北歐電力市場模型對南方區域電力市場建設的啟示

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南方能源觀察

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作者：陳凱、李效臻、黃康任 （能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司 ）

北歐各國在立法實施市場化改革時均頒布了電力體制改革相關的法案並進行了行業結構重組，四國的行業結構重組均有其特點，但最終都實現了發電、輸電、配電、售電、系統運行（調度）、交易中心相對獨立。Nord Pool作為統一的北歐電力批發市場交易中心，主要建設和集成過程為：

20世紀70年代，挪威電力工業就形成了批發市場—挪威電力庫（Samkjøringen），用於協調和優化挪威水利發電市場，主要對發電公司和部分大用戶（高耗能企業）開放，價格機製為邊際出清價格。

1993年Statnett Marked（Nord Pool的前身）作為Statnett SF（挪威輸電網公司）的附屬公司成立，對所有滿足交易條件的市場參與者均開放。Statnett Marked運營日前市場（ELSpot）。除了在Nord Pool的自願交易外，市場參與者還可以在場外交易市場（OTC）達成雙邊合同。

1993-1996年期間，其他北歐公司在特定的條件下也可以接入Nord Pool的現貨市場。1995年Statnett Marked向挪威議會提交北歐聯合電力市場協議框架，挪威能源監管機構（NVE）頒布跨境交易許可證，成為挪威跨境市場交易的基礎。

1996年，挪威-瑞典聯合電力交換成立，被命名為Nord Pool ASA，瑞典電網公司Svenska kraftnät 獲得Nord Pool ASA 50%股份。

1996年，芬蘭運營了一個獨立電力交易中心EL-EX。

1998年6月，EL-EX也加入Nord Pool ASA，Svenska kraftnät和芬蘭電網公司Fingrid Oyj共享EL-EX所有權。

1999年3月1日，EL-EX開放了一個兩小時提前市場ELBAS，為瑞典和芬蘭的市場參與者提供了接近於按小時運行進行調整的機會。

1999年7月1日丹麥西部（日德蘭半島和妃英島）作為獨立競價區域進入ELspot市場。

2000年10月，丹麥東部（紐西蘭島）加入ELspot，北歐日前市場完全集成。

2002年，Nord Pool的現貨市場活動獨立為單獨的公司Nord Pool Spot AS，與期貨市場分離。

2004年，丹麥東部加入實時平衡市場。

2007年丹麥西部加入小時前市場，新的現貨交易系統SESAM投入使用。

2009年挪威加入日內市場平衡。

2015年7月24日歐盟發布《容量分配和阻塞管理路線》，提出要在同一競價區域引入多個電力市場運營機構，EPEX SPOT向北歐四國申請成為繼Nord Pool之後的第二個電力市場運營機構。

北歐電力市場交易機構與調度機構分開，交易機構負責電力的物理和金融交易（歐洲電力交易，europex），調度機構（輸電系統運營者，TSO）運營實時平衡市場，負責電力運行安全和實時平衡。具體如下圖所示。

北歐交易機構實現了集成：①場外交易由交易雙方自行組織；②日前（ELSPOT）和日內（ELBAS）市場由Nord Pool運營；③金融市場開始由Nord Pool，2002年與物理交易分離，由OMX承擔，后OMX與Nasdaq合併後由Nasdaq OMX承擔。

調度機構（輸電系統運營者，TSO）由各國輸電網企業承擔，但與輸電業務保持會計賬戶獨立。北歐成立了The Nordic TSO』s，且具有統一的實時平衡市場平台-NOIS（Nodic Operational Information System），各國之間共享備用容量。丹麥、芬蘭、挪威、瑞典的TSO分別由國有輸電公司energinet DK、FinGrid、Statnett、Svenska kraftnät承擔。

由於歐盟在歐洲範圍內促進電力市場融合，所以也有相應的組織，包括歐洲電力交換（europex）和歐洲TSO組織（ENTSOE）。

批發市場包括金融衍生品市場和物理批發市場。物理批發市場主要包括物理雙邊交易、日前市場（ELSpot）、日內市場（ELBas）、實時平衡市場（Regulating power Market）和備用市場（Reservation Market）。不同交易的運營者和市場參與者如下表所示。

批發市場的交易時序如下圖所示，具體為：

①系統操作員在交付日前一天10：00之前提供各價區之間的輸送容量數據。

②12：00交易各方ELSpot截止報價。

③14：00ELSpot會基於供求報價，公布各價區之間的均衡價格和交換情況。

④14：00之後啟動ELbas交易，用於調整ELSpot交易與實際電量之間的變化，該交易在交付前1小時截止。

⑤交付前1小時啟動電力實時平衡市場，實現電力實時平衡。

從自然屬性上講，電力商品與其他商品是不同的，電能的4個特殊性決定了在電力市場建設過程中，儘管在不同的建設條件下，電力市場的建設方案有所不同，但所有的建設方案其交易規則的設置需要符合這些特徵。

