绿色低碳转型系列（十二）：简析电力现货、辅助服务市场交易规则

引言

近期，我国加快建设电力市场体系，市场化交易电量比重不断提升，市场在相关资源配置中越来越起到决定性作用。加快建设健全多层次统一电力市场体系，对全国统一能源市场的建设至关重要。2022年1月18日，国家发改委与国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称“《指导意见》”），为新一轮电力市场化改革明确了顶层设计。《指导意见》的各项改革措施中，建立多层次统一的电力中长期、现货、辅助服务市场是值得关注的重点内容。在君合前期的法律评论文章中，我们分别对此轮电力市场化改革的要点内容及其对发电企业的影响，以及电力中长期交易规则进行了介绍，本文将对处于试点阶段的电力现货交易和辅助服务市场的建设进展情况进行简要梳理。

一、电力现货市场

1、现货市场规则概述

电力现货市场主要针对电能量的日前、日内、实时交易¹。目前，电力现货市场交易规则还处于试点阶段。根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文”）及其配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力、电量平衡机制。

由于电力传输具有瞬时性的特点，生产与消费几乎同时完成，电力交易需要依赖电网公司的输配电执行交易结果。一方面，由于受到电网线路输电能力限制，输配电安排需要通过电网调度中心的安全校核，因此电力交易与一般的商品交易方式存在不同，以中长期交易为主，以现货交易为补充。另一方面，为适应高比例新能源的新型电力系统，市场交易机制需要有更强的灵活性，以促进新能源的充分消纳。为了充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，让电力回归商品属性，形成市场化的电力电量平衡机制，电力市场在设计之初即明确了要构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系²。

2017年8月28日，国家发改委办公厅和国家能源局综合司发布《开展电力现货市场建设试点工作的通知》，正式启动电力现货交易市场的试点工作，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点地区。2021年4月26日《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》将试点范围扩大，第二批电力现货试点包括上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市。

2019年7月31日，国家发改委办公厅和国家能源局综合司编制了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，明确建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场，并且要求跨省中长期电力交易的偏差部分按照受（送）端省份现货市场规则进行结算³。2021年11月22日，国家电网有限公司经国家发改委和国家能源局同意，正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》，该规则主要覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围，涉及范围内的全部省间电力调度和省间交易，其中对电力现货交易的具体方式、机制和步骤作了明确的设计，对现货市场规则理解具有重要的参考意义。

2、省间电力现货交易规则

《省间电力现货交易规则（试行）》明确省间电力现货交易是在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易，并且省间电力现货交易为实物交易。《省间电力现货交易规则（试行）》将省间电力现货交易分为两种方式，分别是日前现货交易和日内现货交易。由于各跨省输电通道的容量限制，电力调度机构优先安排跨省区中长期交易，其次是省间日前现货交易，再次是省间日内现货交易。

就日前现货交易而言，是指在前一日对后一交易日的电能量进行交易。交易日从00:15 至24:00，每15 分钟设为一个时段，共分96 个时段，交易标的是该时段发电企业所生产的电能量。具体交易流程可分为三个阶段，分别是日前现货交易准备，日前现货交易出清，以及出清结果管理和发布。具体见下图所示：

以现货交易日为D，前一日为“D-1”，日前现货交易流程可顺次分为：（1）预计划下发；（2）交易前信息公告；（3）省内预出清（预计划）；（4）交易申报；（5）省间现货交易出清及跨区发输电计划编制；（6）省间联络线计划编制；（7）省内发电计划编制各个步骤。该流程以国调中心和网调基于跨区中长期交易结果及电网安全运行需要，编制下发D日96时段预计划为开始，以省调根据上级调度机构下发的联络线计划，编制省内日前发电计划或组织省内日前现货市场及辅助服务市场出清为结果。最终，电力交易机构向市场成员发布市场出清结果。

