勿让电网安全话题成电改障碍（政策研究）

  随着电力市场改革逐渐进入深水区，以及南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个电力现货试点全部进入模拟试运行，关于市场环境下电力系统安全可靠性问题的争论重新浮出水面。本文从以下3个方面对市场环境下的电力系统安全可靠性问题进行了解读：市场环境下电力系统安全可靠性的基本内涵、市场环境下确保电力系统安全可靠性的措施与经验教训，以及我国当前电力市场设计中对安全可靠性问题的考虑。文章认为，电网安全性话题是电改需要着重考量的因素，但不应该成为推行电改的障碍。

  现代电力系统已发展成为多层级、多区域、多时间尺度的复杂工程系统，被称为“世界上最大的人造机器”，其规划、运行、控制均十分复杂，电力系统的安全可靠性问题也是针对不一样性质、不同时间尺度、不同影响区域分别开展研究的。因此笼统地谈安全可靠性毫无意义，必须针对具体问题一一分析和解决。

  电力系统安全可靠性是指电力系统能够不间断地向用户更好的提供合乎品质衡量准则和数量要求的电力和电量的能力，包括两方面的内容：充裕度（Adequacy）和安全性（Security）。前者是指电力系统有足够的发电和输电容量，在任何一个时间里都能使用户得到满足的负荷需求，表征了电力系统的稳态性能；后者是指电力系统在运行中承受故障扰动（例如突然失去电力系统的元件或短路故障等）的能力，包括电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况和在新的运行工况下各种约束条件能得到满足两个方面，表征了电力系统的动态性能。

  从充裕度的角度讲，整个电力系统的可靠性分为与发电有关的可靠性和与输电有关的可靠性两类。与发电有关的可靠性是指直接与发电容量可用度有关的可靠性（假定输电系统容量无限大）。换句话说，发电可靠性只有增加该地区发电可用容量才能得到一定的改善。与输电有关的可靠性是指直接与输电容量可用度有关的可靠性（假定发电容量无限大）。因此，输电可靠性将决定地区电网以一定概率供电的可靠性。电力系统的可靠性可采用一系列量化指标来衡量。最常用的充裕度指标有“电力不足概率”（LossofLoadProbability，LOLP）和“电量不足期望值”（ExpectedEnergyNotSupplied，EENS）等，它们同时适用于发电系统和输电系统可靠性评估。

  从安全性的角度讲，自20世纪20年代起电力工作者认识到电力系统的稳定问题并开展研究以来，世界各地发生了多起由于电力系统失稳导致的大停电事故，这些事故造成了巨大的经济损失和社会影响，同时也反映出研究电力系统稳定的重要意义。电力系统稳定性是指电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力。电力系统两大国际组织国际大电网会议（CIGRE）和国际电气与电子工程师学会（IEEE）曾分别给出过电力系统稳定的定义。我国《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）也系统地给出了电力系统稳定的定义和分类。

  为保障电力系统的安全可靠性，在规划、运行中均需要采取一定的措施。在确保充裕度方面的措施有：通过电源优化规划确保发电系统充裕度，通过输电网优化规划确保输电系统充裕度。电力系统发展规划的任务之一就是通过电力系统的安全校核，包括稳态的N-1安全校验和暂态的稳定计算来保证系统达到一定的安全标准。而从电力系统运行的角度，为确保安全性，我国电力工程人员在长期的实践中提出了著名的“三道防线”：第一道防线——快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；第二道防线——采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线——设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定遭受破坏时，依靠这些装置防止事故扩大，防止大面积停电。

  在垄断环境下，电力系统的安全可靠性完全由垄断的电力部门负责。在市场环境下，电力工业由不同的市场参与者组成，电力系统的安全可靠性问题不再是单纯的技术问题，不仅要考虑在安全可靠性和经济性之间寻求适当的折衷，而且还要协调各市场主体之间的利益。市场主体将更多地关注自身的经济利益，为保障系统安全可靠性的付出需要得到明确的回报。在这种情况下，如何保证电力工业建设的适当超前，使电源和电网有充足的充裕度？如何保证系统运行时激励发电厂商提供足够的有功和无功电源？如何使输配电系统适应瞬息万变的运作情况？这些是在市场环境下确保电力系统安全可靠所要关注的重点内容。

