对《电力现货市场运营和结算系统功能规范（征求意见稿）》的意见和建议

国家能源局近日印发了《电力现货市场运营和结算系统功能规范(征求意见稿)》(以下简称《功能规范》)。笔者结合自己在澳大利亚电力市场十多年的工作经验和体会，对《功能规范》提出个人的意见和建议。由于澳大利亚电力市场不是《功能规范》附件2所描述的分散式市场模式，以下讨论仅限于附件3和附件4。

《功能规范》以电改9号文配套文件二(《关于推进电力市场建设的实施意见》)为根据编制。由于目前8个电力现货市场试点地区尚未公布电力现货市场规则，因此此次编制无法依托一部成型的、完整的、详尽的电力现货市场规则，使得《功能规范》带有一些具有电力市场规则属性的内容。

电力现货市场规则制定是一项复杂的系统工程，需要综合考量电网结构、能源禀赋、市场效率、交易成本、电力现货市场阶段性建设等重要因素。例如，澳大利亚设立专门负责电力市场规则制定与完善的监管机构 — 能源市场委员会(AEMC)，AEMC根据法律授权，遵循法定的程序行使其市场规则制定与修改职能。在缺少能够引用的电力现货市场规则情况下，本文重点围绕实操细节性内容而不是市场规则性内容，提出意见和建议。

一 、比较重要的几个方面

(1)我们缺乏电力现货市场运行的实际经验积累，电力现货市场规则制定更多是借鉴国外的电力现货市场规则，需要一段时间对国外市场规则进行甄别筛选，消化吸收。

(2)我国电力现货市场建设试点刚刚起步，相关规则本身都还在不断完善和修改中，制定一套适合我国国情的电力现货市场规则还需时日。

(3)电力现货市场规则繁杂，规则之间高度关联，在市场试点初期就建立庞大的市场规则库将增加运营系统研发成本，抬高开发商进入市场的门槛，不利于形成运营系统开发的有效竞争局面。

附件4缺少与附件3所述日内市场对应的结算功能。

附件3的第7.5 条要求“运营系统将日前、日内、实时市场和辅助服务市场出清结果发送到电力现货市场结算系统”。建议补充相关说明内容，核实是否同样也存在对应附件2的日内市场问题。

应明确日前市场的功能要求能否完全支持日前市场预出清。

如不能完全支持，应添加相关功能。浙江电力现货市场建设方案的初级现货市场设计含有日前市场预出清过程。

在不能直接引用具体市场规则情况下，建议在《功能规范》中带有市场规则性质的内容之处，应说明其表述具有一般性和预设性，并不能被理解为电力市场规则条款。

从逻辑关系上讲 《功能规范》是遵照市场规则的，而不是平行于市场规则的。《功能规范》多处陈述是本应属于市场规则内容。例如，附件3第6.13.1.1 b)条 — “对价格波动进行严格审核，发现问题将及时要求独立系统运营商或电网运营企业进行解释说明，控制市场成员利用市场操纵力导致电力现货市场价格大幅波动的问题。”。这样的内容过于简略，可能造成多种理解，不能作为市场规则条款。以上述第6.13.1.1 b)条为例，电力市场规则可以要求市场监管机构(而不是独立系统运营商或电网运营企业)行使监管权力对价格波动进行严格调查审核 ，对市场作出说明解释。

建议谨慎考虑是否把建设完备的电力现货市场规则库作为电力现货市场试点建设初期的重点目标。

《功能规范》的基本思路是能够比较完整地覆盖不同市场模式不同市场交易规则下电力现货市场运营和结算系统功能需求。笔者认为，要达到附件3的第6.14.1.2条 — 规则配置所述“提供电力现货市场规则库，供系统运行与维护人员按已公开发布的电力现货市场规则集中配置维护电力现货市场规则库。支持在线修改、生效规则，无需修改或重启运营系统” 的要求，近期的实现难度很大。主要原因如下：

二、对《功能规范》附件3的意见和建议

第3.2节解释电力零售市场时包含了“进一步放开配电服务”的说法。在电力市场化改革中，配电是受经济性监管的垄断业务，与竞争性的零售电业务性质不同。按照电改九号文精神，配电属于管住中间的部分，而售电属于放开两头的部分。建议《功能规范》试行稿进一步明确零售电市场范围。另外，表述“允许电力零售商进入市场，中小电力用户有权自主选择供电商的售电侧市场形态。”也可能产生误解。电力零售商不仅可以代理中小电力用户，也可以代理大电力用户。

第6.3.1节的市场申报功能要求没有关于机组分段报价的发电出力曲线信息。

建议第6.4.1节的信息发布功能要求增加输变电设备与发电机组非计划的临时检修信息。

第6.6.1.3节日前市场出清第e) 项要求“支持设定次日15分钟或1小时滚动计算”。日前市场交易是日前出清的，那么其计算应该是一次性的，但是必须覆盖次日所有15分钟或1小时时段。“滚动计算”可能产生次日每15分钟或1小时进行一次计算的歧义(不知道第e) 项要求的本意是否如此?)。

