0 引言

为了应对环境污染和能源消耗难题，2020年，中国提出将力争在2030年前实现碳达峰，在2060年前实现碳中和的战略发展目标^{[ 1]}。随着“双碳”目标的提出，电力行业不仅要在能源生产侧实现对化石能源的清洁替代，还要在能源消费侧实现电能替代，承接工业、建筑、交通等领域转移的能源消耗和碳排放。为顺利达成此目标，电力行业将加速推进电源结构清洁化转型。随着能源电力低碳化发展重要性日益凸显，叠加新能源发电的经济竞争力逐步增强，新能源装机容量将持续增长，我国将逐步建立以新能源为主体的新型电力系统^{[ 2]}。在高比例新能源电网背景下，传统计划体制下的新能源发电量全额消纳模式不再适用，需要创新市场化手段促进新能源消纳，通过市场定价机制实现更大范围内的资源优化配置^{[ 3]}。早在2015年，中共中央国务院就发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》及其配套文件，提出形成促进新能源利用的市场机制，鼓励新能源参与电力市场，并选择南方(以广东起步)、山西、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作^{[ 4- 5]}。截至目前，8个试点已形成适应自身电网运行特点的现货市场交易规则体系，并先后开展多次结算试运行工作^{[ 6]}。

从国际经验来看，绝大部分典型电力市场，如美国PJM电力市场、北欧电力市场和英国电力市场均采用了发用侧双边报价的现货市场模式^{[ 7- 8]}。在中国，以南方(以广东起步)电力现货市场为例，考虑用户侧决策能力的问题，先期采用用户侧只报量不报价的模式，后期采用用户侧报量报价的模式^{[ 9- 10]}。因此，为发挥发用双侧充分互动、充分竞争的市场体系优势，甘肃于2021年初启动第二阶段双边现货市场建设，引入用户侧报量报价参与现货市场，通过双边市场竞争形成的分时电价引导用户用电行为，一方面为新能源创造更大的消纳空间，另一方面将低电价带来的电改红利传导至用户侧^{[ 7]}。2021年5月，在双边现货市场规则体系基础上，甘肃开展新一轮双边现货市场结算试运行工作。

基于甘肃双边现货市场实际运行数据，从市场结构、市场行为、市场交易维度选取针对性强、可用性高的分析指标对甘肃双边现货市场运行情况进行深度分析。本文对现有的相关研究工作与实践进行了分析和总结，旨在对高比例新能源电网设计电力现货市场的交易机制进行系统化梳理，探讨未来市场机制建设的路径选择与发展方向。

1 甘肃双边现货市场体系架构

截至2021年9月底，甘肃风电装机达1493万kW，光伏发电装机达1024万kW，风光新能源装机占比达到43.6%，新能源装机超过常规火电是甘肃省内电力系统第一大电源。立足甘肃电网高比例新能源运行特性，2018年甘肃设计了发电侧单边竞价的现货市场机制，由于单边竞价存在不能准确反映市场供需情况和电力资源稀缺程度的问题，2021年甘肃完善电力现货市场机制，建立了发用双侧竞价的交易机制，用户侧以报量报价方式参与市场出清，以现货价格对现货市场中标曲线进行偏差结算；并基于现有的分区电价机制，建立了更加细化的节点电价机制^{[ 11]}。

1.1 中长期市场与现货市场衔接机制

在日前现货市场开市前，需要确定发用双侧的中长期交易结算曲线。对于参与现货市场的用户，在与发电企业在签订中长期合约时约定自定义分解曲线或采用标准分解曲线^{[ 12]}。

对未参与现货市场的用户(包括未参与电力市场的用户以及只参与中长期市场的用户)，对应发电企业中长期交易曲线按照规则分解形成分时电力曲线，叠加参与现货市场用户与发电企业之间的中长期交易曲线，形成发电企业中长期结算曲线。

1.2 现货市场组织方式 1.2.1 日前现货市场

日前现货市场采用集中竞价、统一出清的方式开展。水电机组作为价格接受者参与日前现货市场，火电机组及新能源场站竞价参与日前现货市场，申报运行日量价信息，售电公司、批发用户以报量报价形式参与现货市场，在日前现货市场中申报分段量价曲线，参与现货市场结算^{[ 13]}。市场出清分为编制全网平衡阶段和日前现货市场出清阶段。

