新能源装机占比较高地区，如何通过现货市场提高电力资源配置效率？中长期市场合同在现货市场如何交割？“报量不报价”能否有效发现价格？围绕电力现货市场建设诸多热点、难点问题，清华大学电机系教授、清华四川能源互联网研究院交易与运筹中心主任夏清日前接受了记者的独家专访，分享了他对电力现货市场建设的睿智思考。

“现货市场最大的特点就是产生分时、分位置价格信号，实现电力资源时空优化配置”

记者：在您看来，我们为什么要建立电力现货市场，电力现货市场的内涵、外延是什么，其在电力资源优化配置过程中可以产生怎样的价值？

夏清：建设电力现货市场，必须对其价值、意义有充分的认识。现在流行一句话“无现货不市场”，这句话强调了现货市场的重要性，但我们不能表面化，不能为了市场而市场。设置某种交易品种，一定是出现了这种资源的稀缺性。电力的稀缺性表现在分时平衡，发电、用电的瞬时平衡，我们当前需要认清几个重要问题：

新能源发电与用电行为相悖。目前，我国储能成本较高，新能源在电力电量平衡过程中无法发挥类似传统化石能源的作用。在现货市场建设中，如何让用户用电行为与新能源发电相匹配，需要价格信号反映电力资源的稀缺性。在高峰稀缺之时，电价贵，引导用户少用电；在新能源出力多，电价便宜之时，多用电。现货市场的分时电价可以反映新能源在不同时刻发电的特征，引导用户积极消纳新能源。

电力资产利用率低的质疑与保电保民生的责任。现在社会上总是说，电网投资经济效率低，质疑声不断。但我们忘记了一个最根本的原因，电力系统是根据一年中最大的负荷、最恶劣的场景规划的，必须无条件满足全社会用电需求。比如，为满足夏季几十个小时的高峰负荷，要投资建电网、安装变压器，即使用户的某些用电行为对电网产生了巨大的成本，但我们还是要满足需求，在这种情况下，资产利用率如何能高？如果建设现货市场，则可通过价格体现稀缺性，把信号传递到用户那里，激活电力行业的需求侧响应，唤起用户用电行为的改变，产生电力资产利用率提高的红利，体现电力现货市场的价值。

供需有效匹配、投资经济高效需由节点电价的引导。在现货市场上，节点电价将会给出位置信号，什么地方电力稀缺，节点电价就高；有网络阻塞，阻塞两端的电价之差就会上涨。节点电价可以告诉我们在什么地方用电是贵的，建电厂是可以多赚钱的；通过节点电价、利用市场机制引导发电与用电在空间上的有效匹配。此外，节点电价价差也给出了在什么地方新建线路的投资信号，必然使其电网投资更加经济高效。

现货市场是有利于电网安全的。节点电价最大的价值是反映出什么地方电力供求的稀缺性，而电网安全问题本质上是供需距离、电气距离太远，潮流太重。在节点电价引导下，哪里线路的潮流太重了，相应的受端节点电价就上去了，进而激发需求响应，用电的减少必然减轻潮流，最终有利于电网安全运行。今后，节点电价将成为以市场方式驱动电网安全的手段，而不是传统的方式，当电网状态趋于不安全的状态时，简单、被动地控制电网安全。

现货市场最大的特点就是产生分时的、分位置的价格信号，实现电力资源的时空优化配置。

“中长期市场合同在现货市场如何交割，应由用户选择，通过激励机制向结算意义的交割推进，这是最佳解”

记者：您认为，当前我国电力现货市场建设过程中，应该注意哪些问题？如何以问题为导向，加快电力现货市场建设步伐？

夏清：中国在电力现货市场建设过程中，要参照国际经验，考虑中国实际情况，我认为，当前电力现货市场建设的问题集中在6个方面：

一是现货市场建设面对的市场力较为强大。解决这个问题，一定要保证电力市场供求关系相对平衡，市场开放要慢慢来，省级市场先开放一部分，把省级市场先做起来，逐步在更广的范围推进，步子不要过大。我们可以先开放30%的市场，大家都参与进来，都不是电力价格的决定者，不存在“舍我其谁”的垄断状态，单个主体的行为无法影响市场总体的供需平衡。