北歐電力市場解決上述問題的方案如下：

（1）不平衡電量

①實時平衡市場。北歐各國TSO為日前（ELSpot）、小時前市場（ELbas）之外的不平衡提供調節機制。北歐建立了統一的實時平衡市場平台-NOIS。電廠和有調節能力的用戶均可參與實時平衡市場。

②不平衡結算。各個市場主體需要承擔平衡責任，不平衡電量結算時，上調部分價格不低於日前市場價格，下調部分價格不高於日前市場價格。

（2）阻塞管理

輸電網阻塞管理：①對日前市場採取區域電價，Nord Pool和各國TSO將北歐四國劃分為不同的區域，市場參與者在這些區域內提交報價和數量，Nord Pool計算系統價格（無約束條件下的市場出清價格）。當輸電線路存在阻塞時，計算每個區域的價格；②對實時平衡市場的實時阻塞採用回購原則（buy-back principle），即TSO購買阻塞路徑上每側的增量或減量，以便調整實時電力系統到可用容量。

配電網阻塞管理：①挪威在本國內部配電網阻塞也採用區域電價；②瑞典、芬蘭、丹麥採用「回購原則」管理阻塞，從調整報價的國內價值排序表中選擇最便宜的機組，直到內部阻塞得到緩解。這種排序表與實時平衡市場的價值排序相同。

（3）輔助服務

備用服務：丹麥、芬蘭設立了備用市場（Reservation Market）作為實時平衡市場的支持，通過需求量競價決定備用容量價格，備用資源可以因為實時平衡市場做準備而得到付費。隨著該市場之外的供應增加，備用需求降低，備用費用現在非常低。挪威也有一個類似的系統-RKOM，只在冬天開放。

其他輔助服務：TSO與電廠或用戶簽訂合同來提供。

（4）調度與計劃

將電網的運營與電網的所有權分開，TSO承擔系統運營責任，負責系統實時平衡，運行實時平衡市場。

（1）統一的電力市場運營體系

北歐電力市場形成了市場主體多樣、交易類型齊全、市場主體選擇權豐富的統一電力市場運營體系：

①市場主體包括電能生產商、電網公司、電力交易中心、輸電系統運營商（TSO）、配電系統運營商（DSO）、售電商、電能終端用戶；

②交易類型包括遠期雙邊交易、現貨市場（含日前、日內、實時平衡市場）、實時平衡市場輔助服務市場、金融衍生品市場

③發電商選擇權主要為交易品種、報價類型和交易對象多樣，除了數量、價格，可以選擇報價區域。

④用戶選擇權主要體現為可以選擇零售商和套餐類型，有統一的比價網站。

（2）Nord Pool交易電量佔比情況

Nord pool自成立以來，交易電量逐年增長。電力體制改革初期，通過北歐Nord Pool交易電量僅佔總交易電量的12%。截止2013年低，北歐電力市場總交易量是348.9 TWh，其中北歐日前交易323.6TWh，佔北歐用電量的88%左右。主要原因是Nord Pool規定跨價區交易必須通過Nord pool市場完成，隨著價區劃分的進一步深入，日前市場交易電量佔比提高顯著。

（3）電量增長和裝機容量增長比較

對比北歐四國1991年以來的裝機容量和電量增長情況如下圖所示。

北歐四國1991年-2012年裝機容量和用電量增速緩慢，11年裝機容量增速19.80%，用電量年均增速為12.32%。其中丹麥裝機容量增速最快，為45.87%。冰島、挪威、瑞典裝機增速分別為30.8%、19.8%、8.36%。芬蘭用電量增速最快，為325.60%，挪威、瑞典、丹麥分別為11.77%、4.29%、6.6%。裝機增速略高於電量增速。

（4）電源結構變化

依託Nord Pool Spot建立了完善和發達的電力市場，北歐電力交易方式多樣靈活，實現了資源的優化配置，改善了電源結構。最為典型的就是丹麥的風電消納，其風電比重高達31%，剩餘基本都是火電，而火電機組中90%以上都是熱電聯產機組，但全年風電發電利用小時數超過2500小時。丹麥風電高消納的原因在於依靠北歐電力市場，藉助挪威等鄰國水電機組良好的調節性能，實現了丹麥可再生能源高比例消納。挪威、瑞典、芬蘭國家電源結構基本不變。其中，挪威作為純水電系統國家，枯水和豐水季節均需通過Nord Pool Spot進行電力的交易，電力交易的方式實現多樣化，交易電量逐步增大。

