中国储能网讯：自电改九号文及其配套文件颁发以来，我国电力市场正逐渐建立相对稳定的中长期交易机制、完善跨省跨区交易机制，形成竞争性环节电价。现货交易机制虽颇有争议，但也是指日可待，其到来在某些专家看来只是时间上的问题。

根据电改九号文和配套文件，规定：符合条件的发电企业、售电企业和用户可以自愿参与直接交易，协商确定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易价格。既可以通过双边交易，也可以通过多边撮合交易实现。具备条件的，允许部分或全部转让合同，即卖电方可以买电、买电方也可以卖电。对于发电企业与用户、售电企业直接交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成，即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价，按照用户、售电主体接入电网的电压等级支付输配电价（含线损、交叉补贴）、政府性基金等。暂未单独核定输配电价的地区、扩大电力直接交易参与范围的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式，即发电企业上网电价调整多少，销售电价调整多少，差价不变。就电改目标看，直接交易是体现电力市场化的方向之一，除此之外，可再生能源还可参与调峰辅助服务交易、发电权交易以及即将出现的现货市场。

1、电力直接交易

电力直接交易，按照是否跨越调度区，直接交易分为省内直接交易和跨省跨区直接交易；按照交易周期可分为多年、年度和月度直接交易；按照交易方式，可分为双边协商、集中竞价和挂牌等直接交易。可再生能源发电企业直接与大用户和售电公司进行直接交易，是市场过渡期可再生能源就地消纳的重要方式。

省内直接交易

省内直接交易的市场主体包括省内符合市场准入条件的可再生能源发电企业、售电企业和电力用户。其中，电力用户可以委托符合准入条件的售电企业代理参与直接交易。在市场过渡期，可再生能源参与省内直接交易品种主要包括年度双边协商、年度集中竞价、月度双边协商、月度集中竞价、挂牌交易等。

交易组织大体应遵循以下步骤：

1）确定次年全年和年度交易规模

2）依次开展年度协商、年度集中竞价、月度协商、月度集中竞价等直接交易

3）调整发用电计划

市场过渡期，由于未完全放开发用电计划，可再生能源发电机组参与直接交易的发电容量，应按照一定规则确定参与直接交易的发电容量，并将其从计划电量中剔除。

4）实施直接交易

电力交易机构在各类年度交易结束后，应汇总经安全校核后的交

易结果并发布。电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。参与直接交易的可再生能源发电机组、电力用户、售电企业按要求履行直接交易合同。

跨省跨区直接交易

对于可再生能源跨省跨区直接交易的市场主体除了省内符合市场准入条件的可再生能源发电企业、售电企业和电力用户之外，还需电网企业参与进来。其中，具有直接交易资格的可再生能源发电企业、电力用户可以委托售电企业或者电网企业代理参与交易。因此，对于可再生能源发电企业，参与跨省跨区交易模式可分为直接参与交易和委托交易。

一是可再生能源发电企业直接参与交易。送端地区可再生能源发电企业可与受端地区电力用户、售电企业或电网企业签订直接交易合同。通过直接与外省地区交易，减少了中间环节，形成了较为合理的市场价格信号，发电资源得到优化配置。这一模式的开放程度较高，为向现货市场过渡的打下了良好的基础。

二是可再生能源发电企业委托送端地区电网企业或售电企业参与交易。通过建立委托代理机制，代理可再生能源发电企业的电网企业或售电企业，可以基于其代理的不同电源类型、用户类型的发电特性和负荷特性进行购售电统筹，并实现交易信息的充分利用，有利于电力交易的可靠性，保证送端地区的电力电量平衡。

交易现状

2016年，北京电力交易中心组织开展“三北”风电、光伏发电等新能源外送交易，全年新能源省间交易电量完成363亿千瓦时，同比增长23.5%。宁夏-山东、哈密-郑州、宁东-浙江三大外送通道完成新能源交易电量130亿千瓦时，占比36%；东北新能源省间交易电量113亿千瓦时，占新能源总发电量的25%。

实施建议

一是建立安全校核以及偏差考核机制。交易合同签订前，进行预安全校核；日前调度运行时，进行安全校核。涉及跨省跨区的直接交易，须提交送、受端地区调度机构共同进行安全校核。实时调度运行时，实际交易电力与提交的电力交易曲线允许有一定的偏差，但当偏差超过一定比例时，应进行合同转让交易，否则应按照偏差考核机制进行偏差惩罚。偏差惩罚费用可用于调峰辅助服务分摊。

二是适时放开跨省跨区联络线计划。市场过渡期跨省跨区直接交易可分为两个阶段。一是联络线计划阶段，联络线年度和月度计划未放开时，联络线日前和日内计划应充分考虑新能源预测，根据最新预测情况实时调整联络线计划。二是联络线计划放开阶段。年度联络线交易电量不再由电网企业确定；而是根据各省新能源、传统能源签订的跨省跨区交易的长期合约情况决定。同时，长期合约在实际履行时不仅提交交易电量，而且应该提交交易电力曲线等信息。

