广东现货市场设计专题研讨会——主要研讨议题及专家讨论

问题、意见和建议

1

电力市场设计的体系性（朱治中）

2

1)市场设计必须有一套可以遵守的原则。每一条重要的规则都要与这些原则相符。

2)简单地说，市场规则应该尽量对待市场成员一视同仁，市场信号及时且透明，规则持久且可以执行，谁受益谁付费，由市场竞争来促进市场效率。

3)广东市场设计也许应该先列出自己的设计原则，然后检查每一条重要的规则是否违反了某些设计原则或与某些原则不一致。

3

1)市场设计者一定要相信价格能够引导好市场主体的行为。

2)电力现货市场建设的逐步开展必然需要相关配套政策的联动，而非电力现货市场单兵突进。发用电计划放开、输配电价核定、电力市场建设、增量配网放开，售电业务放开等内容存在内在逻辑。

3)电力现货市场建设是一项综合性的、系统性改革，会触动原有计划制度的方方面面，所以各项配套制度必须配合现货市场的设计和运行主动的进行变革。市场设计过程中，不是要市场迁就各项既定政策，而是要提出这些政策配合现货市场进行调整的各种方案。

4)努力避免给市场机制增加难以承受之重，近期既要求通过现货市场达到更高的可再生能源穿透率，又要求大幅降低供应成本不够现实。

5)远略近详与明确目标必须统筹。引导投资是市场建设一个重要的作用。市场设计者应当把最终的市场模式尽量描述清晰，分阶段描述，不应简单的按时间划分阶段，而是明晰转段的条件。

峰谷

4

市场体系是一个环环相扣的系统工程，如果前期工作完善，那么现货市场的压力就小很多；而前期缺乏运行基础和铺垫，那么现货市场的矛盾将极为尖

5

1)市场要有顶层设计：市场目标、市场结构、市场体系和规则、监管。

2)市场的目标和路径：区分终极目标和路径目标，路径目标需要动态调整。

3)市场设计要考虑系统性、动态性、长期性，避免反直觉问题。

荆朝霞

序号

问题、意见和建议

1

中长期合约与现货市场的衔接（阻塞）

1.1

中长期合同和双边交易参与现货交易的条件

1.1.1

CAISO，中长期合同和双边交易参与现货交易，必须满足以下条件

1）分解合同成每小时的发电和负荷计划（曲线）并向现货市场报价

2）以自计划（self schedule)的型式报价，只报量不报价

3）合同以上，如果还有多余发电容量或附加的需求，可以经济报价（既报量也报价）的型式向现货市场报价；

4）如果某些时段不想履行合同，可使用全电量经济报价

所有自调度计划都受到现货市场的尊重，首先调度经济报价，不够再进行非计划调度。

刘云仁

1.2

阻塞的来源

1.2.1

中长期合同规定的结算参考点实际上是发用双方在中长期交易阶段相互确认电能价值的一个空间基准，电能在现货阶段从发电方所在节点向结算参考点转移过程中，可能需要额外付出或者获得电能空间价值之差，此即中长期合同的阻塞费用（可能为支出，也可能为收益）。。

赖晓文

1.3

市场成员的风险

1.3.1

对用户，中长期合同起到了完全锁定现货价格波动风险的作用。

对发电，在节点电价体系下，电能的空间价值差异是客观存在且不确定的，由此产生的中长期合同阻塞风险一定要由发用电双方中的某一方来承担。考虑到售电公司、电力用户等用户侧市场主体对电网运行特性认识尚浅，相较而言，发电企业更加具备对电网运行状况开展量化分析的能力和经验，因此，广东电力市场中长期交易细则中，规定市场初期中长期交易合同的结算参考点统一选取为用户侧市场主体结算所在的全市场统一结算点。

赖晓文

1.3.2

对发电，无阻塞情况下，可以完全规避风险。

虽然中长期合同是金融的差价合约，但发电企业可以通过自己的市场策略来选择对差价合约物理执行还是财务结算：如果希望物理执行（发电企业已经做好了燃料计划，买了煤），可以