在编制全网平衡阶段，电力调度机构根据省内负荷预测和外送电计划制定市场竞争空间，基于发电企业量价信息申报，考虑电网安全和机组运行等约束，以发电成本最小化为目标，运行安全约束机组组合程序进行省内预出清，得到日前预计划机组组合和富余发电能力。此外，为保证新能源更大范围内优化配置，在省内预出清基础上，电力调度机构根据省内新能源富余发电能力，组织参与日前省间现货市场。最后，根据省间日前市场出清结果，调整相关边界条件，进行省内日前市场正式出清。

在日前现货市场出清阶段，首先，电力调度机构基于发用双侧申报信息，以社会福利最大化为目标，运行安全约束机组组合和安全约束经济调度程序优化得到金融性出清结果，包括市场出清机组组合、发用双侧中标曲线以及节点电价，作为现货市场结算依据。甘肃双边现货市场金融性出清的目标函数为

$ \min \{ \sum\limits_{i = 1}^N {\sum\limits_{t = 1}^T {[{C_{i{\text{, }}t}} + {U_{i{\text{, }}t}}]} } - \sum\limits_{u = 1}^M {\sum\limits_{t = 1}^T {({C_{u{\text{, }}t}}} )} + \sum\limits_{s = 1}^S {\sum\limits_{t = 1}^T {K[S_s^ + + S_s^ - ]} } \} $

(1)

式中：T表示所考虑的时段总数，其中每15min一个时段，考虑96个时段；N表示机组总台数；M表示参与日前现货市场报价的市场用户数；L_{u, t}表示市场用户u在t时段的用电；C_{i, t}为机组i在时段t的运行费用、U_{i, t}为机组i在时段t的启动费用；C_{u, t}代表市场用户u在时段t的报价曲线；K为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；$ L_s^ + $、$ L_s^ - $分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；S为断面总数。

其次，电力调度机构基于负荷预测以及发电侧量价信息，以社会福利最大化为目标，运行安全约束机组组合和安全约束经济调度程序优化得到可靠性出清结果，包括可靠性机组组合以及机组出力计划曲线，作为日前发电调度计划依据。可靠性出清目标函数为

$ \min \sum\limits_{i = 1}^N {\sum\limits_{t = 1}^T {[{C_{i{\text{, }}t}} + {U_{i{\text{, }}t}} + {N_{i{\text{, }}t}}]} } + \sum\limits_{s = 1}^S {\sum\limits_{t = 1}^T {K[S_s^ + + S_s^ - ]} } $

(2)

式中：T表示所考虑的时段总数，其中每15min一个时段，考虑96个时段；N表示机组总台数；C_{i, t}、U_{i, t}、N_{i, t}分别为机组i在时段t的运行费用、启动费用和空载费用；K为用于市场出清优化的网络潮流约束松弛罚因子；$ S_s^ + $、$ S_s^ - $分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；S为断面总数。

1.2.2 实时现货市场

实时现货市场同样采用集中竞价、统一出清的方式开展。基于日前现货市场申报信息，电力调度机构以发电成本最小化为目标，基于最新电网运行状态与超短期负荷预测信息、机组和电网运行约束条件等，采用安全约束经济调度算法滚动出清未来15min至2h机组出力曲线和节点电价。

甘肃日前现货市场组织流程如 图 1所示。

1.3 价格机制

为了更精确反映电能时间和空间价值，通过不同节点电价信号引导电源投资的优化配置^{[ 14]}，甘肃现货市场采用边际出清价格，发电侧形成分时节点电价。发电企业以发电侧节点电价作为现货市场结算电价。用户侧形成分时分区加权平均电价，并累加输配电价和政府性基金及附加作为结算价格。

1.4 结算机制

发用双侧采用偏差结算。中长期交易结算曲线按照合同约定价格结算，日前现货市场出清曲线与中长期交易结算曲线之间的偏差按照日前现货市场出清电价结算，日前现货市场出清曲线与实际发电曲线或用电曲线之间的偏差按照实时现货市场出清电价结算。通过中长期交易全电量结算及现货市场偏差结算机制，保障发用双侧基本市场收益，减少现货价格波动风险。

2 甘肃双边现货市场运行情况分析

下面基于2021年5月甘肃双边现货市场运行数据，从市场结构、市场行为、市场交易维度分析市场运行情况，并对比参与现货市场后用户用电成本与行为变化。

2.1 市场结构分析 2.1.1 市场供需比

针对日前现货市场，可以从发用双侧日前申报情况分析市场供需形势，为市场交易状况和交易结果分析提供参考^{[ 15]}，计算公式如下：

$ C = \frac{{{D_{\text{S}}}}}{{{D_{\text{L}}}}} $

(3)