  在引入竞争机制后，扩建或新建发电机组将由垄断电力部门的决策转向分散的发电公司的决策。发电公司只在新机组能带来利润时才会投资，因此传统的“由上而下”的发电系统可靠性管理模式将被市场环境下发电主体“由下而上”的对投资回报期望的反应来代替。同样，作为输变电设备的所有者，也只有在其投资有较好回报的情况下才会筹建新的工程建设项目。在这种条件下，必须量化并公平分配可靠性效益，才能调动各方面积极性，使电网建设更趋合理。

  在垄断环境下，整个电力系统的发电、输电、配电、售电是统一管理和统一调度的，运行方式安排相对来说还是比较简单，系统运行的安全、可靠容易得到保证。在电力市场环境下，电力交易瞬息万变，电力调度既要保证公平竞争，又要保证安全运行。在这种环境下，必须研究和开发新的优化模型和算法，包括：安全约束机组组合和经济调度、安全校核、阻塞管理、辅助服务交易计划等。此外，市场环境下，由于多个不同利益主体的存在，传统的基于安全稳定导则的电力系统安全性保障方法将会遭遇重大挑战，需要探索安全性保障的新机制。

  根据2016年颁布的《电力发展“十三五”规划》，到2020年全国煤电装机容量将控制在11亿千瓦以内。目前，已提前完成了“十三五”期间淘汰落后的煤电机组2000万千瓦的任务。从2016年以来，我国煤电去产能从未停止，加上近年来突飞猛进的新能源装机量，以及水电、核电的效率提升，火电企业的市场正在被挤压，全国各省份火电利用小时数在4000小时上下浮动，火电厂普遍经营困难。此外，弃风弃光问题依然比较严重。

  因此，从电量的角度，发电容量是过剩的，充裕度不存在问题，但电源结构不尽合理，发电机组的性能特别是灵活性仍有待提高。根据国家发改委、国家能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（发改能源〔2015〕1942号），2017年“三北”地区开展1635万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力480万千瓦，并继续扩大火电机组灵活性改造范围，大幅提升火电调峰能力。按照经济技术合理原则，“十三五”期间开工抽水蓄能电站共计约6000万千瓦，其中“三北”地区约2800万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机500万千瓦以上。首先在东北地区建立并且在全国推广的调峰服务市场机制成效显著，深入挖掘了电网调峰潜力，提高了系统灵活性，促进了风电核电等清洁能源消纳，显著提高了电网安全运行水平。后期市场建设工作中应继续加强灵活性资源定价机理研究及市场机制建设。

  当前，我国已形成东北、华北、华中、华东、西北、南方六个大型区域交流同步电网。在现有六大区域电网中，西北电网以750kV交流为主网架；华北电网和华东电网已经建有1000kV交流特高压工程，主要发挥作用的仍然是500kV网架；其他区域均以500kV为主网架。我国电网规模世界第一，但仍长期存在一些根本性问题，特别是全国电网存在着整体利用率偏低，局部网架结构有待优化、稳定运行压力大等问题。相对于西方国家，我国输电网较新，设备冗余度高，500kV输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有少数线%。

  美国电网迄今已有100多年的建设发展历史，最初是由私营和公营电力公司根据各自的负荷和电源分布组成一个个孤立的电网，随后在互利原则基础上通过双边或多边协议、联合经营等方式相互联网。美国电网建设基本停滞，输电能力不足，阻塞严重。因此在美国电力市场，引入节点电价体系是合理的，可以使交易出清结果自动满足输电线路传输容量约束，并且更加公平地分摊输电阻塞费用。

  但我国电网是国有资产占绝对优势的统一大网，而且输电阻塞并不严重，在电力系统运行中也积累了丰富的断面潮流控制技术经验，并不需要将阻塞费用细分到每个节点。另一方面，我国幅员辽阔，各地区要素水平和资源禀赋差异巨大，经济发展不平衡，电力市场作为要素市场的一部分，电价应更多地考虑地区经济发展水平和行业的差异，因此分区电价更加符合我国国情。