1）发电企业在现货市场尽量报低的价格来实现。

2）未来市场中建议可以增加“自调度”的类型，由市场主体自行选择是否物理执行（这需要有较为完善的输电容量分配、管理机制）。

如果现货市场价格非常低，发电企业也可以选择财务结算：将差价合约的“发电权”转让给现货市场中报价更低的企业，将计划的燃料卖掉或留作其他时段使用。

阻塞情况下，发电需要承担发电节点到结算参考点之间价差的风险。阻塞可能对一些发电企业造成更多的收益，可能对另外一些发电企业而言造成了损失。这个收益或损失，在目前的市场规则下，是无法通过中长期交易规避的，能规避的，只是收益或损失的不确定性。

荆朝霞

1.4

阻塞风险的规避

1.4.1

发电企业正确的中长期交易策略，应当是综合考虑电能价格和阻塞费用两部分风险。根据发电成本确定合同的电能价格基准，根据对阻塞费用的预计确定合同的阻塞费用基准，将两部分相加，得到对中长期合同交易价格的合理预期。

赖晓文

1.4.2

可以从以下方面着手解决发电阻塞风险的问题：

1）随着市场的发展，发展可以对冲阻塞风险的中长期交易品种。

2）研究是否可以分配输电权给发电企业，以从根本上解决阻塞风险的问题。分配多大比例的输电权给发电企业，每个发电企业分配多少，可以考虑历史的权益情况、发电企业的风险承受能力等。

荆朝霞

2

辅助服务市场机制

2.1

建议与问题：

(1)能量应与辅助服务协同出清，不协同，应该能量先出清

(2)出清模型中将考虑了备用容量约束，为什么不及时启动备用辅助服务市场？发电机组的容量应该按照市场价进行补偿。

(3)潮流约束松弛变量（惩罚因子）的必要性？

(4)正备用和旋转备用约束不适当，负备用容量约束没有必要。应该从市场中购买。

刘云仁

2.3

问题：如何确保现货市场出清后解出的备用容量满足断面及线路潮流约束？

2.4

问题：征求意见稿已规定调频辅助服务市场的费用缴纳者包括向广东送电的所有符合条件的电厂和电力用户。但现起步阶段还是仅由电厂分担，未来如何纳入用户进行分担？承担多少比例如何核算？

2.5

问题：现有现货市场规则中，蓄能电厂被归为A类机组，同时也不参与调频辅助服务市场，仅在频率处于次紧急区时才发挥调频作用。但蓄能电厂实际上是非常优质的调频和运行备用资源，如何使蓄能电厂有序参与调频辅助服务市场和现货市场化交易？

2.6

问题：调频市场实时出清时，常有日前中标的机组因为实时计划未留出足够调频容量而被剔除，可能会导致实时出清价格较高。未来当现货市场投运后，电能量市场和辅助服务市场如何协调尽量减少这种情况的发生。

序号

问题、意见和建议

1

外送曲线电力分解

1.1

问题：现货市场下，中长期合同是否一定要分解曲线？

1.1.1

在加州，中长期合同参与现货市场，必须分解合同成每小时的发电和负荷计划（曲线）并向现货市场报价。

刘云仁

1.1.2

广东现货市场后，与广东相关的中长期合同必须要有分解曲线。分解的方法可以有多种。

1）签订合同的时候就签订好具体的曲线形状。可以是自定义的，也可以是交易中心定好的标准化的曲线。

2）签订合同的时候不确定具体的曲线形状，但确定分解的原则。对计划、协议部分，开始可采取这种方式。

季天瑶

；荆朝霞

2

西电东送通道的分配

2.1

问题：未来南方区域现货市场中，西电机组如何参与市场化交易？实时市场中，西电机组出清后，西电东送直流通道计划（也是96点计划）如何相应调整以匹配各不同西部电厂的功率变化？直流闭锁或临时检修对西电机组出清的影响？

2.2

为了减小中长期交易在执行的不确定性，避免由于西电东送通道的问题引起合约无法执行，需要尽快研究、明确未来西电东送通道的分配、使用方式。

根据中长期交易的时间框架，确定几个关键的时间点，由调度机构（如总调负责，协调其他调度机构）给出通道的总可用容量和分配方式，在这个基础上，交易中心进行中长期交易的组织。考虑到不确定性和电网安全的要求，可以在不同阶段留不同的裕度，越早进行的，不确定性越大，可以留越多的裕度。