就日内现货交易，是指在日内以2小时为一个固定交易周期，组织省间日内现货交易，具体的交易方式与日前现货交易类似，采用集中竞价出清程序。同时《省间电力现货交易规则（试行）》规定，固定交易周期结果发布后，若在本交易周期内仍有新增富余电力外送和购电需求，可组织临时交易，但需保证 T-60 分钟前将出清结果下发至省调。

以交易时段起始时刻为T，日内现货交易流程分为交易前信息公告、交易申报、省间现货交易出清及跨区发输电计划编制、省间联络线计划下发、向市场成员发布市场出清结果这几个步骤。

二、辅助服务市场

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳提供的服务。9号文颁布之初，电力体制改革配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》将电力市场初步设计为由中长期市场和现货市场构成，辅助服务交易作为中长期和现货交易的一部分，在中长期市场和现货市场中开展辅助服务交易。2022年《指导意见》明确指出要建立多层次统一的电力中长期、现货、辅助服务市场，把辅助服务从中长期市场和现货市场中单独提出来，辅助服务市场的重要性进一步体现。新能源在我国发电装机容量比例不断提高，电力系统对调节性和保障性电源的需求更加强烈，因此辅助服务市场也越发重要。

在9号文颁布之前，我国就已经开始探索辅助服务的补偿机制。2006年11月，原国家电力监管委员会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》初步建立辅助服务补偿机制。2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，将跨省跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。2017年11月15日，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，为辅助服务补偿（市场）机制制定了目标，明确了结合各地实际，因地制宜完善电力辅助服务补偿机制的原则。

2018年2月28日，国家发改委和国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（以下简称“364号文”），旨在提高电力系统的调节能力及运行效率，从实施火电灵活性改造、推进各类灵活调节电源建设、推动新型储能技术发展及应用方面提升电源侧调节能力，科学优化电网建设、加强电网调度的灵活性，提升电力用户侧灵活性，增强电力系统灵活性、适应性。同时364号文明确，按照“谁受益、谁承担”的原则，探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制；合理确定火电机组有偿调峰的调峰深度，并根据系统调节能力的变化进行动态调整，合理补偿火电机组、抽水蓄能电站和新型储能电站灵活运行的直接成本和机会成本。

2021年12月21日，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》（以下简称“《办法》”）。《办法》将辅助服务分为有功平衡服务和无功平衡服务。在补偿机制方面，基本电力辅助服务为并网主体义务提供无需补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，《办法》鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。《办法》丰富了提供电力辅助服务主体的范围，除提供正常电能生产、输送、使用服务主体外，还包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，以及传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的用户侧可调节负荷。

另外《办法》明确，国家层面将制定电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，电力辅助服务管理实施细则原则上主要明确，通过义务提供、固定补偿方式获取的电力辅助服务品种的相关机制；电力辅助服务市场交易规则主要明确，通过市场化竞争方式获取的电力辅助服务品种的相关机制。目前，国家层面尚未出台电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，但已批复东北、福建等地开展辅助服务市场建设试点工作。就各地辅助服务相关规则的要点，限于篇幅，我们在此仅列明交易品种，对交易方式等不做展开分析。 

结语

目前，电力现货市场和辅助服务市场的交易规则正处于试点阶段，由于各省和地区的电力市场基础条件、电网结构和电力平衡格局等情况存在差异，因此现货和辅助服务市场规则的建立主要采用了试点先行，因地制宜，多方探索的改革思路。

现货和辅助服务市场是建立电力市场化交易的重要一部分，让电力回归商品属性，提高电力资源配置效率，同时也有利于适应以清洁能源为主的新型电力系统，促进新能源的充分消纳。对于市场主体而言，现货和辅助服务市场的建立意味着更多元的交易品种。同时，现货和辅助服务市场也将促进“源网荷储”各个环节各类市场主体的余缺互济，催生出虚拟电厂、需求侧可调节用户、储能电站等新的市场主体，创造更多的商业机会。