二是我国新能源较多，煤电机组调节能力差。我国开展现货市场与国外成熟的市场情况不一样，前者火电为主，而后者燃气机组居多，不存在我国火电机组需要深度压出力给新能源发电让出发电空间。我认为，在现货市场建设中，若要激活火电的灵活性，必须通过深调市场解决，突破机组正常最小出力，不能将现货、深调两个市场合并。原因在于，机组低于最小出力发电，其成本将出现很大变化，市场成本基础发生如此变化后，是不能同台竞争交易的。目前，很多地方没有开始现货市场，但在推进深调市场，对参与深调、促进更多新能源消纳的机组给予补偿。这是中国实际情况，是由我国火电结构决定的，是我们建现货市场要解决的特殊问题。

三是节点电价的应用需要循序渐进。节点电价价值毋庸置疑，但在现货市场建设中要稳步推进。比如在广东，现阶段对用户主要采用全网平均节点电价。广东电网阻塞问题较为突出，若不同地区用户按照节点电价结算，不同地区用户的用电成本差异较大，不利于改革稳步推进。广东在第一阶段只是在发电侧引入不同位置的价格信号，在不同位置发电，价格信号是不同的。节点电价结算要分步推进，先是全网平均节点电价，逐步推向分区节点电价，随着电网建设、用户市场意识的增强，扩大应用范围，避免用户电价波动性过大。

四是如何解决现货市场与中长期市场衔接的问题。基于我国调度、交易机构分设的现实情况，中长期市场由交易机构负责，调度并没有相对独立，是电网的调度部门。那现货市场由谁来做？目前主流声音是由电网调度来做，这是因为当电网安全与市场竞争交织在一起时，调度需要根据当前的电网安全状态不断地调整市场竞争的空间。目前争论最大的问题是中长期市场签订的合同在现货市场如何交割？

交割分为物理交割和结算意义的交割。物理交割顾名思义就是指：在现货市场先交割所有的中长期合同，现货市场只针对不平衡负荷组织市场竞争；因此，所有市场成员需要申报上调与下调供给与需求的价格。结算意义下的交割（也有的认为是金融交割。本人认为金融的提法不准确，电力中长期合约绝大部分还是物理交割的，只有少部分电量被替代了）是指：中长期合约只在结算时起作用，所有市场成员在现货市场上开展全电量竞争，无论是否持有中长期合同，都必须全电量报价；在结算时，中长期曲线与现货市场全电量竞争曲线进行对比，对应合约的部分，按照合约价格结算；超出的部分，按照现货市场价格结算；欠发的部分，按照合约价格与现货价格的价差结算。有些场合也称之为价差结算。

目前，调度机构、发电侧、交易机构对交割方式主张不一：

调度机构主张全电量竞争的、结算意义的交割。调度机构认为，物理交割将发用曲线定死，若新能源大发、大量外送电协调、电网故障处理，调度需要调度空间。尽管也申报了上调与下调的量价，但存在着由于各方报价不合理导致发电权转让不成交的问题，可能造成发用电曲线无法形成，将严重威胁电网安全。在现货市场上，已经没有时间，让市场成员充分博弈了。相反，如果全电量竞争，竞争过程只是排序过程（不存在物理交割方式下电厂之间由于报价不合理导致的发电权难以转让的问题），不会出现不成交的风险，安全校核需要的发电权转移将是最小成本意义下的强制性转移。从理论上讲，结算意义下的交割、全电量竞争的现货市场还存在如下的优越性：其一是市场信号全面，而物理交割意义下的现货市场是由部分电量竞争产生的节点电价，市场信号不全面；其二是价格风险降低，这是因为市场成员在现货市场上报高价，不但不能获得更多的现货市场份额，而且有可能失去中长期合约的电量；其三是提高阻塞资源的价值，全电量竞争的模式将激励发电侧报价低的优先成交，这就意味着报价低的市场成员优先利用阻塞资源。

发电侧主张物理交割。原因在于，我国发电企业的考核，除了利润考核，还有发电量考核。如果实施结算意义下的交割，那某家电厂的发电量可能被更为便宜的电厂替代了，进而影响考核结果。但我认为，全电量竞争的现货市场对电量改动并没有这么大，部分发电权交易转让是少量的，电厂中长期合同的电量大部分（不会低于90%，甚至于高于97%）是可以完成的。

交易机构主张物理交割，以确保合同执行的整体性、精准性。

中长期市场签订的合同在现货市场应该如何交割？我建议，目前让用户自己选择；从长远来看，应通过激励机制向结算意义下的交割推进，这是最佳解。不要用行政命令，应以市场激励来引导，让用户通过结算意义的交割比物理交割获得更多的激励，进而解决这个问题。

五是在建设电力现货市场时，要重构中长期合约市场。现货市场中，无论是物理交割还是结算意义的交割，都需要分解中长期合同曲线，如何分解曲线，不能再由以往的方式，即给定电量由调度根据需求来分，这是不公平不合理的，因为分时电价对每个电厂的回报是不一样的，对用户也是不一样的，因为不同时段的电价是不一样。