  现货与中长期交易（合同交易）是电能量市场的两种主要交易方式，当前对中长期交易采用物理合同或金融（财务）合同存在一定的争议。电力现货市场的理论基础为美国麻省理工学院F.C.Schweppe教授等人提出的实时电价（SpotPricing）理论，取决于某一时段的电力供需情况。

  实时电价在理论上十分精致，却有两个重大缺陷：一是仍然基于传统的分时调度模型，没有认真处理跨时段（Inter-temporal）的成本/效益变化，因此也忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征；二是假设同一时段的电能商品都是同质的，忽略了基荷、腰荷和峰荷机组区别明显的技术特征及成本构成。此外，基于短期调度模型的实时电价并不包括长期发电容量投资的经济信号，无法保证发电容量的充裕性。在新能源大规模接入的条件下，由于光伏、风电低边际成本的特点，将火力发电在以分时边际成本为基础的现货竞价交易中挤出，不但导致火力发电难以生存，还引起了多起大停电事故。

  实际上，现货价格主要适合于调峰机组、储能、需求侧响应等主体所提供的“边缘性”电力平衡商品的定价，对于负荷平稳的基荷电力及发电机组（例如核电机组）而言，随负荷波动的现货价格并无意义，而物理合同是更加适合这些供需主体的交易方式。火电等大容量机组提供的不仅仅是电力电量，还有转动惯量、弹性（Resilience）等确保电力系统安全可靠运行的重要特性，在电力系统中应占有一个合理的比例。因此在电力市场设计中，保留一定比例的物理合同对电力系统安全可靠性是有利的。

  我国与国外电力市场改革的起点不同，目标也不同，改革步骤上也有所区别。国外电力市场改革是从成熟的经济调度的基础上开始的，比较容易实现集中竞价的现货交易（特别是发电侧单边竞价的电力库模式）。而我国电力市场是从基于纯电量的大用户直接交易（中长期交易）的基础上开始的，在当前我国各省区的电力市场设计中，中长期交易一般在电力交易中心开展。

  《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）中提出“建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台”。当前，所有省份均建立了省级电力交易中心并组建了两个国家级的电力交易中心，这些交易中心有电网公司的独资子公司，也有电网绝对或相对控股的有限责任公司。随着改革的深化，当前交易中心独立的改革已经提上议事日程。随着8个电力现货试点进入模拟试运行，调度独立的讨论也浮出水面。调度和交易功能的合理定位有利于电力系统安全可靠性的维持。

  欧美国家电力市场的日内、日前及更长时间尺度的提前交易都是在独立于输电系统运营商的交易所进行的，在长期的运营实践中已证明电力系统的安全可靠性是有保障的。从关于电力系统安全性的相关概念及大停电事故的介绍，可以看出，一般电力系统安全控制的关键时期为事故发生后几秒到1-2个小时内，因此为保证事故发生后安全控制手段的快速协调，将实时平衡市场和调度操作权保留在电网调度机构是有利的，也是能够保证安全的。

  根据国家发改委、国家能源局印发的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》（发改经体〔2015〕2752号），现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易。这种电力现货市场的概念主要来自于国外电力市场的spotmarket。但如前所述，国外现货市场是在成熟的经济调度的基础上建立起来的，而在市场化改革前采用日前、日内、实时机组组合和经济调度又与电源结构紧密相关。

  以美国为例，历史上以煤电为主，2005年气电装机超越煤电成为第一大电源。2012年美国装机11.58亿千瓦，其中，气电装机约占总装机的42.5%，煤电装机约占29.2%，核电和水电装机分别占9.2%和8.7%，风电装机占5.0%，油电装机占3.6%。除煤电和核电外，美国大部分机组都可实现日内启停，因此建立日前和实时两阶段现货是合理的。

