崔福宁
云南华电金沙江中游水电开发有限公司，云南 昆明 650228
摘要：电力现货市场是电力市场化改革进程中的重要环节。当前，我国多个省份正在开展电力现货市场试点的建设。云南省属于高水电占比地区，是典型的“以水电定价”区域，市场化环境下，电源侧市场主体竞争主要集中于以水电为主的清洁能源发电企业之间。由于独特的自然资源特性和电源结构特性，云南省电力现货市场的建设具有一定的特殊性，与国内其他区域市场建设的思路明显不同。该文结合云南省电力发展情况、供需形势及当前省内电力市场运行现状，在研究国外相似地区现货市场模式的基础上，对云南电力现货市场建设若干问题进行了初步探索 。
关键词：高水电站占比；清洁能源消纳；电力现货市场；建设
1 引言
随着国家新一轮电力体制改革工作的推进，电力市场建设在全国多个省份均取得了阶段性成果，全国范围内初步形成了电力市场主体多元化竞争格局[1]。
根据国家发改委、能源局《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区将作为电力现货市场的第一批试点。2018年8月30日，南方能源监管局会同广东省经济和信息化委、广东省发展改革委联合公布《南方（以广东起步）电力市场运营规则体系（征求意见稿）》，标志着我国首个电力现货市场交易规则正式问世。2019年，广东、山西、甘肃等省相继进入现货市场模拟运行阶段。云南电力现货市场建设也已提上日程[2-3]。本文将结合云南省电力发展情况、供需形势及当前省内电力市场运行现状，在研究国外相似地区现货市场模式的基础上，对云南电力现货市场建设若干问题进行初步探索。
2 云南省电力发展情况
2.1电源发展情况
装机方面，2010年以来，随着金沙江、澜沧江流域梯级大型水电站不断投产发电，云南省内电源装机快速增长，截至2018 年底，云南省全口径装机容量9245 万千瓦（2010年仅为3600万千瓦），其中纳入省调平衡装机容量7740 万千瓦（水电5342 万千瓦，占总装机的69%；火电1240 万千瓦，占总装机的16%；风电848 万千瓦，占总装机的11%；光伏310万千瓦，占总装机的4%），地调调管电源装机容量1186 万千瓦，并入国家电网的向家坝右岸电厂装机容量320 万千瓦。
发电量方面，以2018 年统计数据为例，全网统调累计发电量2804.53 亿千瓦时。其中，以水电为主的清洁能源发电量2595.84 亿千瓦时（水电2344.13 亿千瓦时，风电219.29亿千瓦时，光伏32.42亿千瓦时），清洁能源发电量占比92.56%；火电发电量208.69 亿千瓦时，占比7.44%。
云南省属典型的高水电站比地区。已建水电中，澜沧江干流小湾～景洪梯级水电站群有小湾、糯扎渡两个不完全多年调节水库，整体调节性能较好，金沙江干流梯级水电站群因缺乏龙头水库，除溪洛渡水电站具备不完全年调节能力外，其余电站调节性能较差；两江干流外的其他水电总体调节能力较差。
2.2电网发展情况
截至2018年底，云南电网最高电压为±800kV特高压直流工程，交流500kV电网已形成围绕滇中和滇东的“品”字型500kV环网，并辐射延伸至滇南、滇西、滇西南、滇东北、滇西北等区域；220kV网络主要在昆明、曲靖、红河、玉溪、楚雄等负荷中心形成了颇具规模的骨干网，并覆盖全省十六个市州。
电力外送通道方面，截至2018年底，云南省西电东送通道能力为3115万千瓦。直流通道有±800kV云广直流，±800kV糯扎渡直流、±800kV滇西北直流双极（新东直流）、±500kV溪洛渡双回直流、±500kV永富直流、±500kV金中直流，±500kV鲁西背靠背直流等7个直流通道。此外，云南省与境外存在一些联网工程。
2.3电力供需情况
