（报告出品方/作者：国联证券，贺朝晖、袁澎）1 电力市场化，能源革命破局的核心举措20 世纪 90 年代以来，电力市场化在全球范围内得到了快速的发展。
我国也于 21 世纪初开展电力市场基础机制的研究。
2015 年 3 月，中共中央国务院发布《关于进 一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号），开启了以电力市场化为改 革核心的新一轮大潮。
1.1 特殊的商品，特殊的市场电力是一种特殊的商品，它以光速传播，必须即时平衡，因此买卖电力的市场也 与我们常见的市场不太一样。
其特殊之处具体表现在以下若干方面。
现货还是“线货”Spot Market，具有在固定时间、固定地点，进行一手交钱、一手交货的“点” 交易的含义，这对于绝大多数的商品都是成立的。
但是电力并不是一个这样的商品， 电能量是功率和时间的乘积，商品数量需用二维空间描述，因此，无论买了多少电能 量，其最终的交易执行均是在一段时间内进行的，形成曲线式的交割，“Curve Market” 或许更加能够体现电力市场的交割形式。
因此，在报量报价方面，我们需要引入许多 种不同的机制来满足交易双方对曲线交易的需求，这是其他商品市场所不具备的。
数量决定质量对于绝大多数商品，数量和质量几乎是完全独立的，且不会因为供需而影响商品 质量。
但是对于电力，多生产就意味着可能频率偏高或者电压偏高，导致电能质量不 合格。
这样的不合格还有极强的外溢效应，会严重影响其他交易的执行情况，因此，充分维护电力商品的质量成了电力市场非常重要的课题。
用的不是买的所见即所得，这是商品交易天然的属性。
但是电力在实际交易过程中，尤其是在 有交易对手的中长期市场中，是按照无约束报单，又按照安全约束与经济调度的原则 撮合出清。
用户与交易对手之间的合约，很少会恰好符合经济调度的结果，有时甚至 不能符合安全约束的要求，因此，经过潮流分解后，可以发现，用户使用的电力大多 并不来自于交易对手。
电力交易更像是权益的转让而不是真实物品的转让，也就是 “黑匣子”市场。
误差很正常绝大部分商品交易不仅可以精确计量，并且交割过程不会影响交割的数量。
由于 电力是个曲线产品，运行过程会有难免有些波动，并且大部分用户和新能源发电都难 以精确预测，因此实际使用的数量和交易的数量有些差别实属正常。
因此如何解决小 的偏差，并且处理大的偏差，对电力市场中的主体十分重要。
7*24 小时开市电气化社会发展到今天，用电已经成了最为基本的需求。
目前用户侧基本无法大 量地长时间地囤积电力，因此需要连续不断地并网用电，先进的电力市场自然得做到 连续开市、连续结算，尤其是日前、日内、实时等小周期级别的市场。
这就对系统软 硬件设计、调度运行提出了非常高的要求。
综上，电力市场与我们常见的市场有较大的区别，设计、理解和参与电力市场并 不是一件非常容易的事情。
但是，也只有电力市场才能从机制上担负起充分消纳新 能源的重任。
1.2 新能源消纳离不开电力市场化新能源发电有很多特点，有的特点只能通过市场手段予以解决，传统机制将面临 越来越大的问题。
不可控，保障消纳压力大目前，我国新能源电力参与交易的比例很低，绝大部分电量都是通过电网进行保 障性收购消纳。
这在新能源发电量占比较低时，不会有太大问题。
随着新能源发电量 占比不断攀升，电力系统调度平衡难度势必会越来越大。
2021 年，少数省份未能完 成消纳责任权重目标值或贴最低值完成，凸显消纳压力。
不入市，绿证发放成难题“双碳”目标是发展新能源的根源，新能源的价值最终应当体现在其绿色价值上。
目前各类用户主体对绿色价值的需求不一样，高碳排放企业需求可能更大，而低碳排 放企业和居民用户的需求可能较低，各类主体希望付出的溢价以及支付的能力都相差 较大。
非市场机制下，即使电能的价格可以计算，但是绿色溢价部分却很难计算。
风光项目补贴、竞争性配置上网电价的制定过程均没有对低碳需求强烈的用户的参与，无 法反映用户侧的需求情况，因此，定价机制本身有欠缺。
另外，保障性消纳机制下， 不仅将绿色溢价均摊至所有用户的头上，而且，与绿证制度衔接存在诸多困难。
依靠 市场定价、依靠市场分配绿证，或是绿色能源最终的途径。
无市场，灵活资源无法定价储能是帮助新能源抹平在时间轴上波动的唯一手段。
目前储能等灵活性资源技 术路线多、成本差异大，政策无法一刀切地为所有储能资源赋能。
电力市场却可以 很好地解决这个问题。
在满足用电需求的情况下，电力价差可以自然地为储能提供良 好的商业模式，自然地筛选出有价值的储能技术路线。
1.3 合约角度看“市场”，核心改什么？市场是由某种物品或服务的买者与卖者组成的一个群体，在里面自由地签订合约， 完成交易。
电力市场同样如此，买者与卖者之间显式地或者是隐式地签订电力交易合 约，进行结算。
我们从合约的构成要素出发，可以比较清楚地看出电力市场改革的重 点方向。
