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電力現(xiàn)貨市場是電力市場的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，其本身一個重要作用就是調(diào)節(jié)短期電力平衡，因此在現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，并不需要額外設(shè)計具有相同功能的調(diào)峰市場。從全球范圍內(nèi)五十年來的電力市場建設(shè)經(jīng)驗看，國外典型電力現(xiàn)貨市場均不建設(shè)調(diào)峰市場，也不存在調(diào)峰這一輔助服務品種。《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）中指出“在現(xiàn)貨市場內(nèi)推動調(diào)峰服務”，本意指的是以分時的電力現(xiàn)貨交易代替計劃機制下的調(diào)峰輔助服務，融合是指電力現(xiàn)貨交易“吃掉”調(diào)峰市場，而非機械地理解為調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場共存。受一些場外因素及認知誤區(qū)的影響，國內(nèi)第二批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點地區(qū)中出現(xiàn)了一種調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場共存的市場模式。這種“共存模式”確實在一定程度上適應了轉(zhuǎn)軌過程中一些扭曲的關(guān)系，在市場建設(shè)初期有利于讓電力現(xiàn)貨市場“先跑起來”，通過實踐證偽再尋找完善機會。但從實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場功能的角度來看，運用這種模式說到底還是“弊大于利”。
隨著新能源的大規(guī)模并網(wǎng)和人民生活水平的提高，供給側(cè)和需求側(cè)功率變幅和頻率都快速上升，電力系統(tǒng)的上下出力變化變得頻繁且更加重要。國際經(jīng)驗長期以來是通過電力現(xiàn)貨市場的價格機制引導實現(xiàn)調(diào)峰功能，保持系統(tǒng)發(fā)用兩側(cè)的功率平衡。2006年，由于我國電力行業(yè)當時還處于統(tǒng)購統(tǒng)銷時代，尚未啟動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，為了激勵發(fā)電企業(yè)等調(diào)節(jié)資源為系統(tǒng)提供足夠的調(diào)節(jié)能力，原國家電監(jiān)會提出將調(diào)峰作為電力輔助服務產(chǎn)品。近20年來，已形成省內(nèi)調(diào)峰市場和省間調(diào)峰市場共存的局面，同時也發(fā)展出深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰等細分調(diào)峰輔助服務品種。

目前，個別電力現(xiàn)貨市場建設(shè)地區(qū)采用的調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場共存模式，是指深度調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場分開運行，共同制定調(diào)度計劃的一種做法。具體來說，就是機組在現(xiàn)貨市場中只申報所謂“正常穩(wěn)燃”出力以上部分（多為50%左右）的價格，50%出力以下至實際穩(wěn)燃出力部分“不報價、不定價”，而是在調(diào)峰市場進行競價。在制定調(diào)度計劃過程中，根據(jù)市場需求，預計會出現(xiàn)棄風棄光情況時（僅允許火電機組降出力至“正常穩(wěn)燃”水平），先將電能量價格固定，再啟動深度調(diào)峰交易，依據(jù)火電機組通過集中競價形成深度調(diào)峰交易的結(jié)果，對日前現(xiàn)貨市場出清結(jié)果進行調(diào)整，形成最終的調(diào)度計劃。也有“更退一步”的做法，即先啟動深度調(diào)峰交易，確定深度調(diào)峰交易中標機組必須開機，然后再對其他機組進行基于報價的機組組合和調(diào)度計劃制定。這種設(shè)計僅在國內(nèi)存在，在全球范圍內(nèi)的研究者中并未得到普遍認同，主流觀點認為，這種模式會使電力現(xiàn)貨市場短期價格發(fā)現(xiàn)功能受損，甚至劣化資源配置，但是國內(nèi)在部分地區(qū)支持的聲音卻很強。