时间上，可以按年度、月度、日前三个尺度进行，尽量与目前电网公司的方式安排衔接。

通道可用容量的评估和分配方式，可以采用从简单逐渐到更加精细的方法。

1）初期保留现有的做法，按照每个通道分别核定通道总容量，并进行分配。

2）考虑到通道容量之间的耦合性，可以建立多个通道联合的评估、分配机制，具体可以参考欧洲的市场耦合方式。可以将每个省或者端口作为一个区，形成区域之间交易的可行空间（以PTDF的形式）。这样，交易中心可以组织连续的、多个市场耦合的交易。能量交易就可以和输电通道进行一定的分离。

3）能量市场和输电约束完全耦合，南网范围内进行集中的能量市场。在中长期市场，需要建立输电权的交易机制，以方便市场成员进行相关风险的管理。

荆朝霞

；陈紫颖

3

西电相关的偏差结算

3.1

问题：实际送电曲线与中长期合约之间的偏差如何结算？

3.2

省间优先发电优先安排省间输电通道，按合同约定及规则分解，日分解曲线偏差结算，将西南电落点拟合一个节点，作为偏差结算价格依据。

计划外的，不超过剩余物理通道能力，发售直接交易（发指省外水电等优先电），按广东统一虚拟点作为交易交割点，24点曲线。如果由于清洁能源政策消纳压力，省级电网公司作为最后购买者。市场化交易偏差，按统一虚拟点价格结算。电网兜底的，按西南电拟合后节点价格结算。

3.3

省间交易的双方提前进行增量交易的报价。在不具备按节点交易时，可以将送端、受端每个省等值为一个虚拟的节点，并需要确定一个交易的代理机构，代理省内主体进行报价、结算。

现货市场出清中，在将中长期合约作为边界条件的情况下，可将增量交易报价纳入广东现货市场统一优化。

条件不成熟的时候，跨省交易的增量报价可以不用每日进行，可以根据情况每月或每周进行，但需要提前由相关市场主体协商确定增量交易、偏差造成的收益或损失的分配或分摊方式。

荆朝霞

序号

问题、意见和建议

1

问题：长协中的市场力怎么控制？

1.1

1)市场力的原因：控制供需比，人为造成市场力。

2)控制供需比的原因：不希望发电价格太低。

3)进一步的原因：市场不完整，不完善，电厂没有合理回收投资成本的机制。

荆朝霞

序号

问题、意见和建议

1

燃气机组补偿机制

陈启鑫

1.1

建议：慎重考虑补贴方式。

2

发电成本回收

2.1

避免“重市场出清、轻容量补偿机制”。出清落后产能也要兼顾长期容量充裕性。没有考虑容量补偿机制，那么走不远也走不稳。

何爱民

2.1

建议：发电成本外界很难辩识。先有效竞争，严格监管，防止串谋，成本结构才会慢慢清晰。在这个基础上，才能形成下一步的机制。

蒋志高

2.1

建议：

1）基数电量不要急于放开，作为金融差价合约；

2）从保证电力系统长期的安全、经济、可持续的发展的角度，应该考虑发电的长期成本特性。

3）价格上限尽量高一些；

4）增加备用需求曲线，在供给紧张时提高电价；

5）设计类似澳大利亚的单向差价合约规避高电价风险，要求售电公司必须签订一定比例的此类合约。

荆朝霞

3

市场力

3.1

监管机构

3.1.1

发电机组的市场力检测参考价格由市场管理委员会 提出建议，经政府主管部门和能源监管机构同意后执行，不合理。

市场管理委员会是由市场参与主体组成，它完全不应该参与其他市场主体的成本核算。这不公平，也无效率。最后的核定结果必然是一个博弈的结果，并不反映真实的成本。这是市场设计最忌讳的后果之一。

建议：成本核算/市场力检测参考价格应该由专门的机构负责。在北美，它要么是由调度/交易机构负责，要么由独立的监测机构负责。市场管理委员会充其量只能参与成本核算的程序设计。

