2019年6月1日-2日，由中国电力科学研究院、能源基金会在北京共同举办“2019（第三届）电力市场国际峰会”，各级主管部门、20余家交易中心、国内外顶级专家共聚一堂，研讨“现货交易下的电力市场发展与展望”。
下午会议进入到嘉宾对话环节。对话由广南大学电气工程学员副教授喻洁主持，华南理工大学电力学院教授、国家特聘专家 朱继忠、广州电力交易中心副总经理杨临、北京电力一中心技术部主任张显、国网华东电力调控分中心水电及新能源处副处长陆建宇、广东电网电力调度控制中心现货市场管理部市场管理组组长罗钢参与讨论。
与会嘉宾围绕对话主题“跨区交易市场质量、运行机制和市场监管”展开深入探讨。
以下为现场整理对话环节各位专家部分观点：
华南理工大学电力学院教授、国家特聘专家 朱继忠：
国外的方面，电力部门相对独立性比较强，对政府的依赖并不强，在97年刚刚美国联邦电力管理局出了889文件，就需要建立开放系统OSS（能够独立自由接入系统），还有成立了独立机构RTO，在90年代末成立了起来，包括德州的阿尔卡都是从独立的成立起来，我们国家的依赖性会比较强一些，在外面的人来讲，可能公正性或者是独立性可能会不够，因为各个方面的原因。跨区域讲的必要性是需要的，肯定是跨区域和多区域电力市场蛋糕越来越大，这肯定是必要的，再加上美国区域资源分配不均，负荷中心和发电资源是逆向的，负荷中心 比如广东等东部地区很多负荷中心在这里，但是发电资源比较少，但是甘肃和西北地区经济发展比较差一些，但是这些地区各种资源很丰富，资源不均匀问题，这种情况下跨区域电力市场就很有必要。
理论上讲，真正搞出清算法或者是模型算法，如果是全链条的出清是没有难点的，只要做出模型是很简单的（理论上讲），每个区域、每个省体制政策不同，就形成了很多的省间壁垒和区域间壁垒，形成了一些阻碍，这是体制方面存在着的问题。另一个问题，机制上讲也有问题，就是模型，2016年在广东电网刚刚搞现货市场的时候就提过，模型是最终的难点，很多省的模型运用的方法也不同，像美国比较容易一些，很多区域电网的模型也比较相近，比如参加SPP区域电力市场，相互的区域间命名是相同的，区域模型的代号、名称是一致的，所以应用会比较简单，SPP的模型也是相通的，所以后面在2015、2016年区域的合并后没有难度，因为模型是相通的做统一得出清就很容易。
我国广东南方电网，广东、广西、深圳模型有些代码，本省的编号命名不同，同一条线路，A看和B看的名称就不同，所以技术上模型没有统一，也会造成跨区域交易的困难，不是越大就解决问题了，如果太大了模型能不能解决问题，现货市场每5分钟要出清的，如果是模型太大了，计算系统没有跟上也是个问题，不能收敛怎么能够出清呢，我的体会有一段时间调试总是出现问题，每5分钟迭代的时候结果要存储在文件传输在一个服务器里面，结果服务器当时发现问题容量不够，盘存的不够，每次算出来但是写在里面的时候无法更新，导致最后出清算法也不能迭代，所以有很多具体的问题。
从国外的经验对我们国家来说，首先要解决省间壁垒的打破，体制上要沟通、模型也要统一，代码也要统一，这样更容易形成跨区域的交易，收敛性上也是一个更重要的工作。
广州电力交易中心副总经理杨临：
