电力市场设计理论与运营实践(二)|市场设计基础

电力市场设计理论与运营实践（一）｜概述

现代电力市场由严谨设计而来，需明确设计原则、建设目标、实施路径，三者共同构成市场设计框架，保障市场规范运行、不偏离方向并符合行业长周期特性。

电力市场设计原则源于客观规律与社会规范，需兼顾商品市场通用规则与电力行业特殊性。

2.1.1 商品市场的制度与秩序

• 制度与秩序相伴相生，随社会发展动态调整，存在地域与时代适用性差异。
• 商品市场核心：尊重所有权、自愿交易、公平竞争、保障权益，制度需循序渐进完善。
• 我国商品市场制度分为市场进出、竞争、交易、仲裁四类，监管体系包含执法、自律、舆论、群众四方面。

2.1.2 电力市场制度与秩序的特殊性

电力由垂直垄断转向开放竞争，因不可大规模存储、瞬时供需平衡、物理传输约束，呈现三大特殊性：

• 调度统一：集中式市场由ISO 统一出清调度；分散式市场以实时平衡与不平衡结算实现交易与调度统一。

• 电网开放：输配电网无歧视开放，分离电力商品与传输服务，保障发、售、用环节公平竞争。

• 安全共担：涵盖短期运行安全与长期供应安全，需通过辅助服务市场、容量补偿机制解决“资金缺失”“市场缺失” 问题。

2.1.3基于制度与秩序的电力市场设计原则

（1）基于商品交易的原则

• 平等：各类市场主体法律与竞争地位平等。
• 自愿：入市自愿、交易自主，减少强制约束。
• 公平：权利、义务对等，约束市场力，维护公平竞争。
• 诚信：恪守契约，建立信用评价与失信惩戒机制。
• 守法有序：法规先行，完善监管与处罚，推动制度适配改革。
• 节能环保：兼容各类电源，通过行政/ 市场手段体现环境价值。
• 交易便捷：标准化合约与场外交易兼顾，提升效率、降低成本。
• 短期时效：争议处理时效短，降低交易纠纷成本。

• 安全可靠：以系统安全为前提，统筹电能量、辅助服务、容量市场，指导电力规划投资。
• 信息透明：及时披露供需、输电容量等信息，降低市场风险，典型如美国OASIS 系统、欧盟透明化条例。
• 公共成本分摊：辅助服务、容量补偿等公共成本向用户侧疏导，避免向发电商分摊引发成本转移与市场失灵。

现代电力市场需围绕设计原则、建设目标、实施路径系统构建，三者共同决定市场方向、运行规则与改革节奏。

2．2  电力市场建设的通用目标

电力市场唯一固有目标是提高经济效率，通过竞争控制终端电价合理水平，核心是在发电、售电环节引入竞争。

（1）发电环节引入竞争

• 是市场建设第一步，决定竞争活力，通过资产拆分降低集中度。
• 美国：电源所有权分散，以法案推动独立发电商参与，批发竞争充分。
• 英国：先拆分后持续减持资产，逐步降低市场集中度，提升效率。
• 澳大利亚：拆分发电资产，竞争显著提升电力生产效率。

（2）售电环节引入竞争

• 初期争议大，随批发市场完善显现价值：挤压上游超额利润、提供价格风险管理服务。
• 美国：17 个州开放零售选择，得州全面放开竞争。
• 欧洲：按法案全面开放，但用户切换率低、发售一体化趋势明显。
• 澳大利亚：分步放开零售价格，形成三类零售商，竞争逐步增强。

关键说明：效率提升≠电价必然下降，能源、人力等成本上涨会抵消改革红利。

2．3  电力市场实施路径

目标模式趋同（以现货为核心），实施路径差异显著：国际多为一步到位，我国为渐进式改革。

2.3.1 国际主要市场实施路径分析

采用休克式/ 一步到位改革：以顶层法律强制切换，直达目标模式。

• 英国：1989 年立法拆分体系，1990 年上线电力库现货市场，全电量竞价。
• 美国：以FERC 888/889 号令开放电网，先过网交易，后逐步建成7 个区域现货市场。

