理性认识电力市场与电力安全可靠运行的关系

电力系统是一个有机整体，确保电力系统安全可靠运行是发电企业、电网企业、电力用户和政府部门的共同义务，责无旁贷。面对中央确定的深化电力体制改革任务，谁都不是旁观者，简单地以安全为由推卸改革责任更加不妥。

坚持电力安全可靠运行是进一步深化电力体制改革的第一原则，但现实中保证电力安全也往往成为阻碍改革的第一“利器”。多年来，对问题不加细究的一个反问句“出了安全问题你能负责吗”，挡住了多少理性且国际成熟的改革措施、瓦解了多少部门同志的改革信心！如何科学、理性地认识电力市场与电力安全可靠运行的关系，值得深入探讨。

电力市场与电力安全是辩证统一关系

市场与安全的关系辩证统一，国际上克服安全影响电力市场取得成功不乏案例

深化电力体制改革，建立健全有效竞争的电力市场体系，是中发[2015]9号文件的基本精神，是破解电力行业突出矛盾和深层次问题的国家要求，是一场深刻的制度革命。改革必须遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性和同质化等技术经济规律，保障电能的生产、输送和使用动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，可以说坚持安全可靠是中发9号文件推进电力体制改革的第一原则。

在安全生产领域里常常提到“安全是天”、“安全就是最大的效益”，这些理念是中肯的，突出强调了企业安全生产的极端重要性。正确理解市场与安全二者的辩证关系应重视三点：一安全是基础，安全是生产稳定的保障，生产是创造效益的源泉。二市场是核心，市场能够实现全社会效益的最大化，市场是资源优化配置的决定性因素，市场是安全管理成效的最终体现。三安全与市场之间不能走偏。安全的价值是客观的，安全的经济效益是可度量的。不能杯弓蛇影，一提安全，正常的经济社会活动也要停摆，更不能借安全之名消解市场应有的资源优化配置功能，阻拦改革实践与探索。

上世纪末以来，西方大多数国家开始在电力行业消除垄断、放松管制、鼓励竞争。虽有2000年美国加州电力市场危机、2003年美国加拿大大停电、2006年欧洲大停电等事件，但北美、欧洲和澳洲，对推进电力市场仍不离不弃，陆续探索成功了适合本地区实际的市场竞争模式，并持续不断优化交易机制，近年来已鲜有电力市场影响电力供应、特别是电网安全运行的报道。

电力体制由计划到市场对发电充裕度或产生影响，负荷增长低迷、装机较大富余的现实为机制转换赢得难得机遇

电力系统充裕度是电力系统可靠性的重要方面，是指电力系统有足够的发电容量和足够的输电容量，在任何时候都能满足用户的峰荷要求。无论是在传统的垂直管理的电力工业中，还是在电力市场的条件下，准确、科学地评估系统充裕度都是保证系统健康发展的重要前提。电力短缺不但会造成巨大的经济损失,甚至可能引起社会和政治问题;同样,过多的发输电投资也会造成巨大的浪费。在传统的电力工业中,一般采用基于投资回报率的方法来消除发输电投资风险，以确保获得所需的投资。于是，能否确保长期电力系统充裕性问题转化为长期电力需求预测是否准确问题，进而转化为经济社会发展形势和增长程度的把握问题。

电力体制由计划到市场，将导致电力投融资机制和电力发展规划方式方法的深刻变化，对发电投资积极性产生影响，进而对发电充裕度产生影响。市场环境下,发电投资由统一集中决策转变为分散决策，电源建设与否由各发电公司根据投资的价值评估独立决定，进而整个系统的发电装机容量状况变成了诸多市场主体分散投资决策的结果，确保长期发电容量充裕性变得更加困难。

中发9号文件将加强电力行业的统筹规划作为近期的重点任务之一，但客观上讲，建立一套符合我国国情、电力市场发展不同阶段需要、确保发电容量充裕的发电投资激励机制有待时日。国际电力市场经验有两条：一是电力市场的实施可能不同程度导致电力系统的发电充裕度出现下降；二是如何保持系统适当的充裕度水平，可以通过收取容量费用、能量市场的价格信号刺激投资、开展装机容量市场等多种方法来保证。

