北欧电力市场模型对南方区域电力市场建设的启示

　　北欧市场建设时间表

　　北欧各国在立法实施市场化改革时均颁布了电力体制改革相关的法案并进行了行业结构重组，四国的行业结构重组均有其特点，但最终都实现了发电、输电、配电、售电、系统运行（调度）、交易中心相对独立。Nord Pool作为统一的北欧电力批发市场交易中心，主要建设和集成过程为：

　　20世纪70年代，挪威电力工业就形成了批发市场—挪威电力库（Samkjøringen），用于协调和优化挪威水利发电市场，主要对发电公司和部分大用户（高耗能企业）开放，价格机制为边际出清价格。

　　1993年Statnett Marked（Nord Pool的前身）作为Statnett SF（挪威输电网公司）的附属公司成立，对所有满足交易条件的市场参与者均开放。Statnett Marked运营日前市场（ELSpot）。除了在Nord Pool的自愿交易外，市场参与者还可以在场外交易市场（OTC）达成双边合同。

　　1993-1996年期间，其他北欧公司在特定的条件下也可以接入Nord Pool的现货市场。1995年Statnett Marked向挪威议会提交北欧联合电力市场协议框架，挪威能源监管机构（NVE）颁布跨境交易许可证，成为挪威跨境市场交易的基础。

　　1996年，挪威-瑞典联合电力交换成立，被命名为Nord Pool ASA，瑞典电网公司Svenska kraftnät 获得Nord Pool ASA 50%股份。

　　1996年，芬兰运营了一个独立电力交易中心EL-EX。

　　1998年6月，EL-EX也加入Nord Pool ASA，Svenska kraftnät和芬兰电网公司Fingrid Oyj共享EL-EX所有权。

　　1999年3月1日，EL-EX开放了一个两小时提前市场ELBAS，为瑞典和芬兰的市场参与者提供了接近于按小时运行进行调整的机会。

　　1999年7月1日丹麦西部（日德兰半岛和妃英岛）作为独立竞价区域进入ELspot市场。

　　2000年10月，丹麦东部（新西兰岛）加入ELspot，北欧日前市场完全集成。

　　2002年，Nord Pool的现货市场活动独立为单独的公司Nord Pool Spot AS，与期货市场分离。

　　2004年，丹麦东部加入实时平衡市场。

　　2007年丹麦西部加入小时前市场，新的现货交易系统SESAM投入使用。

　　2009年挪威加入日内市场平衡。

　　2015年7月24日欧盟发布《容量分配和阻塞管理路线》，提出要在同一竞价区域引入多个电力市场运营机构，EPEX SPOT向北欧四国申请成为继Nord Pool之后的第二个电力市场运营机构。

　　交易与调度分立

　　北欧电力市场交易机构与调度机构分开，交易机构负责电力的物理和金融交易（欧洲电力交易，europex），调度机构（输电系统运营者，TSO）运营实时平衡市场，负责电力运行安全和实时平衡。具体如下图所示。

　　北欧交易机构实现了集成：①场外交易由交易双方自行组织；②日前（ELSPOT）和日内（ELBAS）市场由Nord Pool运营；③金融市场开始由Nord Pool，2002年与物理交易分离，由OMX承担，后OMX与Nasdaq合并后由Nasdaq OMX承担。

　　调度机构（输电系统运营者，TSO）由各国输电网企业承担，但与输电业务保持会计账户独立。北欧成立了The Nordic TSO’s，且具有统一的实时平衡市场平台-NOIS（Nodic Operational Information System），各国之间共享备用容量。丹麦、芬兰、挪威、瑞典的TSO分别由国有输电公司energinet DK、FinGrid、Statnett、Svenska kraftnät承担。

　　由于欧盟在欧洲范围内促进电力市场融合，所以也有相应的组织，包括欧洲电力交换（europex）和欧洲TSO组织（ENTSOE）。

　　物理与金融市场并存

　　批发市场包括金融衍生品市场和物理批发市场。物理批发市场主要包括物理双边交易、日前市场（ELSpot）、日内市场（ELBas）、实时平衡市场（Regulating power Market）和备用市场（Reservation Market）。不同交易的运营者和市场参与者如下表所示。

　　批发市场的交易时序如下图所示，具体为：

　　①系统操作员在交付日前一天10：00之前提供各价区之间的输送容量数据。

　　②12：00交易各方ELSpot截止报价。

　　③14：00ELSpot会基于供求报价，公布各价区之间的均衡价格和交换情况。

　　④14：00之后启动ELbas交易，用于调整ELSpot交易与实际电量之间的变化，该交易在交付前1小时截止。

　　⑤交付前1小时启动电力实时平衡市场，实现电力实时平衡。

　　电力商品的特殊性对应的市场解决机制

　　从自然属性上讲，电力商品与其他商品是不同的，电能的4个特殊性决定了在电力市场建设过程中，尽管在不同的建设条件下，电力市场的建设方案有所不同，但所有的建设方案其交易规则的设置需要符合这些特征。