一般而言，合约的要素包括：1）交易主体；2）交易标的；3）标的数量；4）标 的质量；5）标的价格；6）交割时间；7）交割方式；8）违约与纠纷处理等。
电力合 约也不外乎如此。
2015 年电力市场化改革之前，我们可以将“电力市场”理解为，用户、发电商 与做市商（电网企业）之间的签订交易合约。
这些合约典型地均以电能量为标的，发 电厂和用户“不报量不报价”参与交易，标的价格默认发改委电价或补贴电价，标的 数量默认按需，并且全部采用实物交割、即时交割，几乎不存在违约与纠纷处理。
电力市场改革本质上是对合约要素的形成方式进行改革，目的是促进直接交易， 归还定量与定价权，并以更加丰富的形式和内容完善交易，主要表现在以下几点：改变合约数量、价格形成方式，发挥市场资源配置与价格发现能力其他的商品或金融市场的组织相对容易，几乎全部以“报量报价”的方式形成合 约。
实际上，参与交易的双方还可以以“报量/不报量”、“报价/不报价”组成的四种 方式形成合约量价。
由于电力交易组织复杂，因此目前各个省份暂未全部进入“报量 报价”的方式。
多样化报量报价方式，满足各类主体报量报价需求正如前文所述，电力交易是“曲线市场”,因此交易的量无法单纯的用一维数据 “数量”来表示，而应该用二维的曲线来表示，这在现货市场中更加明显。
对于功率调节特别迅速的用户，前一小时的出力并不会对下一小时出力形成约束， 可以每小时按需要分别报量，成交与否不影响其运行，形成分时能量块的报量方式。
对于类似核电、火电、以及需要连续生产的大工业用户等，功率调节速度较慢， 需要直接按曲线报量，要么不成交，要么全部成交，形成曲线能量块的报量方式。
除此之外还可以设计出互斥块、连接块等多种报量方式，满足交易者在不同应用 场景下的报量需要。
促进直接交易，扩大交易主体市场的作用需要大量的独立交易者参与才能发挥，仅有少量独立交易者参与的市 场极易形成垄断、串谋、操纵等行为，拥有极强的市场力，会阻碍市场功能的发挥。
由于电力市场的特殊性，各个省份的发电机组均由少数能源集团控股，同时参与电 力交易本身需要相当的知识储备和对复杂机制的理解，因此首批交易者基本是有规 模的发电商和大工业用户、电网企业等，交易者的独立程度相对较低。
电力市场化需要增加市场用户，提升独立性和流动性。
2016 年年底，国家发改 委和能源局就印发了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理 办法》，进行售电侧改革，希望提升用户自主参与市场交易的能力。
2017 年，国家发 改委《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294 号），明确 2015 年 9 号文以后新核准的机组原则上不再安排发电计划，全部纳入电力市场形成发电量价， 推动发电侧进入市场。
2021 年年底，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网 电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）指出，燃煤发电电量原则上全 部进入电力市场，推动工商业用户都进入市场，市场用户规模出现十分明显的增长。
2022 年上半年，北京、广州均发布了绿色电力交易实施细则，纳入无补贴风光 新项目，鼓励带补贴风光项目自愿参与。
2022 年 6 月 7 日，国家发改委、国家能源 局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，鼓励独立储能 电站参与电力市场。
显而易见的是，随着改革的深入，参与市场的主体仍将越发丰富，未来还将纳 入更多的聚合主体、分布式电源等，相应的，市场功能也将不断完善。
丰富交易标的，让市场为多种资源定价电能量是最为基本的交易标的，但是要维持电能量的顺利交易，还需要为许多其 他资源进行定价。
电能质量辅助服务：由于电能能量与电能质量高度相关，并且电力交割出现偏差 的几率极大，尤其是未来难以预测的新能源占比越来越高，交易偏差会进一步扩大。
为了满足电能质量的国家标准要求，必须得有额外的备用能量来辅助质量达标。
随着 新能源占比提升，电能质量辅助服务成了重要的资源，需要市场对其合理定价。
发电权交易：在计划电时代，每个机组都会获得保底发电小时数，确保其有收益， 能够回收成本。
在向市场化改革的过程中，大机组由于效率更高、排放更低、新能源 机组因为更加环保，其综合发电社会效益会超出其他性能落后的机组。
发电权交易应 运而生，使得落后机组不用发电就可以获得比自己发电更高一点的收益，而先进机组 付出购买发电权成本的同时，也有了更高的发电收益。
未来还会包括容量服务、输电权交易、电力期货、电力期权等新鲜交易品种，用 于控制风险或发现价格。
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