%以上，這意味著日本約有30%的電力通過JEPX出售。
4.2 交易主體
新一輪電改之后，JEPX會員數有了大幅度的增長，截至2019年12月共189個。新售電公司對交易中心的依賴性較高，截至2019年12月，從JEPX采購的金額比例為88.6%。
4.3 交易價格
從圖9可以看出，自2013年以來，系統(tǒng)價格下降趨勢明顯，在售電市場開放后，系統(tǒng)平均價格在2015年之后一直徘徊在8～9日元/kWh，并在2019年降至7.93日元/kWh。
圖9 日本電力交易所現貨交易量及系統(tǒng)平均價格
Fig.9 Spot trading volume and system average price of Japan Electric Power Exchange
2021年1月，日本遭遇創(chuàng)紀錄的寒潮，電取暖需求增加，作為發(fā)電燃料的液化天然氣出現短缺，導致日本供電持續(xù)緊張。據JEPX統(tǒng)計，2021年1月12日，交易所指標價格達到154.57日元/kWh，達到1個月前的25倍。日本電力期貨交易量暴增，為穩(wěn)定批發(fā)電價、降低對用戶的影響，日本經濟產業(yè)省決定對批發(fā)電價設置“200日元/kWh”的上限。日本經濟產業(yè)省原計劃于2022年4月開始實行這一制度，但為確保電力交易環(huán)境穩(wěn)定，決定提前實施。
4.4 市場分裂情況
由于區(qū)域間聯(lián)絡線容量不足，日本現貨市場價區(qū)分裂現象時有發(fā)生，如圖10所示。在北海道-本州互聯(lián)線和東京-中部互聯(lián)線上，市場分裂發(fā)生概率較高，以2019年12月為例，月內市場分裂發(fā)生率分別為35.3%和66.0%。為了促進區(qū)域市場交易，日本建立了跨區(qū)聯(lián)絡線輸電權交易市場，將區(qū)域輸電權進行拍賣。
圖10 日本月內市場價區(qū)分裂狀況
Fig.10 Japan’s market price zone split in the month
5 日本現貨市場建設特點及對中國的啟示
日本是在保持輸配電一體化、電網調度一體化的基礎上，通過發(fā)電和售電領域充分引入競爭、全面放開用戶選擇權的方式推進電力改革的，與中國“放開兩頭、管住中間”的改革思路具有高度的一致性。中國以省為單位的實體經濟模式下電力市場建設進程也與日本按區(qū)域經營十大市場有一定相似之處。兩國都提出了碳中和目標，要建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，并致力于加強跨省區(qū)交易，促進全國的資源優(yōu)化配置。不同之處在于日本新一輪電改的契機主要在于福島核事故引發(fā)的電力短缺，與中國電力市場改革的背景不同、國情不同。日本電力市場改革還有很長的路要走，區(qū)域壟斷依然存在，廠網分離的改革還在深入推進中，發(fā)電領域的市場化水平遠不及中國。在借鑒日本電力市場改革經驗時，一定要結合不同的國情、不同的改革背景，汲取其有益的做法和經驗教訓。
1）日本電力市場建設注重頂層設計，有確定的時間節(jié)點，中國電改方案需加強計劃性和整體性。
日本在電力改革之前進行了多番研討和反復論證，對電力市場各環(huán)節(jié)、各層級進行了完整的設計，既注重頂層設計也注重實操性。各項措施、機制有具體的時間節(jié)點，嚴格按計劃實施，有非常強的計劃性和全局性。同時，日本還注重多種市場之間的協(xié)調，在電力交易中心統(tǒng)一設有分散式綠色交易、基荷市場、綠色證書市場、輸電權市場等，有效實現了各市場之間的銜接。
中國電力市場建設經歷了較長的實踐探索過程，當前中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等已具雛形，但目前仍缺乏較權威的頂層設計，市場建設的計劃性也有一定欠缺。此外電力行業(yè)長期的多頭監(jiān)管帶來了一定程度的“政出多門，互補協(xié)調”問題。建議中國電力市場建設在開展相關試點的同時，應深化電力市場的頂層設計研究，明確提出全國電力市場建設路徑，加強各市場、各地區(qū)間的統(tǒng)籌協(xié)調。
2）日本通過平衡機制的設計實現了中長期市場與現貨市場的有效銜接，中國可借鑒其運作經驗，進一步加強中長期市場和現貨市場的統(tǒng)籌，完善偏差處理機制。
日本的全國性平衡市場正在建設過程中，目前的平衡機制是一種過渡模式，市場主體需要承擔的偏差考核費用是通過現貨市場價格計算得到的。提供偏差調整服務的機組并不在現貨階段報價，而是調度機構采用年度招標的方式進行采購。
偏差考核費用（每30 min）=（日前市場和日內市場價格的加權平均值）·α+β+K。
α為系統(tǒng)總供需情況的調整因子，整個系統(tǒng)供應不足時α>1，整個系統(tǒng)供應過剩時α<1；β為反映各個地區(qū)供需調峰成本水平差異的調整項；K為激勵常數，由日本經濟、貿易和工業(yè)部確定。
為取得更合理的偏差考核費用，日本政府對α、β、K的值進行了多次調整。
中國各省目前對于中長期合約的偏差考核也已形成了較為成熟的規(guī)則，如北京電力市場中長期電力合同偏差電量部分按照以下價格分時段結算：
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式中：PO為用電側合同偏差超用電量結算電價；PU為用電側合同偏差少用電量結算電價；Paverage為北京地區(qū)年度交易該時段加權平均電價；U1、U2是調整系數。
目前中國大部分省份未開啟現貨交易。未來在現貨交易開展后，平衡市場尚未建成的階段，建議借鑒日本電力市場平衡機制的參數選擇和計算方式等。
此外，日本引入平衡組模式，將不同的市場主體以平衡組的方式組合在一起，內部平衡減少偏差考核壓力。中國售電企業(yè)普遍面臨較大的偏差考核壓力，建議借鑒日本平衡組模式，將多家售電公司、用戶等組成平衡組進行內部平衡，減少偏差考核風險。
3）日本電改后加強跨區(qū)交易，中國應堅持統(tǒng)一調度，促進資源大范圍優(yōu)化配置。