云南省作为水电大省，水电年可发电量已超过2000亿千瓦时，从数字上看已完全可以满足省内用电需求及西电东送任务，但云南水电由于整体调节性能弱、来水的不确定性及丰枯差异较大等原因，导致水电出力年内分配极不均匀，全省水电有70%左右的发电量集中在汛期。
受宏观经济形势影响，相对电源装机规模的快速增长，云南省内用电量需求增速较缓，电力外送通道建设相对滞后，从2013年开始，云南省内水电弃水愈演愈烈，火电利用小时数逐年走低。水电弃水电量由2013年的50亿千瓦时附近逐年上涨至2016年的最高314亿千瓦时。2018年，云南水电弃水电量仍就高达175亿千瓦时。
近年来，随着规划电力外送通道的逐步建成投运，在国家、省政府及电网公司一系列促进清洁能源消纳举措下，电力供应形势逐渐由“全年富余”向“枯期紧张，汛期富余”转变。枯期特别是汛前电力供应紧张的局面逐渐显现，但在规划建设的龙盘、如美等龙头水库建成以前，云南省汛期电力大量富余的基本形势短期内无法根本性转变。
3云南省电力市场运营现状
云南省作为电改试点省份，先行先试逐步建立了较为完善的市场体系和交易规则，省内市场逐步形成了“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的交易模式。2018 年10 月30 日，经国家发展改革委、国家能源局同意，广州电力交易中心正式印发了《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则（暂行）》，跨省跨区“计划+市场”交易机制日益成熟[4-6]。
3.1市场主体
市场主体方面，截至2018 年，云南电力市场化用户侧放开符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量）；电厂侧放开纳入省调电力电量平衡的风电场、光伏电厂、火电厂、2004 年1月1 日后投产由总调调度、省调调度、省地共调水电厂。截至2018 年12 月底，共7662 家市场主体完成市场准入。电厂方面，共443 家电厂完成市场准入，其中，水电202家，风电153 家，光伏77 家，火电11 家，合计装机7366.4万千瓦；用户方面，共7109 家电力用户完成市场准入；售电公司方面，共110 家售电公司完成市场准入。
3.2交易品种
省内市场交易品种包括年度双边协商交易、月度双边协商交易、集中撮合交易、连续挂牌交易、增量挂牌交易、补充双边交易、西电东送框架协议内电量分配、日前电量交易及事前双边互保、事后合约转让交易等。
跨省跨区市场按年度依次组织年度协议计划、年度直接交易、年度发电合同转让、年度增量外送、年度合同回购交易等，按月度依次组织月度协议计划、月度直接交易、月度发电合同转让、月度增量外送交易等。
3.3交易规模
省内市场。以2018年统计数据为例，全年省内市场共成交电量850.99 亿千瓦时，占全省大工业用电量的94.67%，占全部用电量的62.74%。年度双边交易成交电量398.11 亿千瓦时，占全部交易电量的46.78%；月度双边交易成交电量425.72 亿千瓦时，占全部交易电量的50.03%；集中撮合交易成交电量6.49 亿千瓦时，占全部交易电量的0.76%；挂牌交易成交电量10.79 亿千瓦时，占全部交易电量的1.27%；日前交易成交电量9.88 亿千瓦时，占全部交易电量的1.16%。按电源性质分，市场化交易成交电量中，以水电为主的清洁能源占比高达97.36%，火电占比仅为2.64%，可以看出，云南电源侧市场主体竞争主要集中于以水电为主的清洁能源发电企业之间。
西电东送市场，以2018年统计数据为例，在“计划+市场”的交易模式下，2018 年西电东送电量（含溪洛渡）1380.50 亿千瓦时，较