理论上说，一个好的市场尤其是像电力市场，要有好的运作有几个基本的要素：合格的市场主体、合理的市场规则、有效的监管，理论不赘述了，大家非常清楚。整个电力市场到现在市场机制在完善、规则不断的修订，尤其是马上要走到现货了，回过头来感觉到监管是需要引起高度重视的，在刚开始走市场的时候，中长期的交易上监管其实已经带来了很大的挑战，今天上午也注意到卢处讲，到广东刚开始做月度竞价和中长期合作的时候已经对监管提出了很多的要求，包括当时也对一些明显的串谋和不规范市场行为也做过调查和处罚，但是对中长期市场现阶段是已经觉得监管的能力已经很紧张了。到了现货阶段要求也更高了，现货上来之后报价是瞬时发生的，出清按时间节点密度非常大，而且是全量来做，对监管的要求不止是出一个交易规则同时出一个监管办法就可以解决的，更重要的是监管规则里面的技术能力，怎么样认定哪些行为是违规的、哪些行为是不允许的，凭什么判断、怎么去处罚，这些相应的问题要尽快的跟上，确实对监管提出了很大的挑战。
国外的做法也有专业的第三方，但是第三方之前是有监管机构足够的监管规则支撑的，我原来的同事也有从事监管的同时，希望引起你们的高度重视，希望确实这方面的能力建设要尽快跟上，这是第一个方面。
第二方面，对现货来说，除了日常监管以外，马上面临的一个问题，很多在做省级现货市场的时候有一件事不能忽视，就是市场力的问题，很多省的现货规则的时候无法解决市场力的问题，山东也在做现货市场，规则都没有问题，但是无法解决市场力的问题，浙江也是，浙能占市场份额5%以上，不知道现货如何管制市场力，包括南方局，广东因为最大的发电集团市场份额是20%多，当时我在监管机构的时候我对20%的市场份额都很紧张，想尽一切办法进行管制，到现货的时候能不能对市场力进行规则，这是政府在做顶层时候一定要对市场力问题有个清晰的认识和制度安排，我代表我做了年电力市场规则设计的人，我希望这个问题要认真对待，要不然现货走出来之后对现货是一种伤害，要相信市场主体规则允许情况下会用一切办法去获取利益，这不能责怪他们。监管能力和市场力，这个管制也要呼吁一下，对交易机构而言也是需要监督的，我们有从业的规范和要求，这是自律的，还是一些在制度上、监管上还是有些约束的，我去加州市场也了解到，他们的交易机构是不允许市场主体在里面有任何的关系，但是我们现在设计的时候，很多交易机构的股东本身就是市场主体，这件事从严格意义上说也是要探讨的，这是不是合适，等等诸如此类制度设计上也要考虑监管的需要，这样整个市场监管就可能会走的更顺畅。
北京电力一中心技术部主任张显：
省间交易，交易的方式是多种的，交易周期也有多种。交易周期来看，会有中长期交易，占的量在国家电网范围是90%多，有多年的长期合同，同时最主要的一种是年度的交易，年内也有短期交易。现在国网省间交易的现货市场已经开放了，现在是国调中心运作，主要是为了解决临时性的弃风、弃光、弃水问题，省间现货国家电网范围开展的也非常好，去年有几十亿电量，直接减少了弃风、弃光、弃水的发生，今年以来也有很多的电量，预计今年的量会进一步的增长，是从交易的时间维度上，从多年的年度、年内一直到现货，省间交易的都有。
交易的出清的方式、交易方式上讲，中长期的方面主要是以双边协商和集中竞价挂牌为主，现在也有政府间的协议，比如新疆跟广东签署协议，协议签署之后由电网公司去执行，由电网交易中心去组织落实，可能是以双边的方式。随着实时运行方面靠近会出现挂牌交易、集中竞价交易，现货的时候都是集中竞价，以上是交易形式。
关心市场主体角度省间市场如何进入，现在是哪些主体可以进入这个市场。首先要说明，谁可以进入这个市场是根据市场规则决定的，也就是说，政府有关部门发布的交易规则会决定哪些市场成员能够进入省间市场。目前的情况来看，发电侧在省间市场都是开放的，任何一个发电主体都是可以进入省间市场，新疆的电往广东送，具体哪些电厂送电，交易中心会组织交易，新疆的发电企业都可以参与交易，发电企业是通过竞争的方式来分配份额。