式中：C为市场供需比；D_S为运行日发电侧申报容量，由火电可用容量、水电日前计划、新能源短期发电预测3部分组成；D_L为系统日前预测最大负荷，由省内负荷预测和省间联络线计划两部分组成。如 图 2所示，全月平均供需比为1.22，最大供需比为1.98，最小供需比为0.91。供需比小于1均发生在清晨和晚高峰，上述时段电力调度机构通过日内省间市场交易保障省内现货市场供需平衡。

2.1.2 发电侧参与情况

1）发电侧参与主体数目。

甘肃省内发电侧统调火电、装机50MW以上水电机组以及新能源场站(经政府主管部门批准的特殊发电项目如特许权和扶贫发电除外)全部参与现货市场，自备电厂可自愿选择参与现货市场。

2）赫芬达尔−赫希曼指数。

赫芬达尔−赫希曼指数(Herfindahl-Hirschman Index，HHI)是一种测量产业集中度的综合指数，是最常用的电力市场集中度测量指标^{[ 16]}，公式如下：

$ H = \sum\limits_{i = 1}^n {{{(100{S_i})}^2}} $

(4)

式中：H是电力市场赫芬达尔−赫希曼指数，即HHI；S_i是第i个发电企业市场份额，一般指发电企业装机容量占市场总装机容量的比例；n为市场中发电企业数目。

HHI越大，说明市场垄断程度越大，即市场集中度越高，表明市场中出现滥用垄断力行为的可能性就越大。一般认为当HHI < 1000时，表示市场竞争正常且有效，1000≤HHI < 1800，表示集中度适中；HHI > 1800，表示集中度高、市场难以有效竞争。根据甘肃电网装机情况，以装机占比前十的发电企业装机容量为基础，整体市场HHI指数为700.7，小于1000，证明市场竞争正常且有效。

2019年底，国资委下发文件《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(下简称《方案》)，将甘肃、陕西(不含国家能源集团)、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的区域，纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。以甘肃为例，煤电整合后，按水−火−风−光全口径参与市场测算，HHI指数为830，市场竞争正常且有效。当新能源出力较小时期由火电之间竞争时，火电内部HHI指标为4183，仅考虑火电在电力现货市场中对除新能源之外的剩余发电空间竞争时，难以形成有效竞争。

3）中长期电量占比。

中长期电量占比反映市场主体中长期交易参与程度。2021年5月，发电侧中长期电量为9 610 333 MW·h，实际发电量为9 932 336 MW·h，中长期电量占比为96.78%。可见，发电侧主体充分参与中长期交易，有利于发挥中长期交易“压舱石”作用，保障电力市场高效运行，构建中长期交易为主的市场制度。

2.1.3 用户侧参与情况

2021年5月仅有5家用户参与现货市场运行，报装容量184.8MW，月度中长期电量约109 867 MW·h。全网平均负荷需求(含联络线计划)为18 355MW，总月度中长期电量为1 308 910 MW·h。因此，现货市场用户负荷需求占比为1%，月度中长期电量占比为8.39%，目前现货用户负荷与用电量占比较低。

2.2 市场行为分析 2.2.1 发电侧市场行为

1）发电侧平均报价。

火电平均报价为296.23元/(MW·h)，风电平均报价为51.28元/(MW·h)，光伏平均报价为43.79元/(MW·h)，平均报价情况如 图 3。可见，火电整体报价远高于光伏、风电报价。光伏、风电在40~100元/(MW·h)价格区间申报容量较多，报价容量明显向价格下限集中，这是由于现阶段风光机组主要收入来源于政府补贴，采用日前低价申报获取更多日前中标电量，优先保证自身发电量。

2）发电侧报价分布。

火电最高报价550元/(MW·h)，最低报价130元/(MW·h)，250元/(MW·h)以下报价容量占27%，250~300元/(MW·h)报价容量占46%，300~ 500元/(MW·h)报价容量占19%，500元/(MW·h)以上报价容量占8%，如 图 4所示。对于新能源，87%风电容量以及83%光伏容量申报40元/(MW·h)，10%风电容量以及16%光伏容量申报价格区间为40~100元/(MW·h)，2%风电容量以及0.3%光伏容量报价超过100元/(MW·h)。月初，风光机组在40~100元/(MW·h)区间申报容量较多，后续报价容量明显向价格下限集中，见 图 5、 6。

3）发电侧报价与供需比相关关系。

机组平均报价与供需比变化趋势如 图 7所示。光伏和风电平均报价与供需比相关系数分别为−0.14和0.1，因此二者无明显相关关系，主要是由于现阶段风光发电企业主要收入来源于政府补贴，在现货市场均报低价来获取更多的发电量。火电平均报价与供需比相关系数为0.34，表明火电报价与供需比具有一定相关性。在供需比较低的运行日，机组申报价格较高；在供需比较高的运行日，机组申报价格较低，客观反映了市场供需形势变化。