  而从我国的情况来看，截至2018年底，全国发电设备容量19.0亿千瓦，其中，火电11.4亿千瓦（占60.2%），水电装机3.5亿千瓦（占18.5%），核电4466万千瓦（占2.4%），风电1.8亿千瓦（占9.7%），太阳能发电1.7亿千瓦（占9.2%）。从发电量的角度，2018年全国全口径发电量6.99万亿千瓦时，其中火电占比70%左右。由于燃煤机组启动过程步骤多、时间长，日内启停的安全性、经济性和操作性不佳，故需要在更长的时间跨度上优化机组启停。因此，应突破国外市场模式的局限，研究和建立涵盖多日前、日前、日内和实时交易的多阶段现货市场机制。

  为解决电力电量平衡问题和确保电力系统安全稳定运行，除已全面推广的我国特有的实时深度调峰外，还可根据我国电源、电网结构建立适合国情的其他调峰、备用和调频辅助服务市场机制。

  火电机组启停调峰交易是指火电机组通过停机备用将低谷时段电力空间出让给风电、核电，在高峰时段重新启动以适应负荷增长的需求，缓解电网调峰矛盾，促进清洁能源消纳的交易，在东北、福建、江苏、河南等省区已建立火电启停调峰交易机制。传统的辅助服务设计中均仅考虑改变发电侧发电功率以适应用户负荷的不断变化，如果能建立可中断负荷调峰交易，使得电力用户能够对市场中急剧上升的用电高峰做出响应（即削减负荷），将有利于电力系统的安全运行，上述建立了火电机组启停调峰交易的省区大多数也都同时建立了可中断负荷调峰交易。

  原国家电力监管委员会《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）中所规定的旋转备用和非旋转备用（冷备用）也可通过市场竞价的方式来提供。旋转备用是指为了保证可靠供电、可再生能源消纳，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务，旋转备用必须在指定时间内能够调用。冷备用指并网火电发电机组、核电机组等按电力调度指令停运，到接到电力调度指令再次启动前的备用状态，一般规定备用时间需大于72小时。

  此外，在现货市场开启前，广东、山西、山东、福建等省份均建立了调频辅助服务市场，与国外现货市场开启后的调频辅助服务也是有区别的，也应深入研究适合国情的调频辅助服务市场机制。

  随着电力市场改革逐渐进入深水区，以及南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个电力现货试点全部进入模拟试运行，关于市场环境下电力系统安全可靠性问题的争论重新浮出水面。本文从以下3个方面对市场环境下的电力系统安全可靠性问题进行了解读：市场环境下电力系统安全可靠性的基本内涵、市场环境下确保电力系统安全可靠性的措施与经验教训，以及我国当前电力市场设计中对安全可靠性问题的考虑。文章认为，电网安全性话题是电改需要着重考量的因素，但不应该成为推行电改的障碍。

  现代电力系统已发展成为多层级、多区域、多时间尺度的复杂工程系统，被称为“世界上最大的人造机器”，其规划、运行、控制均十分复杂，电力系统的安全可靠性问题也是针对不同性质、不同时间尺度、不同影响范围分别开展研究的。因此笼统地谈安全可靠性没有意义，必须针对具体问题一一分析和解决。

  电力系统安全可靠性是指电力系统能够不间断地向用户提供合乎质量标准和数量要求的电力和电量的能力，包括两方面的内容：充裕度（Adequacy）和安全性（Security）。前者是指电力系统有足够的发电和输电容量，在任何时候都能满足用户的负荷需求，表征了电力系统的稳态性能；后者是指电力系统在运行中承受故障扰动（例如突然失去电力系统的元件或短路故障等）的能力，包括电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况和在新的运行工况下各种约束条件能得到满足两个方面，表征了电力系统的动态性能。

  从充裕度的角度讲，整个电力系统的可靠性分为与发电有关的可靠性和与输电有关的可靠性两类。与发电有关的可靠性是指直接与发电容量可用度有关的可靠性（假定输电系统容量无限大）。换句话说，发电可靠性只有增加该地区发电可用容量才能得到改善。与输电有关的可靠性是指直接与输电容量可用度有关的可靠性（假定发电容量无限大）。因此，输电可靠性将决定地区电网以一定概率供电的可靠性。电力系统的可靠性可采用一系列量化指标来衡量。最常用的充裕度指标有“电力不足概率”（LossofLoadProbability，LOLP）和“电量不足期望值”（ExpectedEnergyNotSupplied，EENS）等，它们同时适用于发电系统和输电系统可靠性评估。