　　北欧电力市场解决上述问题的方案如下：

　　（1）不平衡电量

　　①实时平衡市场。北欧各国TSO为日前（ELSpot）、小时前市场（ELbas）之外的不平衡提供调节机制。北欧建立了统一的实时平衡市场平台-NOIS。电厂和有调节能力的用户均可参与实时平衡市场。

　　②不平衡结算。各个市场主体需要承担平衡责任，不平衡电量结算时，上调部分价格不低于日前市场价格，下调部分价格不高于日前市场价格。

　　（2）阻塞管理      

　　输电网阻塞管理：①对日前市场采取区域电价，Nord Pool和各国TSO将北欧四国划分为不同的区域，市场参与者在这些区域内提交报价和数量，Nord Pool计算系统价格（无约束条件下的市场出清价格）。当输电线路存在阻塞时，计算每个区域的价格；②对实时平衡市场的实时阻塞采用回购原则（buy-back principle），即TSO购买阻塞路径上每侧的增量或减量，以便调整实时电力系统到可用容量。

　　配电网阻塞管理：①挪威在本国内部配电网阻塞也采用区域电价；②瑞典、芬兰、丹麦采用“回购原则”管理阻塞，从调整报价的国内价值排序表中选择最便宜的机组，直到内部阻塞得到缓解。这种排序表与实时平衡市场的价值排序相同。

　　（3）辅助服务      

　　备用服务：丹麦、芬兰设立了备用市场（Reservation Market）作为实时平衡市场的支持，通过需求量竞价决定备用容量价格，备用资源可以因为实时平衡市场做准备而得到付费。随着该市场之外的供应增加，备用需求降低，备用费用现在非常低。挪威也有一个类似的系统-RKOM，只在冬天开放。

　　其他辅助服务：TSO与电厂或用户签订合同来提供。

　　（4）调度与计划

　　将电网的运营与电网的所有权分开，TSO承担系统运营责任，负责系统实时平衡，运行实时平衡市场。

　　看得见的成效

　　（1）统一的电力市场运营体系

　　北欧电力市场形成了市场主体多样、交易类型齐全、市场主体选择权丰富的统一电力市场运营体系：

　　①市场主体包括电能生产商、电网公司、电力交易中心、输电系统运营商（TSO）、配电系统运营商（DSO）、售电商、电能终端用户；

　　②交易类型包括远期双边交易、现货市场（含日前、日内、实时平衡市场）、实时平衡市场辅助服务市场、金融衍生品市场

　　③发电商选择权主要为交易品种、报价类型和交易对象多样，除了数量、价格，可以选择报价区域。

　　④用户选择权主要体现为可以选择零售商和套餐类型，有统一的比价网站。

　　（2）Nord Pool交易电量占比情况

　　Nord pool自成立以来，交易电量逐年增长。电力体制改革初期，通过北欧Nord Pool交易电量仅占总交易电量的12%。截止2013年低，北欧电力市场总交易量是348.9 TWh，其中北欧日前交易323.6TWh，占北欧用电量的88%左右。主要原因是Nord Pool规定跨价区交易必须通过Nord pool市场完成，随着价区划分的进一步深入，日前市场交易电量占比提高显著。

　　（3）电量增长和装机容量增长比较

　　对比北欧四国1991年以来的装机容量和电量增长情况如下图所示。

　　北欧四国1991年-2012年装机容量和用电量增速缓慢，11年装机容量增速19.80%，用电量年均增速为12.32%。其中丹麦装机容量增速最快，为45.87%。冰岛、挪威、瑞典装机增速分别为30.8%、19.8%、8.36%。芬兰用电量增速最快，为325.60%，挪威、瑞典、丹麦分别为11.77%、4.29%、6.6%。装机增速略高于电量增速。

　　（4）电源结构变化

　　依托Nord Pool Spot建立了完善和发达的电力市场，北欧电力交易方式多样灵活，实现了资源的优化配置，改善了电源结构。最为典型的就是丹麦的风电消纳，其风电比重高达31%，剩余基本都是火电，而火电机组中90%以上都是热电联产机组，但全年风电发电利用小时数超过2500小时。丹麦风电高消纳的原因在于依靠北欧电力市场，借助挪威等邻国水电机组良好的调节性能，实现了丹麦可再生能源高比例消纳。挪威、瑞典、芬兰国家电源结构基本不变。其中，挪威作为纯水电系统国家，枯水和丰水季节均需通过Nord Pool Spot进行电力的交易，电力交易的方式实现多样化，交易电量逐步增大。