2.2.2 用户侧市场行为

1）用户侧平均报价。

用户侧在凌晨时段、中午时段以及晚上时段的平均报价分别为339.98、187.1以及345.01元/ (MW·h)，平均报价如 图 8。在中午新能源大发时，用户侧平均报价较低；在凌晨和晚上，新能源出力较低，用户侧平均报价较高。

2）用户侧报价分布情况。

用户侧在凌晨时段、中午时段、晚上时段的平均日申报容量分别为158.28、158.35以及157.61MW，报价分段如 图 9。用户在不同时段报价有明显差异，在新能源大发时段，低价申报容量较多；在凌晨和晚高峰新能源出力较低时段，低价申报容量明显减少，高价申报容量增多。

2.3 用户侧参与现货市场效益对比分析 2.3.1 市场出清价格对比分析

双边金融性出清考虑用户侧量价申报信息；单边可靠性出清采用电网负荷预测，不考虑用户侧申报，因此可基于双边金融性出清与单边可靠性出清结果对比量化分析用户侧参与现货市场前后用电成本与行为的变化。日前金融性出清电价与可靠性出清电价对比见 图 10，在大多数运行日，金融性出清电价低于可靠性出清电价，用户侧报价具有降低现货市场价格，传导现货市场改革福利的作用。

在2021年5月甘肃双边现货市场试运行期间，由于仅有5家现货用户参与，金融性出清电价峰谷差为378.4元/(MW·h)，平均出清电价标准差为91.1；可靠性出清电价峰谷差为388.1元/(MW·h)，平均出清电价标准差为93.5，证明金融性出清电价波动性低于可靠性出清电价波动性，用户侧报价可平抑现货市场电价波动，用户通过电价高的时段少用电、电价低的时段多用电，优化现货市场价格变化趋势，避免出现极端价格。

随着现货市场用户规模逐步扩大，以当前所有准许参与现货竞争的市场主体均报量报价参与现货市场，由此模拟测算未来现货用户用电量占比提高至23%后的双边金融性出清结果。通过测算可知，由于报量报价用户比例的提升，金融性出清电价将进一步走低，波动性也会随之降低。由此可知，用户侧报价对现货电价的优化作用将更加明显。

2.3.2 市场出清电量对比分析

金融性出清电量与可靠性出清电量对比如 图 11所示，在大部分交易日，金融性出清电量与可靠性出清电量基本一致，这是由于仅有5家用户参与现货市场，用户侧报价对市场出清量影响较小。在部分交易日，可靠性出清电量大于金融性出清电量。这是因为用户侧申报价格较低，导致金融性出清电量偏低。

未来现货市场用户进一步增加，用户会根据市场供需情况，合理安排自身用电行为。在供需比较大时，现货价格将呈现较低水平，金融性出清电量大于可靠性出清电量；在供需比较小时，随现货市场价格上升，用户会响应减小申报用电量，此时金融性出清电量会小于可靠性出清电量。

2.3.3 现货市场对用户用电行为影响分析

通过对比现货电价与市场用户实际用电量可以发现，现货市场价格与用户实际用电量无明显关系，如 图 12所示。这是由于现货市场用户负荷占比较小，对出清价格影响较小。因此，在日前现货价格较高的时段，用户选择少申报日前需求，产生大量负现货电量，通过低价中长期电量与高价现货电量之间的价格进行获利。

3 结论及建议

本文首先介绍中长期市场与现货市场衔接机制，分析第二阶段双边现货市场组织方式和业务流程，从价格与结算机制层面分析甘肃双边现货市场体系架构。其次，结合市场实际数据，从市场结构、市场行为、市场交易维度分析市场运行状况。然后，考虑双边现货市场最大特点在于引入用户报量报价参与，对比分析用户参与现货市场前后以及未来更多用户参与现货市场的用电成本与用电行为。

根据试运行结果和模拟测算数据，随用户侧市场参与程度逐步提升，其在现货市场申报行为能够客观反映了市场供需形势变化，且与新能源出力大小密切相关，引入用户侧参与现货市场具有降低现货市场价格、传导现货市场改革福利以及平抑现货市场电价波动的作用，但是，由于目前用户侧参与主体较少，因此对市场出清结果影响较小。未来，建议准入更多用户参与现货市场，建立发用双侧充分竞争市场机制，进一步挖掘双边市场资源优化配置能力。