第6.6.1.5节(以及第6.7.1.5节和第6.8.1.5节)应属于市场规则内容。

在日内市场的未来多小时时段内施加总量约束可能出现问题。 第6.7.1.1节关于日内市场约束条件管理功能要求的其它约束：a) 对计划周期内发电总煤耗量的限制和b) 对计划周期内发电环保容量的限制将面临实际困难。因为几小时内的煤耗和环保容量对整个计划周期，例如一年的总煤耗和环保容量的贡献是微乎其微的。反过来看，把整个计划周期的总煤耗和环保容量分解到几个小时上的任意性非常大，无法形成有效约束。因为实时市场时段更短，所以第6.8.1.1节关于约束条件管理功能要求的其它约束a)和b)也面临类似问题，可能会更难以解决。

第6.6.1.3 g)条 和第6.7.1.3 g)条 要求“应能与安全校核进行迭代计算，计算结果送安全校核进行交流潮流计算，出现设备或断面越限时，由安全校核反馈越限信息至SCUC或SCED重新进行优化计算，直至生成满足安全约束条件下的市场出清结果”。因为，优化计算是对含整数(线性)规划问题进行求解，所以可能需要较长的计算时间才能得到收敛结果。建议《功能规范》应规定运营系统的计算能力硬性指标，例如在事先设定的时间内完成计算，给出收敛结果。

要求“安全校核进行交流潮流计算”本身是市场规则的内容。如果市场规则规定使用直流安全约束交易模型，那么应对运营系统功能规定相对应的要求。

第6.8节对实时市场时间段的描述有些模糊，涉及到不同时间尺度。从时间序列上看，交易周期的时间节点应是滚动计算交易周期时间段上市场出清的始点。建议只使用与交易周期等长的时间段，或者以15分钟周期为例陈述，其它类推。

第6.8.1节的实时市场系统平衡约束a)“要求满足系统各个时段用电需求、……”。既然实时市场仅考虑一个时段的交易，那么“各个时段”又是指哪些时段呢?

第6.8.2节界面要求i)项中也出现展示“时段数”、“时段数目”、“时段个数”、“各个时段”的要求。上述提法不适用于只在单一时段交易的实时市场。

三、对《功能规范》附件4的意见和建议

第4.4节要求电力现货市场结算系统覆盖输配电费。按照电改九号文精神，输配电价与发售电价在形成机制上是分开的，输配电价由政府核定。交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金及附加三部分组成。电力现货市场结算系统功能没有必要一定要求包含输配电费(含线损和交叉补贴)结算功能(见5总体功能框架)。而5.2节的结算核心业务不一定必须包含输配电价结算(见5.2 第7)项)。

第6.1.2节结算主体不包括由售电公司代理电力批发市场的用电户。这些非市场用户变更售电公司的信息直接影响售电公司的结算结果。建议结算系统功能规范包含非市场用户的代理关系信息及实际用电数据。

关于第6.10节输配电费结算的讨论。输配电费是由电网企业(含地方电网和社会资本投资的增量配网)与其提供输配电服务的用户进行结算，而其中很大一部分是非市场用户。对于配电网而言，国家发展改革委、国家能源局制定的《有序放开配电网业务管理办法》第十八条(四)规定配电网运营者承担配电区域内结算业务，按照政府核定的配电价格收取配电费，按照国家有关规定代收政府性基金和交叉补贴，按合同向各方支付相关费用。电力现货市场结算系统应负责电力市场交易结算。将输配电费结算纳入电力现货市场结算系统会带来没有必要的复杂性，会把受监管的输配电运营成本混进竞争性的电力交易运营成本。

第6.13.2节账单科目3)输电结算类应该把输电费以及输电损耗结算和与电力现货市场交易直接相关的阻塞费用、输电权结算以及非计划输电结算等分开处理。在澳大利亚输电网损耗是计入电力交易价格的。

四、对术语和定义部分的评论

《功能规范》给出电力市场术语的中英对照。从笔者工作经验来看，电力市场术语的中英对照通常存在常规用法的差异。例如，《功能规范》“分散式”的英语对应是“Decentralized”，而在英语资料中经常会看到用“Bilateral”来表示同样的市场模式。与分区电价“Zonal prices”平行，英语用“Nodal prices”表达节点电价也是常见的。在英国和澳大利亚，通常用“Electricity retail”来表达零售电，《功能规范》用的是“Retail electricity”。英语“Financial”的中文翻译可以是“财务的”，也可以是“金融的”。按照常理，“金融的”用于描述金融性强的差价合约，如在金融市场交易的标准差价合约，而“财务的”用于表述市场主体协商交易的结构性差价合约。

因时间紧，加之笔者对国内情况了解有限，可能会出现对《功能规范》理解有误的情况。还望领导、专家们指正。