　　（5）用户侧电价变化

　　1995-2016年间，北欧四国工业电价（不含税费）总体呈现波动上升的趋势，但是近几年电价有下降趋势。对比批发市场价格，挪威、瑞典、丹麦基本与批发市场价格波动趋势一致，芬兰电价则相对平缓。北欧基本实现用户侧价格与批发市场价格的传导机制。

图 6 北欧四国历年电价（不含税）情况表

　　北欧工业电价显著低于居民用户电价，约为工业电价1.6倍。由于上述数据不含税金及补贴，所以实际用电价格高于上述价格。

　　北欧市场模型在南方区域的适应性

　　（说明：绿色部分为极为相似之处，紫色为相似之处，红色为不同之处）

　　（1）建设基础

　　从电源结构来看：南方区域总装机容量26931万kW，广东、海南以火电为主，贵州、广西以火电和水电为主，云南大部分为水电；北欧总装机容量10110万kW，挪威基本为纯水电系统，瑞典水电和核电占比大，丹麦基本上是纯火电系统，芬兰以火电和核电为主。两者情况有一定相似性。

　　从电网情况来看：南方区域形成“八交八直”的西电东送主网架，基本为单方向送电，即西电东送，主要为云贵电力送往广东；北欧四国之间有28回互联线路，电量交互频繁，不同年度、不同季节、不同时段送电方向不同，没有绝对的送电方和受电方，更多实现能源余缺调剂，资源优化配置作用显著。

　　从行业结构来看：北欧在改革前为垂直一体化垄断，南方区域在改革前为单一买方的模式，上网电价由政府统一核定。

　　从电力供应充裕度和负荷增长来看：南方区域内当前电源装机充裕，电网阻塞存在于部分断面，负荷增长放缓但仍快于北欧；北欧电源装机充裕，输电网阻塞存在于部分断面，负荷增长缓慢。

　　从电价交叉补贴情况来看：南方区域交叉补贴严重，存在用户间交叉补贴、电压间交叉补贴和地区间交叉补贴等；北欧区域内交叉补贴不严重。

　　（2）改革路径      

　　从行业结构重组情况来看：南方区域实现了竞争业务与管制业务相对独立；北欧实现了输电网系统运营商及交易机构独立，竞争业务与管制业务会计账户分开。

　　从电力市场建设情况来看：南方区域批发市场与零售市场有一定关联，发用电放开需要同步；北欧批发市场与零售市场分开建设，发用电放开实现解耦合。

　　北欧电力市场允许不同国家按照不同的发展阶段选择部分加入市场，在保持市场统一性的同时制定符合本国特色的调度政策，且交易模式多样，南方区域电力市场可以借鉴其建设历程和市场架构。

　　（1）调度机构与交易机构分离，调度机构负责本国电网安全稳定运行。国内的电量不平衡可以根据国内电源结构特点、技术条件和市场主体的成熟度采取不同的办法，如不平衡电量处理机制或通过市场方式来解决。

　　（2）交易方式灵活多样，支持双边交易、日前市场和实时平衡市场实时平衡市场。各个国家可以部分参与北欧统一的市场，例如仅参与日前市场，逐步过渡到全面参与。

　　（3）北欧电力市场对市场主体要求较高，发用电双方需要将其发用电计划分解到每个小时，并对其计划的准确性负责。在实时平衡市场上有调节能力的市场主体（包括发电和具有调节能力的用户）需要具备每5分钟更新其用电计划的能力。北欧电力市场引入新的市场主体BRPs，可以承担一个或多个市场主体的平衡责任。我国售电侧改革引入新的市场主体售电商，可以借鉴北欧经验实现电力平衡。

　　评中评

　　市场设计要洞悉市场内涵

　　谷峰

　　中发9号文件印发已经两年多，电力体制改革工作整体形势向好，电力现货市场作为电力市场核心和市场建设“门槛”的地位被行业广泛接受。北欧、英国和美国PJM电力市场模式是自我国上一轮改革以来，一直研究的典型市场模式，其长期稳定运行的经验为国内市场建设工作提供了重要参考。其中，英国模式和美国PJM模式相关经验，在中发9号文件配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》当中得到了中国化的引用，即按照电力调度机构在优化中扮演的角色，分为“分散式”和“集中式”现货市场两种模式，作为各地设计电力市场的参考。然而，无论采用何种模式设计市场都需要洞悉市场的内涵。