市场主体侧、用户侧是怎样的呢？目前的情况分两种，一种是有些省政府是允许市场主体省外购电，这样的省份中电力用户是可以直接参与省间交易的，举例，在国家电网范围的山东省允许一部分用户去省外购电，跟山东直接有联系的是宁夏，经常会组织云东直流跨区交易，山东的电力用户直接会跟西北发电企业省间市场进行买卖电，交易结果也会执行。更多的方式是通过省公司的代理方式操作的，举例，比如浙江要从四川买电的话，浙江的用户会委托浙江公司去委托代表购电，四川发电企业会直接进入市场，这个时候就会出现一个情况，购买方是浙江省一家，省公司代理省内用户四川多个发电企业买电，也会形成发电侧的竞争。
目前市场主体对放开电力用户进入省间市场是有比较高的诉求，将来随着规则的优化调整，将来所有的用户都可能有这种条件像发电侧一样有资质可以进入省间市场进行竞争，从用电者的角度来说可以在省内买电或者是通过省间通道到省外买电，哪个便宜就通过哪种方式去买电。
国网华东电力调控分中心水电及新能源处副处长陆建宇：
电力从业者必须面对的课题，预测的角度，集中风光的预测达到了比较稳定的水平，现在从发展来看，已经开始涉及到分布式新能源，尤其是屋顶的光伏新能源的预测，不可能对集中式电源一对一的预测，可能是通过模糊算法和人工智能分析技术来得到一个区域或者是小空间的预测结果。这块需要一个巨大的市尺，首先必须能够知道分布式实际的功率情况是怎样的，我们通过一些方式能够把这块分布式的实际出力尽量准确的把握，这是需要优先突破的，这是从能源的生产角度来说。
能源输送的角度，资源和负荷是逆向分布的，西北、东北是能源的聚集地，那里也是风光的一类资源分布区域，华东、华中这些区域是属于能源比较少，但是负荷又比较高的地区，这就需要跨区的大功率的联络线的输送，高速公路是不是可以贯通、多送、在需要的时候能够送出来，也是影响到新能源消纳的重要原因。国家电网公司已经在每年八、九月份开展集中的未来第二年停电统筹期的协调，从送端到售端到沿线大家聚集在一起讨论讨论跨区直流停电窗口期，通过对新能源分布的规律、尽量挑选新能源出力比较低的时候，来安排跨区大动脉的停电检修工作，因为检修工作是必须的，怎么来安排？就要通过概率预测，尽量在新能源出力比较小的时候安排跨区的停电计划，尤其是做到了送端售端一条线的统筹协调，这种方式也是从输送的层面尽量为新能源消纳提供了更好的方式。这种方式也是对新能源消纳产生至关重要的影响，会影响全年的新能源电量的输送和传输。
消纳的这侧，这里空间也最大，消纳的售电省份外面的新能源来了，如何能够落得下、吃的进，有很多工作，根据资源的装机特点和比重来看，绝大多数是火电机组，在新能源多来的时候，需要做的第一件事火电机组灵活性改造，这是需要火力发电企业投资改造的，未来跟市场也挂钩了，有没有人愿意干，目前还是行政命令的方式，强制说必须要改到40%，从可持续的角度来看也不是最终的解决途径。现在有些火电企业他们的机组最近我了解下来可以25%，甚至有的低到15%，压到15%这种情况下，我也了解到发电煤耗应该在360以上，这种情况又是另外的话题，消纳新能源，压火电引起火电发电成本的上升，也是增加了能源的消耗，是不是经济合理也需要专业人士做一些模型研究，到底经济合理性是不是最优的，我们觉得仍然有空间。
现在储能资源，储能的规模目前还不大，总量也比较少，还有一块重要的储能是抽蓄，目前整个区域华东是最大的，有一千万，在建规模也有这个数量级，未来五年后达到两千多万的抽蓄的规模，这块储能的资源对新能源的消纳直接具有相当的促进作用，抽蓄的灵活调节能力、调节空间达到200%的容量空间，是很优秀的调节电源，这块资源的利用也需要精打细算，特别华东做到精细化的调节，储能目前的投资体制而言是以各个省、出资方的比例来分摊、成本也是分摊的，收益也是分摊的 。