2.3.2 我国电力市场的实施路径

典型自上而下渐进式改革，保留全部小标题如下：

2.3.2.1我国计划管制机制

• 由规划、电价、运行管理构成闭环“管生管养” 体系，曾支撑电力高速发展。
• 三者相互依存，单一环节放开会牵动全局。

2.3.2.2我国市场主体的准备

• 发电侧：80 年代多元办电→2002 年厂网分开→形成多元发电主体。
• 售电侧：2015 年放开售电与增量配网，大量新主体进入，推动市场化。

2.3.2.3我国电力工业管理体制的准备

• 两次关键改革：政企分开（1997—2001）、政监分离（2002—2013）。
• 原电监会留下监管体系与试点经验，为市场化奠定基础。

2.3.2.4 我国交易机制的实施路径

1.以电力现货市场为核心的价格形成基础

——全覆盖参与：所有接入输电网的市场主体（含发电、售电、用户）均需纳入现货市场出清计算，即使不主动报价，也以“自调度”形式参与边际价格形成，彻底消除“双轨制不平衡资金”。

——价格信号传导：现货分时价格需真实反映时空供需差异，为中长期交易、容量补偿、辅助服务定价提供底层依据，避免计划定价与市场定价脱节。

——结算闭环：所有电能量交易最终以现货价格为基准结算，中长期合约仅作为价格风险管理工具，而非替代现货的“计划电量”，确保市场信号有效传导至投资与消费端。

2.产业政策与市场机制的协同衔接

——政策外部化：对新能源、储能、核电等受产业政策鼓励的主体，将原有的“优先发电、成本分摊”转为配额制、政府授权合约或专项补贴，在市场机制外给予资金支持，避免强制要求其他市场主体分担其成本。

——成本透明化：明确区分“自身成本”与“系统成本”，对因系统安全或公共利益产生的额外成本，通过专项基金或容量机制回收，而非直接在现货市场中交叉补贴。

——过渡安排：设置合理过渡期，逐步取消保护性政策，让市场主体在公平竞争中实现成本优化与技术迭代。

3.辅助服务市场与现货市场的协同运行

——品种科学设定：根据系统安全需求，明确调频、调压、备用、黑启动等辅助服务品种，设定合理限价，避免价格扭曲。

——联合出清机制：集中式现货市场中，辅助服务市场需与电能量市场联合优化出清，实现资源最优配置，避免“电能量与辅助服务两张皮”。

——成本全疏导：所有辅助服务成本需完整、公平地向用户侧疏导，可按负荷或用电量分摊，避免向发电侧转移导致市场信号失真。

——市场化定价：逐步扩大辅助服务的市场化交易范围，鼓励储能、可中断负荷等新型主体参与，提升服务供给效率。

4.容量成本回收机制的构建

——成本核算基础：以发电机组在现货市场、辅助服务市场中的实际收益为基准，核算其未回收的固定成本（含折旧、财务费用等）。

——分级回收机制：对系统必需的稀缺容量，通过容量市场或容量补偿机制给予足额回收，保障长期供应充裕性。

——对低效或冗余机组，逐步降低回收比例，倒逼市场退出，优化电源结构。

——与规划衔接：容量回收机制需与电力系统可靠性规划模型保持一致，避免出现“规划目标与市场激励脱节”的“两张皮”问题。

5.完善中长期交易与金融避险工具

——交易自由度提升：取消强制签约比例与固定周期限制，允许市场主体自主选择交易品种、频次与合约期限，满足多样化风险管理需求。

——分时价格结算：中长期合约价格不再套用固定时段价差，而是以现货分时价格为基准计算，真实反映区域供需与时间价值，避免“平均价”掩盖峰谷差异。

——金融衍生品创新：推出金融输电权，规避输电阻塞带来的价格风险。发展电力期货、期权等衍生品，为发、售、用主体提供灵活的价格对冲工具。

——探索“差价合约”“虚拟 bidding”等机制，提升市场流动性与价格发现能力。

6.规划机制的市场化转型

——可靠性规划：以未来最大功率预测为核心，而非传统电量预测，确定系统所需的有效发电容量总额。模型与容量回收机制对齐，确保规划目标与市场激励一致，保障长期电力供应安全。

——经济性规划：采用与现货市场一致的数据模型与生产仿真工具，模拟长周期运行场景。优化电源类型组合与输电线路规划，引导投资向低成本、高效率、低碳方向倾斜。

——规划与市场联动：将现货价格信号作为规划决策的核心参考，通过宏观调控政策平衡市场效率与社会承受能力，实现“改革降成本、安全保供应”的长期目标。

往期推荐