年度计划增送264.72 亿千瓦时，跨省跨区交易中，云南电厂侧共累计成交市场化电量150.03 亿千瓦时。其中，云南增送广东市场化交易成交电量106.87 亿千瓦时；云贵水火置换交易成交电量43.47亿千瓦时。
3.4电价趋势
以2018年统计数据为例，全年售方平均成交价0.177元/千瓦时。在1 至4 月的枯期，售方平均成交价在0.221 元/千瓦时左右；进入5 月，部分水电厂来水增加，电力供应能力有所增强，5 月售方平均成交价0.21 元/千瓦时；进入6 月，随着各流域来水持续增加，大部分水电厂供应能力增加，6 月售方平均成交价0.142 元/千瓦时；进入7 月，随着主汛期的全面到来，水电发电能力大幅增加，部分调节能力差的电厂开始弃水，市场价格继续下降，在汛期的7 至10 月，售方平均成交价维持在0.116 元～0.124 元/千瓦时区间；进入11 月，随着枯期来水的持续减退，全网水电发电能力大幅降低，售方平均成交价回升至0.205 元/千瓦时，并于12 月进一步回升至0.22 元/千瓦时。最终成交价格整体低于云南区域各类水电批复电价，且有较大幅度降价，由于云南省电源侧市场竞争主要集中在以水电为主的清洁能源电厂之间，属典型以“以水电定价”地区，且从全年价格趋势上，符合当前云南电力“枯期紧张，汛期富余”的供需形势。
4国外典型电力现货市场经验分析
西方发达国家早期电力技术发展较快，金融环境与市场机制较为健全，电力工业的市场化改革开展的也相对较早。目前在部分国家和地区已经形成了较为成熟的电力市场，其中也包括北欧、澳大利亚等高水电占比地区的电力现货市场。国外电力市场改革的成功经验，对云南电力现货市场的建设有一定的指导性意义。综合分析国外高水电占比地区电力市场的发展历程和市场机制，对我国电力现货市场建设的启示主要包括以下三个方面。
（1）稳步推进市场改革进程。国外电力市场发展进程中也有过较为失败的经验。如英国早期的现货市场，市场开放不久后电价就出现了大幅度上涨，完全超出了消费者和政府的预期。我国电力体制改革的进程应当吸取教训，稳步推进改革进程，结合各地区发用电特点进行电力市场模式和规则设计，避免市场化改革进入误区。
（2）充分利用不同地区资源互补特性
以云南为典型的高水电占比地区的电力市场要充分利用地区之间资源互补的特性，实现不同区域间电能和辅助服务的相互补充。国外典型电力市场中，北欧各国资源互补性强的客观条件促进了区域电力市场的建立，区域电力市场也促进了各国可再生能源的消纳[7]。
（3）设计适应不同发用电需求的交易品种
水电、火电、风光等不同能源类型的发电机组具有不同的发电特性。电解铝企业、一般工厂、写字楼、以及新兴的电动汽车充电站等不同电力用户对电能利用的特性也有所不同。针对以上特点，北欧地区设计了多种交易品种，包括小时交易、块交易、灵活交易、专属群组交易等[8]，市场成员在市场报价中可自由选择其中的一种或多种适合企业发用电需求的交易品种进行自由组合，从而实现资源的更优化的配置，更有利于促进清洁能源消纳。在我国高水电占比地区的电力市场中，可根据市场推进情况，结合地区特点，设计适应当地发用电企业的交易品种。
5云南电力现货市场建若干问题初探
云南电力现货市场的建设，应在学习和借鉴国外典型地区电力市场改革经验的基础上，充分结合省内实际水电开发利用情况、电网结构、供需形势以及市场开放程度进行模式设计，建设制度完善、竞争充分、安全稳定、促进清洁能源消纳的电力现货市场。
5.1 与中长期交易及省间市场的衔接
建立现货市场，首先应考虑的是与中长期交易及省间市场的衔接问题。省内电力现货市场的数据边界，在时序上需要考虑与中长期交易衔接，在空间上需要考虑与省间现货市场的衔接。