日本成立全國性機構（OCCTO）協(xié)調各個調度機構的運營，并建立跨區(qū)聯(lián)絡線輸電權交易市場，旨在打破電力供應的地區(qū)局限，解決電網間聯(lián)系不強、難以大范圍利用發(fā)電資源相互支援等問題，以促進全國范圍內電力資源優(yōu)化配置，實現電力安全穩(wěn)定供應。電改后日本北海道地區(qū)和日本東北地區(qū)的聯(lián)絡線容量已從原來的600 MW增加到900 MW，日本東京地區(qū)和日本中部地區(qū)的聯(lián)絡線容量從1200 MW增加到2100 MW。
借鑒日本的經驗，中國電網統(tǒng)一調度管理體制和正在形成的全國范圍電力資源優(yōu)化配置格局，是實現電力安全穩(wěn)定供應的重要保障，在未來深化電力市場化改革中應繼續(xù)堅持。中國已經初步形成全國聯(lián)網的格局，跨省跨區(qū)資源優(yōu)化配置需求顯著，市場建設應以大范圍資源優(yōu)化配置為主要目標之一。
4）日本為促進市場競爭，在電力市場設計中為基荷電源設立了單獨市場，并在現貨市場中引入gross biding機制，中國應加強監(jiān)管，避免發(fā)售一體化壟斷影響市場交易公平性。
長期以來日本實行區(qū)域發(fā)輸配售一體化壟斷，電改之后十大電力公司的電網環(huán)節(jié)實現了相對獨立，但大部分電力公司還是保持發(fā)售一體化運營，在市場占據強勢地位，新售電公司生存困難。日本通過多種機制促進市場競爭，要求十大電力公司將優(yōu)質的基荷電源供應給基荷市場，并且要求十大電力公司將自身發(fā)電量的20%～30%投放到現貨市場（gross biding機制）。
中國發(fā)售一體化壟斷情況也比較嚴重。以山東為例，2019年年度雙邊協(xié)商交易中，成交電量達到128.1 TWh，其中發(fā)電企業(yè)售電公司獨占78.8 TWh，占比高達61.5%。此外，在售電公司代理電量前十名中，有8家屬于發(fā)電集團售電公司，其中華能山東電力熱力營銷有限公司以近27.7 TWh的電量占據第一名，市場份額高達21.6%。建議監(jiān)管部門對發(fā)售一體化企業(yè)內部交易進行規(guī)范，并對中國的基荷電源進行長遠考慮?；呻娫闯杀镜土?，供應穩(wěn)定，對市場至關重要，需要統(tǒng)籌考慮，加強市場監(jiān)管，避免其由部分企業(yè)壟斷，阻礙市場競爭。
5）為平抑現貨市場風險，日本啟動了電力期貨市場，中國電力現貨市場規(guī)避風險能力有待加強。
日本電力期貨市場建設有兩大特點。一是啟動謹慎。日本政府對電力期貨市場進行了周密的設計，并且等到現貨市場交易量較大，市場較成熟時才適時上線期貨交易，整整耗時3年。二是期貨交易注重國際化。在國際金融市場中，許多衍生品合約都會實行跨國交割，日本電力期貨產品已在歐洲上線。中國可借鑒日本相關經驗，在培育完善電力現貨市場的同時，超前籌劃電力金融市場，進行政策法規(guī)儲備，包括電力金融產品跨國交割等。
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Current Situation of Japanese Electric Power Spot Market and Its Enlightenment to China
YANG Su1*, XIAO Hanxiong1, WANG Yang2, JIANG Yu2, DING Yu2, LIU Xuwen2, SUN Yanyi1
(1.State Grid Energy Research Institute Co., Ltd., Changping District, Beijing 102209, China;2.State Grid Jiangsu Electric Power Co., Ltd., Nanjing 210008, Jiangsu Province, China)
Abstract: After the completion of the power reform in Japan,the trading volume of the spot market increased considerably,and the market structure gradually improved.The power reform in Japan can be used as a reference for China’s spot market construction.In this study, we conduct an in-depth analysis of the structure and operation rules of the Japanese spot market, including the day-ahead market, intraday market, and equilibrium mechanism.We herein also analyze the changing trends of market subjects, market prices, and trading volume after the reform and subsequently summarize the problems in the reform process and solutions.Finally, we put forward the enlightenment and suggestions for the construction of China’s electricity market.
Keywords: Japanese electricity market; spot market; day-ahead market; intraday market; balance mechanism
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楊素
作者簡介：
楊素（1984），女，博士，高級工程師，研究方向為電力市場和電力體制改革。通信作者，E-mail：yangsu@sgeri.sgcc.com.cn。
肖漢雄（1991），男，博士，經濟師，研究方向為國企改革和企業(yè)國際化投資。