（5）用戶側電價變化

1995-2016年間，北歐四國工業電價（不含稅費）總體呈現波動上升的趨勢，但是近幾年電價有下降趨勢。對比批發市場價格，挪威、瑞典、丹麥基本與批發市場價格波動趨勢一致，芬蘭電價則相對平緩。北歐基本實現用戶側價格與批發市場價格的傳導機制。

圖 6 北歐四國曆年電價（不含稅）情況表

北歐工業電價顯著低於居民用戶電價，約為工業電價1.6倍。由於上述數據不含稅金及補貼，所以實際用電價格高於上述價格。

（說明：綠色部分為極為相似之處，紫色為相似之處，紅色為不同之處）

（1）建設基礎

從電源結構來看：南方區域總裝機容量26931萬kW，廣東、海南以火電為主，貴州、廣西以火電和水電為主，雲南大部分為水電；北歐總裝機容量10110萬kW，挪威基本為純水電系統，瑞典水電和核電佔比大，丹麥基本上是純火電系統，芬蘭以火電和核電為主。兩者情況有一定相似性。

從電網情況來看：南方區域形成「八交八直」的西電東送主網架，基本為單方向送電，即西電東送，主要為雲貴電力送往廣東；北歐四國之間有28回互聯線路，電量交互頻繁，不同年度、不同季節、不同時段送電方向不同，沒有絕對的送電方和受電方，更多實現能源餘缺調劑，資源優化配置作用顯著。

從行業結構來看：北歐在改革前為垂直一體化壟斷，南方區域在改革前為單一買方的模式，上網電價由政府統一核定。

從電力供應充裕度和負荷增長來看：南方區域內當前電源裝機充裕，電網阻塞存在於部分斷面，負荷增長放緩但仍快於北歐；北歐電源裝機充裕，輸電網阻塞存在於部分斷面，負荷增長緩慢。

從電價交叉補貼情況來看：南方區域交叉補貼嚴重，存在用戶間交叉補貼、電壓間交叉補貼和地區間交叉補貼等；北歐區域內交叉補貼不嚴重。

（2）改革路徑

從行業結構重組情況來看：南方區域實現了競爭業務與管制業務相對獨立；北歐實現了輸電網系統運營商及交易機構獨立，競爭業務與管制業務會計賬戶分開。

從電力市場建設情況來看：南方區域批發市場與零售市場有一定關聯，發用電放開需要同步；北歐批發市場與零售市場分開建設，發用電放開實現解耦合。

北歐電力市場允許不同國家按照不同的發展階段選擇部分加入市場，在保持市場統一性的同時制定符合本國特色的調度政策，且交易模式多樣，南方區域電力市場可以借鑒其建設歷程和市場架構。

（1）調度機構與交易機構分離，調度機構負責本國電網安全穩定運行。國內的電量不平衡可以根據國內電源結構特點、技術條件和市場主體的成熟度採取不同的辦法，如不平衡電量處理機制或通過市場方式來解決。

（2）交易方式靈活多樣，支持雙邊交易、日前市場和實時平衡市場實時平衡市場。各個國家可以部分參與北歐統一的市場，例如僅參與日前市場，逐步過渡到全面參與。

（3）北歐電力市場對市場主體要求較高，發用電雙方需要將其發用電計劃分解到每個小時，並對其計劃的準確性負責。在實時平衡市場上有調節能力的市場主體（包括發電和具有調節能力的用戶）需要具備每5分鐘更新其用電計劃的能力。北歐電力市場引入新的市場主體BRPs，可以承擔一個或多個市場主體的平衡責任。售電側改革引入新的市場主體售電商，可以借鑒北歐經驗實現電力平衡。

市場設計要洞悉市場內涵

谷峰

中發9號文件印發已經兩年多，電力體制改革工作整體形勢向好，電力現貨市場作為電力市場核心和市場建設「門檻」的地位被行業廣泛接受。北歐、英國和美國PJM電力市場模式是自上一輪改革以來，一直研究的典型市場模式，其長期穩定運行的經驗為國內市場建設工作提供了重要參考。其中，英國模式和美國PJM模式相關經驗，在中發9號文件配套文件二《關於推進電力市場建設的實施意見》當中得到了化的引用，即按照電力調度機構在優化中扮演的角色，分為「分散式」和「集中式」現貨市場兩種模式，作為各地設計電力市場的參考。然而，無論採用何種模式設計市場都需要洞悉市場的內涵。與以行政等級劃分市場的習慣不同，由於國際上絕大部分電力市場覆蓋範圍與行政區不重合（或無直接關係），多稱之為「區域電力市場」。因此，