与中长期交易衔接方面，受制于云南省电网架结构变化大、网络阻塞比较多、负荷预测和水情预测存在偏差等情况，市场成员的交易受制于网络约束往往难以全额兑现，电力物理特性决定了分散式衔接无法兼顾全网系统安全，此时更适宜于采用集中式市场，即全电量竞价（中长期金融合约交易+日前和实时市场）模式，中长期合同主要为金融合同，用以规避日前和实时市场价格波动风险，中长期交易无需进行安全校核，无需物理执行，中长期交易以差价合约形式得到执行。此种方式下，调度机构执行压力相对较小，有利于保障电网安全稳定。
与省间市场的衔接方面，云南作为西电东送主力送端电源省份，当前，云南电力外送受端省份主要为广西、广东两省，在电力现货市场设计上，应充分结合受端省份交易模式，专门制定跨省跨区现货市场交易规则。
关于出清时序，在优先保障省内负荷需求以及境外送电的前提下，富余电力积极参与省间市场，促进清洁能源消纳，建议省内市场优先出清，富余发电能力再参与省间市场；相同时序下应先组织省内交易，省内预出清确定省内发用电曲线后，全省富余电量参与在省间市场交易；省间市场出清后，交易结果纳入跨省跨区联络线外送计划，作为约束条件进行实时调度。
5.2 针对丰枯期差异分别设计
云南省丰枯期水资源特性呈现较为明显的差异，电力现货市场的建设中要针对丰枯期差异分别进行模式和规则设计，其中重点是日前电力现货市场的设计。
（1）丰水期的日前现货市场
市场主体方面。丰水期流域来水充足，梯级水电厂之间的水力联系对各水电厂发电能力的制约较弱，水电企业之间有充分的竞争空间。建议在丰水期的日前现货市场中，将径流式水电在内所有水电、新能源、火电等所有市场化电厂同质、同台竞价，充分促进公平竞争。
阻塞管理方面。在云南现状电源特性及电网结构特性下，主汛期，以滇西北区域为例，金沙江中游梯级水电站群水电外送通道及进入云南省主网断面严重受限，阻塞较为严重。结合国外电力市场相关经验，利用分区电价进行阻塞管理的方式更适合此类地区。以北欧为代表的分区出清的流程是[9]：首先不考虑安全约束对全网进行出清，若出清结果未引起分区间的输电阻塞，则全网采用统一的系统电价；若出清结果引起了分区间的输电阻塞，则进行分区出清，确定各区域的分区电价。该方式虽然可以保证输电阻塞的消除，但一方面可能带来不必要的弃水，另一方面由于区域水资源的分布特点可能产生极低的分区电价，严重影响水电企业的经营效益。
为了适应云南省实际情况，建议按照以下方式进行分区出清：首先根据电网实际运行中阻塞出现的情况，定期划分阻塞分区，并根据水资源分布确定高水电区。在日前出清过程中，为保证水电的充分消纳，首先对高水电区进行区内出清，即保证一定水电外送的前提下，根据区内用电负荷需求，进行区域内部出清；区内出清后，由于高水电区的外送水电已经确定，外送量作为边界条件进行全省范围出清，确定全省出清边际电价；实际结算时，为保证水电企业合理经营收益，对于高水电区，按照区内出清电价或全省出清边际电价适当下浮一定比例确定的分区电价进行结算。
（2）枯水期的日前现货市场
枯水期各流域来水不足，下游水电厂出力直接受制于上游水电的出力，水力联系复杂，纯市场行为很难保障枯期不弃水。枯水期省内各梯级水电站在充分满足电力外送的前提下，现阶段已基本具备全额消纳水电的能力，为保证市场交易的有效组织及清洁能源优先消纳[7]，建议枯期将水电充分消纳作为约束条件之一，利用出清机制保障枯水期不产生弃水损失。推荐采用梯级水电站群联合优化出清方式[10]，即将下游电站作为价格接受者，无需申报电量，其电量在满足上、下游电站间水力耦合、水流时滞、运行水位、水量平衡等要素约定情况下，表示为关于上游电站申报电量的函数，嵌入日前出清优化模型，实现上、下游电站联合出清，此机制下可能会带来首级电站市场力较大等问题，在构建出清模型时应充分考虑。
