无论在传统的计划管理还是在新的电力市场体制下，电力电量平衡问题都属于电力系统规划、运行的核心问题。我国电力市场改革路径基本是从中长期电量交易开始的，在这种交易模式中，由于合同电量与物理执行电量总有一定的偏差，需要妥善处理电量（即能量，energy）平衡问题。电能难以大规模存储，由于电力系统安全稳定运行的物理要求，电力（即功率，power）必须实时平衡。
国家发改委、国家能源局2016年12月29日印发的《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称“基本规则”）的第八章与第九章分别对合同电量偏差处理与辅助服务问题进行了原则性规定，属于过渡性的电力电量平衡机制，但电力电量平衡问题的最终解决之道还是要靠现货市场的建立。
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从电力中长期交易向现货交易过渡的路线图
此前笔者指出，由于翻译的问题，电力现货市场（electricity spot market）实际上是一个有争议的概念。本文的现货市场特指日前、日内、实时的实物（电能）交易市场。
结合“基本规则”，本文提出从电力中长期交易到现货交易的时序路线规划，如图1所示，供市场设计者、运营者、监管者及市场主体参考。图中时间节点只是大致估算，最终取决于各地市场建设的实际进展。
图1 从电力中长期交易到现货交易的时序路线规划图
各阶段电力市场的特点如下：
1. 第一年：初步建立年度双边协商与月度集中竞价市场
市场主体：各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户。
特点：开展年度长协交易和月度集中竞价交易，对合同偏差电量进行事后结算和考核。
用户侧电价：两部制电价和单一制电价的大用户，其电量电价均由市场决定，执行峰谷电价的大用户交易价差不随峰谷电价浮动。通过售电公司购电的用户电价机制类似，剩余的用户采用目录电价。
2. 第二、三年：完善月度集中竞价市场建设，初步建立平衡机制
市场主体：各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。
特点：继续开展年度长协交易，完善月度集中竞价交易，开展合同电量转让交易。建立初步的电力电量平衡机制：在电量平衡机制中，按机组煤耗或预挂牌报价调度，并包括事后的偏差电量考核与结算；电力平衡机制主要探索调峰服务市场化的途径。
用户侧电价：如上年。
3. 第三、四年：完善月度集中竞价市场与平衡机制建设，初步建立日前现货市场
市场主体：各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。
特点：月度竞价市场采用峰谷平3个电量段进行竞价。日前交易采用峰谷平3时段分时竞价，如下：
日前市场的交易区间是次日的24小时，将交易日分为峰谷平3个竞价时段（与分时电表的时段设置一致，各地可能有所不同），如表1所示，通过集中竞价得到次日的峰谷平3时段电价。
用户侧电价：参与月度与日前市场的用户采用峰谷平3段电价，其余用户价格如上年。
4. 第五年及以后：完善月度交易与日前现货市场建设，建立实时市场与辅助服务市场
市场主体：各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。
特点：基于笔者此前介绍过的分段竞价理论精细化月度集中竞价交易，日前现货市场采用24时段进行竞价，建立15分钟实时市场。
日前现货市场电价更新周期可以达到1h（小时）或者更短，可以精确反映每日供需情况随时间的变化并形成电价信号。国外的实时市场可以5~15m（分钟）一个调度基点，在市场初期15m一个调度基点应能满足要求。
在辅助服务市场中，电力调度机构接收发电企业或用户的辅助服务报价，根据系统运行情况调整发电机组或负荷功率，从而维持系统的电力平衡和安全稳定运行。初期辅助服务市场主要包括调频和备用。
用户侧电价：参与现货与平衡市场的用户采用分时（实时）电价。
电力市场交易结果主要包括两类：一是市场价格，二是交易（调度）计划。不论什么交易，最终都要形成调度计划并由电力调度机构执行。由于不同时间周期的交易同时存在，各交易品种如何协调并形成最终调度计划是一个需要认真考虑的问题。笔者认为这里须采用的原则是，在一个时间周期的交易开始前，应确定较长时间周期交易的调度计划，以便安排本时间周期的交易空间。比如：在月度集中竞价交易开始前，已签订年度长协合同的市场主体必须向交易机构提交下一月分解的调度计划；在日前现货交易开始前，交易机构必须向调度机构提交已签订年度长协合同和参与月度集中竞价的市场主体次日分解的电力曲线；等等。
从年度/月度交易开始，逐渐向日前/日内/实时交易过渡，在这个过程中逐渐培育市场主体，培养市场意识，完善技术支持系统建设，应该是我国电力市场发展的一条可行路径。此外，电力中长期交易是我国电力市场中非常重要的组成部分，与现货交易作用不同，应在市场运行实践中逐渐完善并与现货交易很好地相协调而不是被现货交易所取代。
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对“基本规则”合同电量偏差处理与辅助服务的解读
“基本规则”第八章“合同电量偏差处理”中规定：
中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理，即月度交易结束后，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。每月末，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划；当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。除这种方式外，还可以考虑采用预挂牌日平衡偏差调整、等比例调整和滚动调整等方式处理合同电量偏差。
此外，“基本规则”第十章“计量和结算”中规定：
采用预挂牌月平衡偏差方式的，对于发电侧，其他机组因自身原因导致的少发电量按月度集中竞价交易最高成交价的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用。因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易的最低成交价结算。市场电力用户实际用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按上调服务的加权平均价结算(系统未调用上调服务时，按月度集中竞价交易的最高成交价结算)。对于用户侧，市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，2%以外的少用电量按系统下调电量的补偿单价支付偏差考核费用（系统未调用下调服务时，按其合同加权价的10%支付偏差考核费用）。
基于以上的合同电量偏差处理与结算和考核规定，应能有效解决市场电量平衡的问题并对市场主体形成一定的约束。
在现货市场（日前、日内、实时交易）建立前，电力平衡主要通过调峰和辅助服务来解决。“基本规则”第九章“辅助服务”中规定：
电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。与贡献度为正的电力用户签订直接交易合同的电厂，免除相应直接交易电量调峰补偿费用的分摊。电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用；剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。
此前我国东北地区启动了电力辅助服务（主要指调峰服务）市场专项改革试点，包括实时深度调峰交易、火电停机备用交易、可中断负荷调峰交易、电储能调峰交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易。除上述交易品种外，东北电力辅助服务市场还包括抽水蓄能超额使用辅助服务、黑启动辅助服务等其他交易品种。调峰即为满足电力系统日尖峰（低谷）负荷的系统功率平衡，对发电机（负荷）功率所进行的调整，是我国电力系统调度运行中特有的概念，在国外电力市场中调峰不被认为是一个辅助服务品种，而是在现货市场中解决的。但在我国电力市场的过渡期，建立单独的调峰服务市场也是一种可行的选择。（【无所不能专栏作者，专家精英团成员，陈皓勇，华南理工大学电力经济与电力市场研究所】）