，北歐電力市場就是典型的區域市場。北歐的市場模式感性上看居於「分散式」和「集中式」之間。

，因其同一價區（可理解為阻塞區）內允許簽訂實物合同（與英國這一最典型的分散式市場模式不同，北歐跨價區之間的交易不能簽訂實物合同），市場主體通過北歐現貨交易所成交的電量（考慮阻塞斷面進行出清）占系統實際用電需求（發電計劃）的90%左右，執行前45分鐘與交易結果相對應的發電計劃被鎖定，各國的TSO開啟平衡機制以維持本國系統實時平衡，但是其資源的調節是通過北歐TSO運行信息系統（NOIS）全市場優化的。北歐市場有三個獨特之處。其一，北歐市場現貨的交易量佔總用電需求量90%左右，即現貨市場交易量是中長期實物合同交易量的九倍。這證明國內常說的「中長期為主，現貨為輔」並不是一般性規律，也從另一個側面說明現貨市場建設才是電力市場建設的核心。當然，這部分北歐現貨市場形成的交易量也需要通過金融產品進行避險，北歐的電力金融市場十分活躍，其成交量是實際用電需求的數倍，流動性很強。其二，北歐市場有交易所，但沒有北歐調度機構，各國TSO平行設置調度機構。北歐電力市場的電力調度控制區在各個TSO手中。

，各個調度控制區均在中調（個別地區中調設置在區域調度機構內部）手中，中調負責制定調度區內的日發電計劃，並負責守聯絡線「口子」（聯絡線計劃）。北歐雖然沒有合併控制區，但是由於日前交易結果與實際發電結果高度耦合，且北歐電網網架較為成熟，北歐交易所實際制定了次日大部分的發電計劃，即對應國內調度機構的相當大一部分職能是由交易機構在執行。其三，北歐電力市場在實時平衡階段，對於不平衡電量既可以使用本國TSO調度的機組，也可以在聯絡線容量充足的情況下使用北歐市場內其他價區的機組。調節能力統一由NOIS提供信息，兩側TSO各自校核。這與國內調度機構不通過上級調度機構協調，只能使用自己控制區內的調節能力是不同的。

電力市場是電力系統運行的「效率倍增器」，其核心內涵就是在符合電力商品特殊屬性的前提下，實現一般商品的交易機制。實際上，無論英國、北歐、還是美國，電力市場的內核都是相同的，只是表現形式不同。一般來說，市場執行結果如果和金融合同約定的結果相同，那麼可以視金融合同轉化為實物合同；同理，實物合同執行過程中，生產方選擇購買電能完成合同，那麼可以視實物合同變成了財務責任綁定的金融合同。又如全電量優化模式（集中式）中，報「地板價」的電量實質上等同於偏差優化模式（分散式）中，發用電雙方自己分解功率曲線對應的電量。無論「分散式」、「集中式」或者表現形式兼具兩者一定特點的北歐模式，其內核沒有根本區別。從國際經驗來看，現貨價格要反映電力的時間價值和位置信號，一般來說可以通過發電側節點電價反映位置信號，也可以採用「點費率」法制定輸電價格反映位置信號。在電力市場建設初期，北歐大部分國家採用「點費率」法制定輸電價格，與目前南方區域採用的「郵票法」不同，這也是南方區域電力市場學習北歐市場模式時要考慮的問題。

電力市場機制是為滿足電力系統運行需要所制定的經濟機制，不論何種市場模式都要解決如何安排日發電計劃、實現實時平衡和保留充足的運行備用（調頻和備用）。因此，電力市場的交易功能實際上絕大部分是要替代電力調度機構在計劃體制下的職能，即交易機構和調度機構在市場中執行的職能總和，大體上是計劃體制下屬於電力調度機構的職能。南方區域市場設計，還要充分考慮市場模式選擇對於交易機構和調度機構分工所產生的影響，以及如何解決我們「統一調度、分層平衡」的傳統運行模式，向「拼圖式」的市場機制過渡。這種市場建設的嘗試，某種意義上也是調度管理體制的一種根本性變革。

綜上，南方區域市場設計是一項系統工程，模式選擇並不是技術問題，而是市場主體認知一致性的問題。市場設計者需要充分了解市場的本質屬性，既要借鑒成功經驗，又要結合具體實際。設計過程中，要做好充分的模擬計算工作，用數據說話，切忌紙上談兵，以空對空。運行過程中，要有耐心、有信心、有決心，遇到什麼問題解決什麼問題，相信市場機制是僅次於「上帝之手」的資源配置方式，不可游移不定。