　　与我国以行政等级划分市场的习惯不同，由于国际上绝大部分电力市场覆盖范围与行政区不重合（或无直接关系），多称之为“区域电力市场”。因此，国际上区域电力市场的概念往往要大于“国家电力市场”，北欧电力市场就是典型的区域市场。北欧的市场模式感性上看居于“分散式”和“集中式”之间。从规则的本质上看，北欧市场属于分散式市场模式，因其同一价区（可理解为阻塞区）内允许签订实物合同（与英国这一最典型的分散式市场模式不同，北欧跨价区之间的交易不能签订实物合同），市场主体通过北欧现货交易所成交的电量（考虑阻塞断面进行出清）占系统实际用电需求（发电计划）的90%左右，执行前45分钟与交易结果相对应的发电计划被锁定，各国的TSO开启平衡机制以维持本国系统实时平衡，但是其资源的调节是通过北欧TSO运行信息系统（NOIS）全市场优化的。

　　北欧市场有三个独特之处。其一，北欧市场现货的交易量占总用电需求量90%左右，即现货市场交易量是中长期实物合同交易量的九倍。这证明国内常说的“中长期为主，现货为辅”并不是一般性规律，也从另一个侧面说明现货市场建设才是电力市场建设的核心。当然，这部分北欧现货市场形成的交易量也需要通过金融产品进行避险，北欧的电力金融市场十分活跃，其成交量是实际用电需求的数倍，流动性很强。其二，北欧市场有交易所，但没有北欧调度机构，各国TSO平行设置调度机构。北欧电力市场的电力调度控制区在各个TSO手中。国内调度机构分为五级，但调度控制区与北欧一样也是平行设置，各个调度控制区均在中调（个别地区中调设置在区域调度机构内部）手中，中调负责制定调度区内的日发电计划，并负责守联络线“口子”（联络线计划）。北欧虽然没有合并控制区，但是由于日前交易结果与实际发电结果高度耦合，且北欧电网网架较为成熟，北欧交易所实际制定了次日大部分的发电计划，即对应国内调度机构的相当大一部分职能是由交易机构在执行。其三，北欧电力市场在实时平衡阶段，对于不平衡电量既可以使用本国TSO调度的机组，也可以在联络线容量充足的情况下使用北欧市场内其他价区的机组。调节能力统一由NOIS提供信息，两侧TSO各自校核。这与国内调度机构不通过上级调度机构协调，只能使用自己控制区内的调节能力是不同的。

　　电力市场是电力系统运行的“效率倍增器”，其核心内涵就是在符合电力商品特殊属性的前提下，实现一般商品的交易机制。实际上，无论英国、北欧、还是美国，电力市场的内核都是相同的，只是表现形式不同。一般来说，市场执行结果如果和金融合同约定的结果相同，那么可以视金融合同转化为实物合同；同理，实物合同执行过程中，生产方选择购买电能完成合同，那么可以视实物合同变成了财务责任绑定的金融合同。又如全电量优化模式（集中式）中，报“地板价”的电量实质上等同于偏差优化模式（分散式）中，发用电双方自己分解功率曲线对应的电量。无论“分散式”、“集中式”或者表现形式兼具两者一定特点的北欧模式，其内核没有根本区别。从国际经验来看，现货价格要反映电力的时间价值和位置信号，一般来说可以通过发电侧节点电价反映位置信号，也可以采用“点费率”法制定输电价格反映位置信号。在电力市场建设初期，北欧大部分国家采用“点费率”法制定输电价格，与目前南方区域采用的“邮票法”不同，这也是南方区域电力市场学习北欧市场模式时要考虑的问题。

　　电力市场机制是为满足电力系统运行需要所制定的经济机制，不论何种市场模式都要解决如何安排日发电计划、实现实时平衡和保留充足的运行备用（调频和备用）。因此，电力市场的交易功能实际上绝大部分是要替代电力调度机构在计划体制下的职能，即交易机构和调度机构在市场中执行的职能总和，大体上是计划体制下属于电力调度机构的职能。南方区域市场设计，还要充分考虑市场模式选择对于交易机构和调度机构分工所产生的影响，以及如何解决我们“统一调度、分层平衡”的传统运行模式，向“拼图式”的市场机制过渡。这种市场建设的尝试，某种意义上也是调度管理体制的一种根本性变革。

　　综上，南方区域市场设计是一项系统工程，模式选择并不是技术问题，而是市场主体认知一致性的问题。市场设计者需要充分了解市场的本质属性，既要借鉴成功经验，又要结合具体实际。设计过程中，要做好充分的仿真计算工作，用数据说话，切忌纸上谈兵，以空对空。运行过程中，要有耐心、有信心、有决心，遇到什么问题解决什么问题，相信市场机制是仅次于“上帝之手”的资源配置方式，不可游移不定。作者：陈凯、李效臻、黄康任 （中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司）