何爱民

3.1.2

广东电力市场运营基本规则认识到机组发电成本测算，即发电机组市场力检测参考价格（Reference Price）的重要性，并给出了具体的测算方法和步骤，但规定由广东电力交易中心具体实施，广东电网电力调度控制中心，广东电科院能源技术有限公司配合。这不附合电力市场必须公平，公正，公开的原则。在美国发电参考价格是由第三方独立机构（例如PotomacEconomics）计算并管理的，ISO/RTO和有关的发电企业提供所需的数据。

刘云仁

3.2

监管对象

3.2.1

我国市场建设的初期统购统销的主体近期是头号市场力监管对象，生产者远远不能与之相比。

峰谷

3.3

市场力监控方法

3.3.1

广东电力市场运营基本规则提到限制市场力的问题，但仅限于用市场力检测参考价格来对比发电机组的能量报价，对如何限制超大发电集团的市场力的问题，则没有提及。这是广东现货市场开始运营之前必须解决的问题。

国外有三种方法：拆分超大发电集团、超大发电集团把发电机组承包给若干独立的中间商（售电公司）、限制超大发电集团进入现货市场的容量（其大多数的容量以中长期合同的形式参加现货市场），限值一般都是10%。

刘云仁

问题、意见和建议

1

避免让市场失灵成为行政干预的借口。从国外市场设计和建设防止市场失灵的措施上看，都努力把措施放在市场之外，并且措施主要是机制和政策，而非直接的行政指令。

峰谷

2

建议：尽量避免现货市场价格双轨制。

1）有两层含义，一是产业政策和宏观调控应当在中长期交易中体现，以政府授权合同的形式进行；二是电力现货市场需严格避免双轨制，即现货市场规则适用于全部机组和联络线来电（市场间交易），不再存在按照计划调度方式运行的主体。

2）部分容量计划调度，意味着市场中出现了“变动的边界条件”，价格发现功能大打折扣，同时接受计划调度的容量不参与优化，市场的优化功能又受到影响。

峰谷

3

建议：建议A类机组发电计划尽快全部纳入市场，可以保留较大基数合约。

荆朝霞

4

关注国外电力市场如何在初期发展中解决上述问题。

新加坡这样的小市场，可以一步跨入全电量现货而不会有任何问题，而绝大多数其他国家的电力市场则是在发展中解决。挪威的电力市场启动前，已经存在了电力联营体下的中长期批发市场、国与国之间的协议计划；即使在挪威、瑞典合并建立了北欧市场之后，大量的双边物理合约依然持续了近十年的时间。在这个发展过程中，市场主体有充足的时间来逐步消化发电装机投产的历史包裹，逐步由计划性投产转向市场引导投资回收。

探讨，美国的电力市场中如何在发展中解决该问题？

L

1

日前报量不报价，负荷预测出清

1.1

强制将用户侧改为价格接收者，这不利于需求响应的发展，无助于用户侧规避价格风险，也不利于改进短期效益。而且，这种方式带来对市场主体的差别对待。其目的也许是提高用户侧预测准确度。但是这种处理方式弊大于利，也完全没有必要。

建议：容许用户侧报价其实既可以减低发电侧市场力影响，也可以抵消统调负荷预测误差带来的不利后果（比如避免不必要的开机/停机组合，减低日期和日内价格差异）

何爱民

1.2

这是造成信息不对称的一个原因。用户可以不保价，但价格用用户报的量出清。需要配合进行以下工作：

1.用户只有一个结算点。用户没申报节点，需要用算法将用户申报的负荷分配到不同的节点，造成误差；

2.非市场用户的负荷需要由电网来预测，不好预测。

建议：如果这个问题不能解决，是否可以

不要日前市场，日前结果只用于预调度，不用于结算。

中长期市场可以延伸到一天以前。

荆朝霞

1.3

出清模型中的负荷预测数据利用统调负荷曲线+母线负荷曲线偏差进行计算，是否需要区分统调和母线负荷曲线偏差造成价格差异的责任主体？

2

日前与实时偏差收益的处理

2.1

设计者的考虑是降低因为负荷预测信息不对称而部分用户侧收益的影响。这其实完全没有必要，也不公平。金融市场（即从日前和日内价格差获益）的效率在于交易流动性，用户侧和电厂以及用户侧各主体和电厂各主体之间的激烈竞争会自动将这种收益降到最低。而且如果市场参与主体的负荷预测比调度中心的预测更准确，这种行为更应该得到鼓励/奖励，因为它有助于提高效率。