这个问题如何解决呢？我认为，必须在现货市场开市前明确基于中长期合约的交割曲线，由市场来定。方法之一是，例如广东，中长期双边协议明确交割曲线。若没有曲线的，则选择系统标准服务曲线，事先公布，大家都可以选择。当用户选择好自身电量对应的交割曲线形状了，可以到现货市场交割了。

这一点，我们与国外是不同的。美国是全电量竞争不存在中长期合同交割的问题，更多的是金融环节的问题。这也是我国电力市场中长期物理合同如何与现货市场衔接的难点之一。

六是如何利用现货市场价格信号开展需求侧响应。现货市场最大的特点就是产生分时的、分位置的价格信号。我建议，建立“互联网+”的现货市场交易平台，而不是简单的、单纯的电力系统自成体系的平台，发挥各售电公司的作用，通过“互联网+”，用手机APP传递价格信号，让用户做好需求响应准备。

在价格引导下改变用户的用电行为，实现智能电网最崇高的目标——互动，互动最高的形式就是交易。这就是现货市场的价值！

“报量不报价也是一种双边市场，对用户而言，是交易成本、交易复杂度比较低的一种方法”

记者：现阶段，8家电力现货市场建设试点中，有的采用“报量不报价”模式，有的只是发电侧竞价，这些市场设计能否有效激励需求侧响应？

夏清：应该说，报量不报价是我们改革进程中必然经历的一个过程，对售电公司或用户报需求曲线不是一件简单的事情。什么是需求曲线，就是在某一价格下，我愿意消费多少电，这是需求弹性的一个表现。对用户而言，在现货市场中，需求弹性不像我们想象的那样强了。经济学上的弹性就是替代。比如，电贵了，我用天然气，但需要有时间来响应，要装燃气装置，而现在用户马上就要生产，电贵了，短期内无法应对变化，能怎么办？所以说，在中长期市场上，电力替代弹性表现得非常强烈，在电力现货市场上，大部分电量是中长期锁定的项目，真正的需求弹性应该是在中长期上反映出来。比如，电价贵了，用户生产订单就少定一些，这是富有弹性的。

而在现货市场上，电力需求弹性表现为时间上的交叉弹性。也就是说，高峰电价贵了，用户改变用电方式，在价格便宜的低谷用电。在这种情况下，“报量不报价”将是更有效的。假设我是用户，你把24小时的电价告诉我，我看电价，哪个电厂便宜，需求侧响应要不要做，我自己决定就好了，被动价格接受者发出的响应，也是一种需求弹性。报量不报价也是一种双边市场，对用户而言，是交易成本、交易复杂度比较低的一种方法。事实上，美国PJM市场上，大多数用户只报量、不报价。

在发电侧竞争的现货市场上，用户是不报价与量的，但也可以滞后地开展需求侧响应。用户将根据历史上的价格信号开展时序的需求侧响应。

“售电市场的作用在于把无序的用户变成有序的用户，激发用户成为电网互动的资源，分享利益”

记者：在电力现货市场中，售电公司如何发挥更大的作用，完成电改赋予的使命？

夏清：电力现货市场建设将真正释放售电侧这一体制安排的红利。目前已经成立众多售电公司，但其真正价值还没有充分发挥。“中发9号文”对售电公司的定位，不是简单买卖电量，降电价，争夺用户。这些事情完全可以通过发电侧竞价实现，何必耗费巨大的成本推进售电侧改革，要正本清源，明确售电市场的真正功能所在。

售电市场的作用在于：将无序的用户用电变成有序的用电行为，售电公司是组织者，通过他们组织让大量用户与电厂形成一种互动，最佳的消纳新能源，最佳的提高发输配资源的利用率。为实现这一目标，现货市场应运而生！

现货市场涉及调频、备用、需求响应、综合能源应用，只有在现货市场条件下，才能激发用户的需求侧响应，被动的负荷才能转变为主动、友好的负荷，售电公司的价值才能发挥出来。

售电公司应考虑在各种分时电价引导下，如何组织用户开展需求侧响应，可以利用物联网、“互联网+”，建立用户能量管理系统，发挥自身的技术优势，告诉用户，如何用电是最佳的，以“谁创造价值谁分享”的方式，让更多的用户参与进来，激发用户成为源网荷互动的资源。现货市场开辟了售电市场发展空间，以创造需求侧响应价值开启售电公司商业模式！建设现货市场将迎来售电公司群雄逐鹿的新局面！