就我国而言，令人“欣慰”的是，当前负荷增长低迷，装机存在较大富余。中电联的统计表明，2015年，全国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长仅0.5%；火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时。全国电力供需进一步宽松、部分地区较大富余的现实，一方面是电力市场迟迟不建、电价信号不能有效反映供需并反馈至市场主体所导致的恶果，另一方面也为本轮改革从计划到市场的机制转换赢得难得机遇。未来较长时期的发电充裕度无忧，这为健全长期发电容量充裕性预警机制留出了时间，为探讨电力市场的容量保障机制和投资指导机制留有了余地。

电力市场会改变电网运行方式，会进一步凸显调度管理的专业性，但不会根本性地影响电力运行安全

电力系统运行安全性也称动态可靠性，是电力系统可靠性的另一重要方面，是在动态条件下电力系统经受住突然扰动，并不间断地向用户提供电力和电能量的能力。毋庸讳言，相较传统计划环境，市场环境下的电力运行方式会发生变化，这主要体现在两方面。一方面调度资源存在不确定性。市场环境下，调频、调峰、备用等电力辅助服务的资源调配发生较大变化，一些基本辅助服务仍然会被明确为无偿调用，但电网的调频、备用等很大程度上必须依靠许多发电企业有偿、自愿地提供辅助服务，也就是说集中的电网管理较大程度依赖分散的市场资源来维持其可靠性。另一方面线路潮流会出现不确定性。成熟的电力市场中，发电企业趋向于按成本报价，相对于均衡发电计划进度的计划模式，电力潮流或许更加稳定；当然过渡时期，伴随发用电计划的彻底放开和输配电价机制完善，无论是基于电力库的集中竞价交易，还是发电企业与用户的双边协商交易，落实到电力调度，都可能导致非常规的运行模式更频繁地出现。由于当前的网架结构并不是针对竞争环境和电力供求模式来规划和设计的，因此在系统的运行方式上,一些现有的输电阻塞可能会更经常地出现，也可能出现新的输电断面约束。

电力市场建设有利于提高电力安全管理水平

电力市场不会从根本上影响电力运行安全，而因为电力市场净化了调度环境，反而能够提高电力的安全管理水平。

调度计划安排的技术约束条件没有变化

计划体制下，调度机构对于电网日运行方式的安排，应充分考虑电网的结构、电源与负荷的分布以及设备运行的限制等，做到安全性、稳定性、可靠性和灵活性。市场环境下，电力调度机构根据中长期电能交易情况，以及日前交易的竞争结果，仍然需要日运行方式的安排工作。以京津冀电力市场为例，其《方案》指出京津冀电力市场以“中长期差价合同+全电量优化现货市场”为核心特征，差价合同类似于“期货合同”，本质上属于金融合约，只具有结算意义，因此在日前市场阶段仍将开展发电机组竞争的全电量集中优化，在满足电网与机组各类安全约束条件的前提下出清市场，形成次日可执行的发用电计划曲线。

这些安全约束条件，即设备的各运行指标不超过其本身参数要求，是运行方式安排所首先要考虑的问题，不会因为开展电力交易而变化或者放松，比如设备通过的电流超过其热稳定限额、系统短路电流超过开关额定开断电流、发电机组的功率超过其最小出力和最大出力的限额、发电机组的爬升速度超过其能力等等。调度机构在安排运行方式时，仍然会充分考虑频率稳定、电压稳定和功角稳定的限制，利用相关软件计算系统各断面的稳定限额，合理调整开机方式和电网的运行方式，确保各断面潮流在稳定限额以内。

调度计划安排的目标更加清晰

传统体制下，电力调度机构安排运行方式的目标是按照经济调度原则，最典型的是按照等煤耗微增率的原则安排机组发电。厂网分开后，竞价上网等市场化手段没有及时跟进，针对不同利益主体的诉求，按照电监会《关于促进电力调度公开、公平、公正的暂行办法》（电监市场〔2003〕46号），电力调度机构计划安排的依据逐渐变为了“三公调度”原则，即同类机组完成年度计划电量的进度大致相当。此后的一段时期，有关部门又提出了按照《关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》（国办发〔2007〕53号）要求，按煤耗排序，开展节能发电调度。