5.3日前市场和实时市场的协调运行
日前市场主要根据出清规则在前一日确定全天各时段的发电计划。但在电网实际运行中，由于天气变化、风光及用电负荷的波动、突然来水等不确定因素，实时阶段与日前所确定的发用电曲线会产生的一定偏差。为保证电网实时的供需平衡，开展实时平衡市场。
实时平衡市场的市场主体与日前现货市场相同，枯水期火电及具备调节能力的水电参与实时平衡市场，中标机组在日前出清结果的基础上增发或减发出力，并根据中标价格获得相应的补偿。丰水期由于各流域来水充足，水电厂间的水力联系制约较弱，除火电和具备调节能力的水电外，径流式水电及新能源电厂同样可参与实时平衡市场。丰水期实时平衡市场中，应明确水电优先上调，火电优先下调，进一步增加水电消纳。
5.4 开展多品种及时序互补的辅助服务市场
为保证电网的稳定运行，建议根据电网需求开展多品种及时序互补的辅助服务市场交易，并根据各交易品种确定准入技术条件，符合相应条件的才可参与辅助服，种类可包括火电短期备用、火电启停调峰、火电深度调峰、水电旋转备用、自动发电控制（AGC）等，按照“谁受益谁承担”的原则，辅助服务费用逐渐过渡到由受益方支付。
5.5 逐步完善市场机制
为更合理的安排外送输电通道及关键断面输电通道的使用，合理分配阻塞盈余，提升市场主体抗风险能力，在市场发展到一定程度时，启用节点电价结算机制，同时引入金融输电权市场，更合理地管理和分配阻塞收益的同时，进一步促进市场活力。
6 结语与展望
本文结合云南省电力发展情况、电力供需形势、省内电力市场现状运行情况，在总结国外相似地区电力现货市场建设方案的基础上，对云南省电力现货市场若干问题进行了初步探讨，本文现阶段的探讨尚局限于模式设计和边界分析等方面，文中或有不妥之处，敬请指正。
丰富的水资源是云南省得天独厚的优势，将资源优势转化为经济优势，需要输出与就地消纳并重，加大用电市场开拓力度，全力消纳清洁能源为重中之重，这对对云南电力市场化改革提出了更大的挑战，需要各方以更加高超的改革智慧来妥善应对。电力现货市场建设作为市场化改革的关键一环，要求规则制定者充分结合云南省电力市场现状，依照现货市场建设的一般理论与规律，因地制宜推进现货市场建设，制定出一套制度完善、竞争充分、安全稳定、有效促进清洁能源消纳的电力现货市场规则。
参 考 资 料
[1]中共中央.国务院 关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）
[2]国家发展改革委.国家能源局 关于印发电力体制改革配套文件的通知(发改经体〔2015〕2752号)
[3]国家发展改革委.国家能源局 关于开展电力现货市场建设试点工作的通知(发改办能源〔2017〕1453号)
[4]昆明电力交易中心 云南电力市场2018 年运行分析及2019 年市场预测
[5]云南省发展和改革委员会.云南省能源局 关于印发2019年云南电力市场化交易交易实施方案的通知（云发改能源〔2018〕1194号）
[6]广州电力交易中心 南方区域跨区跨省电力中长期交易规则（暂行）（2018年10月30日）
[7]国家发展改革委办公厅 国家能源.局关于促进西南地区水电消纳的通知（发改运行〔2017〕1830号）
[8] 张馨瑜,陈启鑫,葛睿等.考虑灵活块交易的电力现货市场出清模型.电力系统自动化.2017,(24):35-41.
[9] 汤振飞,唐国庆,于尓铿.电力市场输电阻塞管理[J].电力系统自动化.2001(23):13-16.
[10]张粒子,刘方,许通,蔡华祥,蒋燕,徐宏.多运营主体梯级水电站参与的日前市场出清模型[J].电力系统自动化,2018,42(16):104-110+231-234.