每一个灶出去有固定比例分给省份，但是并不一定是最合适的时候，因为每个省用电需求曲线不同，我们也可以做一些工作，可以在日内将实现以按照不同省份抽蓄进行重新的分配，使得最需要的时候能够得到最多的抽蓄资源，当然日内是需要清零的，必须要能够保证收益或者是现有体制中各自的收益不受影响。
第三方面市场机制，这是解决各种问题的终极目标，最初东北电网的风光当时的消纳问题很严重，主要是冬季达峰机，供热机组负荷很高，解决这个问题最终出路就是市场，东北率先实现调峰辅助服务市场，通过技术改造，通过相应的工作以后能够获得收益，企业是以赚钱为目标的，这个目标如果达成了是愿意做的。市场机制推出来以后，原来所谓宣称的不能调的供热电场，他们会主动的做工作，会主动搞蓄热的反调节的电源，自己可以把原来不可能做的事主动的愿意做，就是市场机制真正起到了作用，实际上还有一个重要的观点，别人获益你真正受益方，新能源企业电量多发了、补贴拿到了，必须把利益相应的出让，要让厂站企业能够成果，大家能够共享这样的成果这才是和谐的目标，未来市场机制设计应该也是共享共赢的目标，所有的谁受益谁应该承担责任，以这样的目标来设计市场，才是最终为各方所接受的能够持久的运转的市场。
第四方面，现在在所谓新能源促进消纳措施所有的方面，一直是挖掘主网侧的资源，从电源侧考虑的，还有很多空间可以挖掘，国网电脑提出泛在物联网的建设，今年调度的层面再搞多源协调，尽量挖掘尽可能多的市场资源，这些资源可以是刚才王总讲的电动汽车、可以说用户侧的储能、也可以是智慧园区、智能小区、甚至家庭用户，人人都可以泛在的参与电网的调节，在电网需要的时候可以停止用电负荷或者是增加用电负荷，形成泛在共同参与的市场体系，这样的目标建成的话，新能源的消纳将不是问题。
广东电网电力调度控制中心现货市场管理部市场管理组组长罗钢：
广州交易中心在试结算之前三天会把他们的中长期交易形成的合同会分解成曲线，分解好的曲线给南网总调，之后做成调度计划，再给到广东作为广东出清的边界条件，我们基于这个边界条件做实时市场的出清计算，当用外面的西电作为边界条件的时候会对省内的市场会产生一些影响，主要表现在两个方面，首先是15、16号日前市场，全球用户侧平均价格是3.6毛水平，但是全天高峰和低谷时段价格差很明显，节点电价高峰时段达到了7毛接近8毛的水平，在某些负荷低谷凌晨四五点节点电价是7分或者8分的水平，矛盾会更加的突出，
低谷的时候为了消纳西部的清洁能源的外电，相当于一定程度上挤压了省内的空间，就会把省内现货价格压的比较低，虽然把价格拉低了以后，可能各方面的市场主体和各方面的市场成员也会反应强烈，现货价格很低，省内所有的电厂都是按照这个价格技术结算，但是西电没有这样价格联动的机制，还是按照原有的中长期合同价格进行结算，就相当于是形成了一点点的矛盾，这个问题广州交易中心和南网也在积极解决，后续西电跟计划增送部分会有是不是可以参照现货市场价格机制进行结算。
第二个层面，日前跟实时层面西电的计划执行的偏差，实时运行相对日前又有一定的偏差，这肯定是当天为了消纳一些清洁能源有可能临时增加了一些增送，也有可能会产生偏差的收益，偏差的部分电量也需要有价格机制进行结算的，这些目前也正在进行规则的设定，后续关于这方面的对省内的影响也会通过一些价格机制的疏导把问题逐步的进行解决。