  从安全性的角度讲，自20世纪20年代起电力工作者认识到电力系统的稳定问题并开展研究以来，世界各地发生了多起由于电力系统失稳导致的大停电事故，这些事故造成了巨大的经济损失和社会影响，同时也反映出研究电力系统稳定的重要意义。电力系统稳定性是指电力系统受到事故扰动后保持稳定运行的能力。电力系统两大国际组织国际大电网会议（CIGRE）和国际电气与电子工程师学会（IEEE）曾分别给出过电力系统稳定的定义。我国《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）也系统地给出了电力系统稳定的定义和分类。

  为保障电力系统的安全可靠性，在规划、运行中均需要采取一定的措施。在确保充裕度方面的措施有：通过电源优化规划确保发电系统充裕度，通过输电网优化规划确保输电系统充裕度。电力系统发展规划的任务之一就是通过电力系统的安全校核，包括稳态的N-1安全校验和暂态的稳定计算来保证系统达到一定的安全标准。而从电力系统运行的角度，为确保安全性，我国电力工程人员在长期的实践中提出了著名的“三道防线”：第一道防线——快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；第二道防线——采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线——设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定遭受破坏时，依靠这些装置防止事故扩大，防止大面积停电。

  在垄断环境下，电力系统的安全可靠性完全由垄断的电力部门负责。在市场环境下，电力工业由不同的市场参与者组成，电力系统的安全可靠性问题不再是单纯的技术问题，不仅要考虑在安全可靠性和经济性之间寻求适当的折衷，而且还要协调各市场主体之间的利益。市场主体将更多地关注自身的经济利益，为保障系统安全可靠性的付出需要得到明确的回报。在这种情况下，如何保证电力工业建设的适当超前，使电源和电网具有足够的充裕度？如何保证系统运行时激励发电厂商提供足够的有功和无功电源？如何使输配电系统适应瞬息万变的运行情况？这些是在市场环境下确保电力系统安全可靠所需要关注的重点内容。

  在引入竞争机制后，扩建或新建发电机组将由垄断电力部门的决策转向分散的发电公司的决策。发电公司只在新机组能带来利润时才会投资，因此传统的“由上而下”的发电系统可靠性管理模式将被市场环境下发电主体“由下而上”的对投资回报期望的反应来代替。同样，作为输变电设备的所有者，也只有在其投资有较好回报的情况下才会筹建新的工程项目。在这种条件下，必须量化并公平分配可靠性效益，才能调动各方面积极性，使电网建设更趋合理。

  在垄断环境下，整个电力系统的发电、输电、配电、售电是统一管理和统一调度的，运行方式安排相对最简单，系统运行的安全、可靠容易得到保证。在电力市场环境下，电力交易瞬息万变，电力调度既要保证公平竞争，又要保证安全运行。在这种环境下，必须研究和开发新的优化模型和算法，包括：安全约束机组组合和经济调度、安全校核、阻塞管理、辅助服务交易计划等。此外，市场环境下，由于多个不同利益主体的存在，传统的基于安全稳定导则的电力系统安全性保障方法将会遭遇重大挑战，需要探索安全性保障的新机制。

  根据2016年颁布的《电力发展“十三五”规划》，到2020年全国煤电装机容量将控制在11亿千瓦以内。目前，已提前完成了“十三五”期间淘汰落后的煤电机组2000万千瓦的任务。从2016年以来，我国煤电去产能从未停止，加上近年来突飞猛进的新能源装机量，以及水电、核电的效率提升，火电企业的市场正在被挤压，全国各省份火电利用小时数在4000小时上下浮动，火电厂普遍经营困难。此外，弃风弃光问题依然比较严重。