在北美市场，日前市场都是金融性的（也有人称之为财务性的）。任何市场主体都可以多报或少报（也容许虚拟交易的存在）。其目的仅仅是为了增加竞争，减低市场力和提高效率。这与负荷预测是否由调度中心负责无关。

何爱民

2.2

初衷是好的，但不一定能起到效果（很可能起不到效果），反而起到了反面的影响：影响需求侧响应。

建议：取消这个机制。

3

平衡账户

3.1

平衡账户包括了太多的不同性质的东西，这与“透明”和”谁受益谁付费“原则不相符，也构成了不同主体或不同消费时段的交叉补贴。现货市场的目的是通过发现价格来促进资源的优化配置和合理使用。电力商品有两个基本特性：位置和时间，都有不同的价格。它的价格不仅仅包含电能量价格，还包括不同位置或不同时间发生的成本（比如阻塞成本，可靠性机组成本，备用成本，等等）。平衡账户将所有这些成本混在一起，然后平摊，构成了不同位置不同时段不同用户间的交叉补贴。这种处理方式与国外成熟市场的处理方式差别巨大。

建议：如果平衡账户的处理方式是目前大家能接受的，那么广东至少应该将平衡账户中的各种费用分开记录并公布。这有助于发现问题和解决问题。

现在现货市场引起社会各界如此高度关注，根本原因是尚未形成全时间维度的市场体系，因此现货市场建立后，可能很多人就认为市场将只剩下一个价格信号。因此，现货价格或高或低，将直接导致全电量电价剧烈变化

1）现货市场的出清价格，在缺乏前期稳定措施的前提下，必须要加强限制；偏差收益返还机制应该着眼于激励市场主体减少申报偏差

2）而从全局来审视这个问题，可能有不一样的结论。如果前期准备得当，在中长期市场充分完成交易后，现货市场的价格信号应该有更大的自由空间，充分表征出供需不平衡、市场力、电网阻塞等各种因素的影响。

建议：平衡资金要有分类明细，不同来源的平衡资金不应混合。更不应该用一种平衡资金进项去补充另一种不相关的平衡资金支出

3.2

建议：可以对不同来源的资金按不同的方法、周期分摊。大多数可以按日分摊。

4

网损

4.1

由于节点定价没有网损，当没有市场阻塞或阻塞差价小的时候，市场从用户收取的费用将比向电厂支付的费用低几个百分点。以广东的市场规模，这个收费不足可能会相对可观。这些费用最后都由用户负担。

以广东的机组情况看，阻塞价差可能比较小，最终的阻塞租金会不高，不足以抵消网损造成的收费不足。这些本应由电厂承担的损失最后由用户负担。这既不公平，也向市场尤其是电厂提供了扭曲的价格信号。

5

按小时结算

5.1

按小时结算增加平衡账户的波动，也非激励兼容。按小时结算（包括价格的算术平均值和电能的平均）既会增加平衡账户的波动，也会向市场参与主体发出错误的信号。北美的经验表明，结算方式最好与出清频率相同。目前已发现的主要问题有频繁的大的ACE波动，不必要的价格波动，无效率的发电或用电。

建议：如果没有重大的技术原因，广东应该采用15分钟结算。

6

实时发电计划执行偏差计算

6.1

日前与日内的用户侧偏差处理机制目前存在较大争议，允许的偏差比例应该如何选取，如何在确保用户的合理收益与抑制投机之间取得平衡。

7

分区定价

7.1

当前用户以统一结算点的价格进行结算，不能引导资源在空间层面的优化配置，弱化了用户侧利用中长期合同规避风险的作用。根据阻塞程度的不同进行分区、采用分区电价的实施难点是什么？

8

信息披露

8.1

建议：公开发布节点电价，而不是仅仅通知有关发电厂

9

合同结算的方式

中长期合同的结算方式主要取决于相关的实时市场/不平衡的机制以及输电定价/输电权定义方式。不同的机制并没有绝对的“好坏”之分，不同的机制产生了不同的经济信号、不同的福利分配。