2、调峰辅助服务交易

由于电力负荷存在峰谷平特性，需要由并网发电机组、可中断负荷或电储能装置，按照电网需求，通过平滑稳定地调整机组出力、改变机组运行状态或调节负荷，满足具有峰谷特性的负荷，实现电力平衡。并网发电机组、可中断负荷或电储能装置提供的该类服务被称为调峰辅助服务。

调峰是我国电力系统调度运行中特有的概念，在国外电力市场中调峰不被认为是一个典型辅助服务品种，而是通过现货市场的分时电价来引导负荷高峰和低谷时段进行出力调整的。但在我国电力市场的过渡期，随着大比例可再生能源接入，调峰资源成为很多地区可再生能源消纳的主要制约因素。在未建立成熟的现货市场、未形成合理峰谷电价机制之前，建立调峰交易机制，利用市场化手段解决调峰问题、促进可再生能源消纳的一种可行选择。

建立调峰交易机制的近期目标在于通过引入市场化机制调动火电机组等自愿调峰的积极性，挖掘现有资源的调峰能力，解决低谷调峰和低谷风电消纳问题。远期目标在于引导供热机组等资源进行灵活性改造，促进灵活性资源投资。

交易机制

（1）东北现行调峰交易机制

东北地区是调峰辅助服务交易的先行者。2014年10月，东北电力调峰辅助服务市场化交易开始启动。2016年11月，东北能源监管局按照国家能源局指示精神，连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》，标志着东北电力辅助服务市场专项改革试点工作正式启动。因此，主要以东北为例，介绍现行调峰交易机制。

市场主体范围：提供调峰辅助服务的市场主体包括火电机组、生物质发电机组（100MW及以上容量）、抽水蓄能、可中断负荷、电储能设施等。调峰费用分担主体包括风电、光伏电站、核电以及不提供调峰服务的火电机组。

交易品种：主要包括实时深度调峰、跨省调峰、火电应急启停调峰、机组停机备用、可中断负荷调峰、电储能调峰、抽蓄超额使用辅助服务、黑启动等。

初期主要实行单一电量电价，现货市场电价由市场主体竞价形成分时电价，根据地区实际

可采用区域电价或节点边际电价。因此，在电力市场逐步建立后，可再生能源发电将以节点边际电价或市场交易出清价格或直接交易价格作为补贴电价基数，如果仍维持现有可再生能源标杆电价制度，则节点边际电价（市场出清价格、直接交易价格）低于原来的煤电标杆电价水平时，可再生能源发展基金需要支付更高的度电补贴电价，这就可能刺激可再生能源发电企业采用不合理的低价进行市场竞争和直接交易（无论形成什么样的价格，都有可再生能源基金将电价补齐到可再生能源标杆电价水平），降低可再生能源发展基金和补贴资金的使用效率。此外，从操作层面上，电力市场形成的是分时电价，在现有可再生能源标杆电价和补贴政策下，意味着分时补贴，对可再生能源电价补贴都需要分项目分时按照变化的电量和变化的差额电价补贴水平进行详细核算，执行操作难度增大。

3、发电权交易

“十一五”期间，我国计划关停5000万千瓦小火电，按期或提前关停的小火电机组的年度发电量指标面临如何处理的问题。同时，关停小火电期间所带来的电力缺口，需要通过可再生能源和大功率火电机组替代发电进行填补。此外，“十一五”期间，我国正在推进节能调度试点，按照能耗标准高低优先安排发电顺序，高耗能机组直接面临少发电或不发电的情况，因此节能调度原则与年度电量指标落实存在一定矛盾。在此背景下，2008年3月，电监会印发《发电权交易监管暂行办法》，为高效环保机组替代低效、高污染火电机组发电提出了明晰的操作方

发电权交易是指符合准入条件的发电机组、发电厂等市场主体之间以市场方式实现电量替代的交易行为，也称替代发电交易。发电权交易原则上由高效环保机组替代低效、高污染火电机组发电，由水电、核电等可再生能源发电机组替代火电机组发电。

“十二五”期间，为协调风火发电矛盾，有效促进大规模风电消纳，部分地区开始推进风火发电权交易。风火发电权交易是指，当系统由于调峰或网架约束等原因被迫弃风时，参与交易的火电企业（含自备火电厂，下同）减少发电，为与其交易的风电企业提供发电空间，风电企业给予火电企业一定经济补偿。例如，为破解蒙东地区风电消纳难题，2012年，东北电监局会同内蒙古自治区经信委联合印发《蒙东地区风火替代交易暂行办法》，建立了我国首个风火替代交易市场。

以风火发电权交易为主的可再生能源发电权交易，本质上一种基于权益买卖的金融交易，同时也是传统计划体制下电量分配制度的产物。在发用电计划未完全放开的情况下，传统电源仍拥有年度发电量指标，相当于保障企业收益的一种长期合约。当前我国弃风、弃光问题的主要原因之一是电源装机整体过剩，各类电源发电空间不足。发电权交易提供了一种在机组间重新调整发电份额分布的手段，既提高了可再生能源消纳水平，又使火电发电机组获得了一定的经济补偿。同时，在发电计划未完全放开的市场过渡期，发电权交易将机组的年度合同电量指标与最终所发电量进行了解绑，在一定程度上提高了执行发电计划的灵活性。