  因此，从电量的角度，发电容量是过剩的，充裕度不有一定的问题，但电源结构不尽合理，发电机组的性能特别是灵活性仍有待提升。根据国家发改委、国家能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（发改能源〔2015〕1942号），2017年“三北”地区开展1635万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力480万千瓦，并继续扩大火电机组灵活性改造范围，大幅度的提高火电调峰能力。按照经济技术合理原则，“十三五”期间开工抽水蓄能电站共计约6000万千瓦，其中“三北”地区约2800万千瓦。在华北、华东、南方等地区建设一批天然气调峰电站，新增装机500万千瓦以上。首先在东北地区建立并且在全国推广的调峰服务市场机制成效显著，深入挖掘了电网调峰潜力，提高了系统灵活性，促进了风电核电等清洁能源消纳，明显提高了电网安全运行水平。后期市场建设工作中应继续加强灵活性资源定价机理研究及市场机制建设。

  当前，我国已形成东北、华北、华中、华东、西北、南方六个大型区域交流同步电网。在现有六大区域电网中，西北电网以750kV交流为主网架；华北电网和华东电网已经建有1000kV交流特高压工程，主要发挥作用的仍然是500kV网架；其他区域均以500kV为主网架。我国电网规模世界第一，但仍长期存在一些根本性问题，特别是全国电网存在着整体利用率偏低，局部网架结构有待优化、稳定运行压力大等问题。相对于西方国家，我国输电网较新，设备冗余度高，500kV输电线路轻载情况相对较为严重，大部分线路处于长期轻载的情况，只有少数线%。

  美国电网迄今已有100多年的建设发展历史，最初是由私营和公营电力公司依据各自的负荷和电源分布组成一个个孤立的电网，随后在互利原则基础上通过双边或多边协议、联合经营等方式相互联网。美国电网建设基本停滞，输电能力不够，阻塞严重。因此在美国电力市场，引入节点电价体系是合理的，可以使交易出清结果自动满足输电线路传输容量约束，并且更加公平地分摊输电阻塞费用。

  但我国电网是国有资产占非常大的优势的统一大网，而且输电阻塞并不严重，在电力系统运行中也积累了丰富的断面潮流控制技术经验，并不是特别需要将阻塞费用细分到每个节点。另一方面，我国幅员辽阔，各地区要素水平和资源禀赋差异巨大，经济发展不平衡，电力市场作为要素市场的一部分，电价应更多地考虑地区经济发展水平和行业的差异，因此分区电价更符合我国国情。

  现货与中长期交易（合同交易）是电能量市场的两种主要交易方式，当前对中长期交易采用物理合同或金融（财务）合同存在一定的争议。电力现货市场的理论基础为美国麻省理工学院F.C.Schweppe教授等人提出的实时电价（SpotPricing）理论，取决于某一时段的电力供需情况。

  实时电价在理论上十分精致，却有两个重大缺陷：一是仍然基于传统的分时调度模型，没有认真处理跨时段（Inter-temporal）的成本/效益变化，因此也忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征；二是假设同一时段的电能商品都是同质的，忽略了基荷、腰荷和峰荷机组区别明显的技术特征及成本构成。此外，基于短期调度模型的实时电价并不包括长期发电容量投资的经济信号，没办法保证发电容量的充裕性。在新能源大规模接入的条件下，由于光伏、风电低边际成本的特点，将火力发电在以分时边际成本为基础的现货竞价交易中挤出，不但导致火力发电难以生存，还引起了多起大停电事故。

  实际上，现货价格主要适合于调峰机组、储能、需求侧响应等主体所提供的“边缘性”电力平衡商品的定价，对于负荷平稳的基荷电力及发电机组（例如核电机组）而言，随负荷波动的现货价格并无意义，而物理合同是更为适合这些供需主体的交易方式。火电等大容量机组提供的不单单是电力电量，还有转动惯量、弹性（Resilience）等确保电力系统安全可靠运行的重要特性，在电力系统中应占有一个合理的比例。因此在电力市场设计中，保留特殊的比例的物理合同对电力系统安全可靠性是有利的。

  我国与国外电力市场改革的起点不同，目标也不同，改革步骤上也有所区别。国外电力市场改革是从成熟的经济调度的基础上开始的，非常容易实现集中竞价的现货交易（特别是发电侧单边竞价的电力库模式）。而我国电力市场是从基于纯电量的大用户直接交易（中长期交易）的基础上开始的，在当前我国各省区的电力市场设计中，中长期交易一般在电力交易中心开展。