市场环境下，电力调度机构的目标不再多元化，不再出现行政调度、经济调度、节能调度、“三公”调度“四不像”，而是单纯的、新涵义下的经济调度，即交易机构和调度机构以购电成本最小化为优化目标，发电企业的能力体现在其申报成本中，所有外部政策因素包括能耗、水耗、气体排放等，都转化（或等效）为外部成本施加在竞争性的市场主体之上，而非施加在调度机构的计划安排目标之上。调度计划安排目标的清晰化，将更加突出调度机构保证电力系统运行安全的专业性，而不是各类事务和利益的综合协调性。

调度运行平衡责任更加明晰、环境更加良性

电力调度机构是电力系统的中枢，原因在于其必须针对电力系统的特性保证供应与需求的实时平衡。在传统计划体制下，命令经济使得调度的权威性得到根本保证，但厂网分开后调度命令往往被打折扣。比如北方地区冬季的调峰问题，一方面可再生能源占比不断加大，一方面绝大多数燃煤火电机组或必须或投机地改造成为了供热机组，于是冬季负荷低谷时段的调峰成为难题，调度很难命令机组进行深度调峰以保证全网电力安全。

但一旦有了电力现货电能量和辅助服务市场，以及需求侧响应，由于市场背后价格机制将发挥作用，进而对市场主体产生强烈的促进电力实时平衡的激励和约束机制，峰谷调节的巨大利益将促使发电企业由不愿参与变为竞相参与，峰谷调节的责任自然由调度机构转向至发电、用电各方，从而客观上缩小峰谷差。有两个典型案例，一是近期东北地区调峰市场启动后由于利益巨大，一些火电机组主动着手进行灵活性改造，大幅度降低机组的最小出力水平；二是德国电力市场中出现平衡基团和平衡基团管理人，基于活跃的电力大宗商品交易，主动对接发电和用户，使得发电生产尽量接近电力负荷。平衡责任的清晰化，减轻了调度平衡压力，有利于保障系统运行安全。

调控资源更加丰富、手段更加多样

计划体制下，电力调度机构的主要调控资源就是控制区域内的发电厂，即统调机组。因此无论电力电量平衡，还是调峰、调频、调压等辅助服务，只能在统调发电机组上做文章。

电力市场建立后，调度机构的调控资源将会更加丰富。除了统调机组会进一步深挖潜力外，一是储能等独立辅助服务提供商会应运而生，华北区域内之前已经出现了储能装置主动提供AGC调频服务的案例；二是自备电厂在利益驱动下可能会加入其中，蒙西、新疆等地区已经出现自备电厂与可再生能源的低谷调峰交易；三是大用户通过需求侧响应主动参与系统负荷调整，当然前提是能够提供差异化的电价信号或政府财政补贴；四是只要价格合理，区外市场主体有意愿通过短期交易，在中长期跨省区交易的基础上，进一步提高电力供电能力。

电力市场建立能够促进调度机构的调控手段更加多样化，除了行政命令，多了经济手段和法律手段，在市场中通过价格信号和经济利益调节市场主体的行为，面对违反《电网调度管理条例》和电力市场规则的各类情况，可以依据市场准入办法、并网协议等进行惩罚。

市场环境下仍需分工协作保电力安全

电力系统是一个有机整体，确保电力系统安全可靠运行是发电企业、电网企业、电力用户和政府部门的共同义务，责无旁贷。面对中央确定的深化电力体制改革任务，谁都不是旁观者，简单地以安全为由推卸改革责任更加不妥。

企业是安全生产的责任主体，应进一步研究和细化市场改革过程中确保电力安全的措施，强化市场交易的安全校核机制，缩短电网与发电、调度中心与交易中心等业务衔接中的磨合过程。市场化促进但代替不了技术进步和应用，电网企业仍然要在智能电网与智能调度技术方面，有效投资，进一步夯实电力市场的安全运行基础。

政府是安全生产的监管主体，有关部门要积极有为，在市场设计和推进过程中，实事求是、广纳善言，不断牵头完善规则，建立交易结果的市场干预机制、电力市场的中止和模式切换机制、安全运行的应急协同机制，将安全元素融入到市场的各个角落。