4、可再生能源参与短期市场

目前仅靠为可再生能源预留电量空间的方式，很难有效解决“三弃”问题。提升可再生能源消纳比例，必须要为新能源提供电力空间。因此，在中长期市场之外，未来电力体制改革中，促进新能源消纳的关键在于建立与系统实时运行密切相关的短期市场。这里的短期市场主要是指日前和实时等电力交易市场，既包括电量市场又包括备用容量市场。

从国际经验来看，即使是电力市场化改革较早的欧美国家，近年来为了应对高比例可再生能源并网带来的挑战，也开始在短期市场设计上做出改变。例如，美国PJM市场通过在各个较小平衡区域之间增强互联，从而增加互联电网之间的协调性。欧洲改善市场设计以实现在不同国家平衡区之间的跨国电力交易。而我国在短期市场建立之初，就要考虑如何解决高比例可再生能源消纳问题，这是未来市场化改革的重要挑战之一。

设计原则

尽管我国短期市场设计不会与其他国家和地区模式完全相同，但通过总结欧美国家和地区的市场设计经验，仍可以为我国短期市场设计给出如下建议。

（1）短期市场应设计之初，便应根据电网实际情况尽量进行精细化设计。

根据市场的精细化程度，短期市场可以分为两类——“低精细度”和“高精细度”市场。精细度是指地理精细度（节点定价VS大型价区）、时间精细度（五分钟实时电价是现有市场中最高的精细度）等。这里重点讨论地理精细度。

对于低精细度市场，在市场出清过程中几乎不考虑电力系统的网络传输约束等物理特性，这些特性需要由调度运行机构在系统运行之前进行考虑（如果电网实际发生阻塞，则会在日前市场出清之后调用价格更高的发电机组进行缓解，但这不会对日前市场电价产生影响）。也就是说，市场运营和系统运行是分离的。高精细度市场在出清时即考虑了电网传输等约束条件，可以更好地反映电力系统运行的经济性特点，而且提高了电网运行安全性。例如，美国PJM等一些电力市场，采用了节点定价模式。

欧洲一些国家电力市场采用的是简单的低精细度设计，其主要原因是欧洲电网阻塞程度较低。随着可再生能源比例不断增加，可能会产生更加严重的电网阻塞，这将增加系统运行风险；或者系统运行时的调度结果明显偏离市场出清调度结果，造成市场效率的降低。为此，欧洲不得不不断引入新的市场产品，这导致市场设计变得复杂。因此，有必要在市场设计时尽量提高精细度。

我国可再生能源集中式发展特点使得我国输电网架约束较多，因此，市场运行和调度机构统一、地理精细度较高的市场可能是短期市场设计的首选。节点定价模式可能是我国短期市场设计的方向。

（2）实时市场应对采用统一边际电价进行出清，应尽量使发电报价反映实际成本。

一是，对于所有发电机组用统一电价进行出清，有利于反映系统中发电机组的边际成本，从而释放正确的价格信号引导发电机组对发电计划进行调整。

二是，发电报价应带有位置信息，反映不同位置（节点或价区）的边际发电成本。传统发电机组以及集中式可再生能源发电机组为单位进行报价，分布式电源机组根据地理位置进行报价。

三是，报价应尽量反映机组的固定成本以及变动成本。例如，对于传统火电机组，既提交启动成本（固定成本），又提交单位发电成本（变动成本）。

（3）为应对高比例可再生能源的波动性和预测误差，可在日前和实时市场中增加日内市场或者运行备用容量交易。

在发电机组非计划停运或负荷出现意外偏差的情况下，系统运营机构必须能够实现系统平衡。随着可再生能源发展，发电计划需要进行越来越频繁的调整，以补偿日内风电和太阳能发电的预测误差，即日前与实时之间的误差。因此，可以通过建立日内价格市场，使可再生能源与其他市场参与者及时重新安排其发电计划来满足系统电力平衡。日内市场一般是指实时运行的2到6个小时之前。

此外，也可通过合同约定运行备用容量应对日前计划和实时运行的偏差。运行备用容量有很多类型，例如同步备用或调频备用等，市场根据所需产品对备用可以有不同的定义。由于涉及到不同时间尺度市场的协调，因此一般要对运行备用和电量进行联合优化。在接近实时运行时段，允许系统运行机构对发电机组进行直接调度。

（4）价格信息的透明度，对于市场运行至关重要。

市场交易过程中，市场运营机构应及时披露价格信息，以使发电机组可以根据价格信号对提交的下一阶段发电计划进行调整。同时，系统运行机构得到更新的发电计划后，可以更及时的制定调度计划，以应对高比例可再生能源等带来的波动性。

责编：杉杉