  《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）中提出“建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台”。当前，所有省份均建立了省级电力交易中心并组建了两个国家级的电力交易中心，这些交易中心有电网公司的独资子公司，也有电网绝对或相对控股的有限责任公司。随着改革的深化，当前交易中心独立的改革已经提上议事日程。随着8个电力现货试点进入模拟试运行，调度独立的讨论也浮出水面。调度和交易功能的合理定位有利于电力系统安全可靠性的维持。

  欧美国家电力市场的日内、日前及更长时间尺度的提前交易都是在独立于输电系统运营商的交易所进行的，在长期的运营实践中已证明电力系统的安全可靠性是有保障的。从关于电力系统安全性的相关概念及大停电事故的介绍，能够准确的看出，一般电力系统安全控制的关键时期为事故发生后几秒到1-2个小时内，因此为保证事故发生后安全控制手段的快速协调，将实时平衡市场和调度操作权保留在电网调度机构是有利的，也可以保证安全的。

  根据国家发改委、国家能源局印发的电力体制改革配套文件《关于推进电力市场建设的实施建议》（发改经体〔2015〕2752号），现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易。这种电力现货市场的概念大多数来源于于国外电力市场的spotmarket。但如前所述，国外现货市场是在成熟的经济调度的基础上建立起来的，而在市场化改革前采用日前、日内、实时机组组合和经济调度又与电源结构紧密相关。

  以美国为例，历史上以煤电为主，2005年气电装机超越煤电成为第一大电源。2012年美国装机11.58亿千瓦，其中，气电装机约占总装机的42.5%，煤电装机约占29.2%，核电和水电装机分别占9.2%和8.7%，风电装机占5.0%，油电装机占3.6%。除煤电和核电外，美国大部分机组都可实现日内启停，因此建立日前和实时两阶段现货是合理的。

  而从我国的情况去看，截至2018年底，全国发电设备容量19.0亿千瓦，其中，火电11.4亿千瓦（占60.2%），水电装机3.5亿千瓦（占18.5%），核电4466万千瓦（占2.4%），风电1.8亿千瓦（占9.7%），太阳能发电1.7亿千瓦（占9.2%）。从发电量的角度，2018年全国全口径发电量6.99万亿千瓦时，其中火电占比70%左右。由于燃煤机组启动过程步骤多、时间长，日内启停的安全性、经济性和操作性不佳，故需要在更长的时间跨度上优化机组启停。因此，应突破国外市场模式的局限，研究和建立涵盖多日前、日前、日内和实时交易的多阶段现货市场机制。

  为解决电力电量平衡问题和确保电力系统安全稳定运行，除已全面推广的我国特有的实时深度调峰外，还可根据我们国家电源、电网结构建立适合国情的其他调峰、备用和调频辅助服务市场机制。

  火电机组启停调峰交易是指火电机组通过停机备用将低谷时段电力空间出让给风电、核电，在高峰时段重新再启动以适应负荷增长的需求，缓解电网调峰矛盾，促进清洁能源消纳的交易，在东北、福建、江苏、河南等省区已建立火电启停调峰交易机制。传统的辅助服务设计中均仅考虑改变发电侧发电功率以适应用户负荷的一直在变化，如果能建立可中断负荷调峰交易，使得电力用户能对市场中急剧上升的用电高峰做出响应（即削减负荷），将有利于电力系统的安全运行，上述建立了火电机组启停调峰交易的省区大多数也都同时建立了可中断负荷调峰交易。

  原国家电力监管委员会《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）中所规定的旋转备用和非旋转备用（冷备用）也可通过市场竞价的方式来提供。旋转备用是指为了能够更好的保证可靠供电、可再次生产的能源消纳，电力调度机构指定的并网机组通过预留发电容量所提供的服务，旋转备用必须在指定时间内能够调用。冷备用指并网火电发电机组、核电机组等按电力调度指令停运，到接到电力调度指令再次启动前的备用状态，一般规定备用时间需大于72小时。

  此外，在现货市场开启前，广东、山西、山东、福建等省份均建立了调频辅助服务市场，与国外现货市场开启后的调频辅助服务也是有区别的，也应深入研究适合国情的调频辅助服务市场机制。