中国储能网讯：十多年来，东北电力市场始终站在我国电力市场理论和实践的前沿，历经曲折，也获得了宝贵的成绩和经验，并呈现出鲜明的特色。本文在对东北电力市场实践作简要回顾的基础上，还对电力市场建设进行了一些思考。

东北电力市场回顾

东北是我国最早开展电力市场化探索实践的地区。

早在1999年，原国家经贸委决定在辽宁、吉林、黑龙江、上海、浙江、山东等6省开展“厂网分开、竞价上网”的试点工作。辽宁、吉林、黑龙江的实行部分电量竞价上网试点取得了不错的效果，这也是国家选择东北进行区域竞价市场试点的重要原因。

电力直接交易稳步推进、全面推开

相对于电网统购统销模式，电力直接交易增加了用户和电厂的选择权，价格由市场供需决定，资源配置更加高效。

东北电力直接交易工作起步较早，2005年3月即启动了我国首个大用户直接交易试点──吉林炭素集团有限责任公司与国电吉林龙华热电直接交易试点。

2009年启动的抚顺铝业与内蒙古华能伊敏电厂直接交易是我国第一个跨省直接交易试点。目前两个试点运转良好，特别是抚顺铝业年度试点电量已经突破45亿千瓦时。

启动蒙东电力直接交易市场

2014年5月，蒙东地区电力直接交易市场成功启动，并实现“多买多卖”的交易格局。蒙东电力直接交易堪称东北电力直接交易的典范。2014年共开展三轮交易，拉动蒙东地区用电量33亿千瓦时，提高火电360利用小时，提高风电82利用小时，减少弃风1亿千瓦时。在市场带动下，蒙东地区2014年用电量同比增长8.45%，是东北地区总体用电增长率的3.7倍。

启动辽宁电力直接交易市场

东北能源监管局与辽宁省经信委等部门抓住国家批复辽宁输配电价的有利契机，于2014年10月启动辽宁电力直接交易市场。8家电力用户与10家发电企业通过双边协商交易模式成交电量6.1亿千瓦时，有效提升了辽宁省有色金属加工等核心产业的竞争力。辽宁省火电企业利用小时提高近50小时，在一定程度上缓解了辽宁省电力供大于求的问题。今年2月份，市场开展了2015年上半年度交易，累计交易电量20亿千瓦时。

搭建黑龙江电力直接交易市场平台

2013年，国家三部委批复了黑龙江省电力直接交易试点方案，2014年共开展了2.5亿千瓦时直接交易电量。为进一步扩大黑龙江省电力直接交易规模，建立开放、规范的电力直接交易市场，东北能源监管局、黑龙江省工信委、物价局于2014年底印发了《黑龙江省电力用户与发电企业直接交易规则(试行)》。2015年市场成员准入工作目前已经完成，市场具备了启动条件。

探索风电参与电力直接交易

为开拓风电消纳的新途径，东北能源监管局与内蒙古自治区经信委研究引入风电弃风电量参与直接交易，并在风电受限严重的蒙东地区进行了试点。2014年试点的交易规模约4700万千瓦时，提高蒙东风电利用小时数近40小时。目前正在对试点经验进行总结，并研究完善交易机制和流程。

同时，东北能源监管局还建立富余风电低谷跨区直接交易机制和做好强化电力直接交易常态监管工作。

建立电力调峰市场，促进风电核电消纳

根据东北电网运行特点，东北能源监管局创新调峰辅助服务补偿方式，运用市场化机制配置稀缺的调峰资源，于2014年10月1日正式启动我国第一个电力调峰市场。

东北电力调峰市场具有以下特点：

一是引入市场竞争，建立“阶梯式”浮动报价机制。

二是加大了调峰补偿力度。

三是扩大参与范围，实现风火互补、核火互济。

四是建立了跨省调峰交易机制，实现区域范围内的优化配置。

五是市场交易平台较为完善，交易操作流程规范，市场信息实现实时发布。

从2014年10～12月份的运行情况看

◆ 一是火电新挖掘调峰潜力超百万千瓦。东北83家直调火电厂中有80家参与了深度调峰，10～12月份深度调峰电量同比增长60.46%。

◆ 二是火电调峰理念和机制发生根本转变。东北火电企业在理念和机制上实现了从“要我调峰”到“我要调峰”的巨大转变，71家电厂主动要求减到最低技术出力以下，有31家报价低于最高限价。

◆ 三是风电弃风大幅减少。火电通过减到最低技术出力以下深度调峰，3个月共为风电挖掘出21.6亿千瓦时新增上网空间。

◆ 四是核电运行空间得到保障。辽宁红沿河核电站首次在10月、11月份实现双机运行。

同时，东北能源监管局积极协调东北电力跨区外送，先后建立东北火电和富余风电送华北交易机制，自2010年以来，通过市场化方式东北送华北电力交易累计达到706亿千瓦时，其中火电584亿千瓦时，富余风电122亿千瓦时，对缓解东北地区电力供需矛盾发挥了巨大作用。

并建立覆盖三省一区的东北特色发电权交易体系，实现了区域资源的优化配置，提高了电力行业的经济效益。

对电力市场建设的几点体会

市场的基本功能是交易

电力市场化到底是目的还是手段?这个问题在经济学上有争论。可以预见，随着储能、分布式、智能电网的技术进步，以及可再生能源能源的快速发展，电力市场的形式还将发生持续不断的发生变化。也许不远的将来，电力商品的交易模式与其他大宗商品市场甚至菜市场的交易模式将没有本质区别。

继续发挥区域一级电力市场作用

从历史沿革上看，我国电网在长期发展中形成了六大区域电网，区域电网内部联系紧密、互补性强，应继续发挥区域电网对区域电力市场的支撑作用。

从资源传输效益上看，目前普遍认为1000公里以内输电比输煤更经济、高效，而我国区域一级地理范围基本上在1000公里左右。东北以火电为主、煤炭可自给自足且分布集中，区域范围的电力市场有利于资源高效、经济传输。

从市场组织上看，区域这一层级所含的电网约束断面数量适中，是交易效率与电力资源配置范围的最优妥协方案;发电企业数量适中，解决了发电公司省内集中度高的问题;调度交易机构层级适中，市场交易组织成本低。

需要特别指出的是，这里所指区域电力市场概念已经区别于当年东北区域单竞价市场，内涵较之更加丰富，主要体现在交易品种及市场主体的多元化上。

电力直接交易是电力交易机制改革的重要突破口

我国电力直接交易开展十年有余，积累了一定的组织管理经验，从9号文件的改革思路上看，也将电力直接交易寄予推进电力交易机制改革的重任。但当前的电力直接交易存在一些问题：

一是交易形式未体现出电力市场与“菜市场”的根本区别(电力的发、输、用要在同一时刻完成)，不同时点、不同曲线的电力价值不同。

二是现有电价体系造成价格双轨制，市场电与计划电之间的“联通桥”仍然存在。

三是电力直接交易组织协调机制待完善。

对此可采取三种对策：

◆ 一是确立长期稳定的电力市场交易形式。为保障电力供应长期稳定，防止电价频繁、较大波动，并从规避电力企业自身经营风险考虑，电力直接交易应以中长期交易为主。但现阶段就要特别重视现货市场建设，以提供明确的价格信号，引导电力建设、市场供应和消费。

◆ 二是改革现有电价体系，防止电价双轨制长期存在。要拆除市场与计划间的“联通桥”就要彻底落实9号文件“公益性以外的发售电价格由市场形成”的要求，这对稳定市场信心和预期至关重要。有关部门要公布缩减计划电量规模和适用范围的时间表，过渡期内可设定用户退出市场后的惩罚性电价，并且仅保留发电厂最小方式计划电量。

◆ 三是健全组织协调机制。大用户直接交易涉及市场建设、主体准入、市场运行规则、市场监管等多方面内容，是一项复杂的系统工程。要明确政府部门之间的责任分工，要明确交易机构、调度机构的职责和界面。

辅助服务市场是东北电力市场的鲜明特色

辅助服务本身是就电力市场的重要内容，对加强电力系统可靠性、提升电能质量意义重大，9号文件也要求建立辅助服务分担共享新机制。

从中短期看，解决东北电力行业内具体困难，如调峰、备用、弃风等问题，辅助服务是最优路径。辅助服务市场化可以激发市场主体活力，引导其挖潜增效;通过市场化价格竞争，能降低系统辅助服务总成本，并为后续风电、光伏大规模并网提供良好环境。

从远期来看，电力调峰市场可以平滑过渡到现货市场或实时平衡机制，与电力长期交易市场(包括电力期货市场、容量市场)共同构成相对完整的市场体系。在电力辅助服务领域引入市场机制，理论上已经较为成熟，电力用户也会随着售电侧改革的施行逐渐参与进来。但辅助服务市场对调度、交易机构的人员、管理和硬件要求较高，应以电力系统安全稳定为前提，循序渐进开展。(作者单位：东北能源监管局)

原标题:研究│东北电力市场实践与思考