一是保留調(diào)峰市場在多頭管理的體制下有利于減少電力市場建設(shè)的阻力。我國調(diào)峰輔助市場建設(shè)起步早于電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，在計劃體制下，在缺乏精細分時價格信號引導發(fā)電側(cè)調(diào)節(jié)出力、用電側(cè)改變用能習慣的前提下，調(diào)峰市場為激勵引導火電機組開展靈活性改造、促進新能源的有效消納、緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力作出了巨大的貢獻，所以很多人對調(diào)峰市場存在一種“特殊的感情”。調(diào)峰市場歷經(jīng)多年發(fā)展，形成了受益的技術(shù)手段和受益方，與傳統(tǒng)的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式融合得相得益彰，將調(diào)峰市場直接與現(xiàn)貨市場按照一臺機組“上半身和下半身（某一出力水平之上和之下）”分別交易，避免市場建設(shè)牽頭單位和其他單位出現(xiàn)重大的職能調(diào)整，“各退一步”（以電力現(xiàn)貨市場降低部分效率的代價來接納調(diào)峰交易）可以使電力現(xiàn)貨市場先動起來，避免精良的市場設(shè)計長期處于“紙面作業(yè)”狀態(tài)，某種意義上符合“漸進式改革”的思維邏輯。

二是調(diào)峰市場可以為“篳路藍縷、腳步蹣跚”的火電機組提供部分生存所需收入。我國火電行業(yè)在經(jīng)濟放緩的時候承擔降低電價向工業(yè)輸血的職能，在煤炭價格降低的時候承擔保證煤炭工業(yè)正常運行的職能，在電煤供應緊張的時候承擔保供穩(wěn)價（電價和熱價）的職能，多期疊加、多年支撐，火電機組的財務狀況普遍非常糟糕，調(diào)峰費用連年上漲，向火電行業(yè)年輸血可以達到200億元以上，對維持火電機組保供穩(wěn)價不無裨益。雖然目前相關(guān)政策已經(jīng)明確了輔助服務費用向用戶側(cè)疏導的改革方向，但是在實際執(zhí)行中僅有少部分省份疏導了少部分費用，大部分省份依然保持發(fā)電側(cè)“零和游戲”狀態(tài)，調(diào)峰市場費用主要由新能源參與分攤來補償火電機組。在當前新能源大部分未進入現(xiàn)貨市場的情況下，其購買的平衡服務無法通過現(xiàn)貨市場向火電等調(diào)節(jié)機組支付（不平衡費用由市場化電源分攤），相比入市的新能源少承擔了平衡服務費用，保留調(diào)峰市場可以解決未入市新能源逃避平衡責任的問題，為火電提供補償資金用來維持其連續(xù)運行及回收靈活性改造成本。

三是可解決所謂的深調(diào)成本上升問題（邊際成本曲線非凸問題）。目前國內(nèi)存在一種觀點，認為火電機組在參與深調(diào)時，負荷降到50%技術(shù)出力以下，隨著機組不斷降低出力，發(fā)電邊際成本呈上升趨勢，即在“深調(diào)峰”范圍內(nèi)出現(xiàn)了邊際成本呈遞減趨勢，這種趨勢與現(xiàn)貨市場報價單向遞增構(gòu)成矛盾，即火電機組邊際成本曲線非凸問題，解決這個問題需要設(shè)置補償機制，恰好調(diào)峰市場可以完成這件事。如果選擇通過調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式分割邊際成本曲線，使邊際成本遞減部分放到調(diào)峰市場中競價，將邊際成本遞增部分放在現(xiàn)貨市場中競價，這一做法貌似在理論上可以解決所謂的深調(diào)成本上升問題，被部分專家認為這是以“中國特色”的方式解決了電力現(xiàn)貨市場的理論缺欠。
基于上述“優(yōu)點”的考慮，電力現(xiàn)貨市場與調(diào)峰市場強行嫁接是否可以呢？答案很明確——弊病很大?，F(xiàn)貨市場的本質(zhì)是考慮安全約束的機組組合和經(jīng)濟調(diào)度，其交易的結(jié)果會形成經(jīng)濟調(diào)度計劃，如果調(diào)峰市場形成的調(diào)度計劃與現(xiàn)貨市場形成的不完全重合，會使現(xiàn)貨市場形成的經(jīng)濟調(diào)度計劃效率下降。簡單說，在一個優(yōu)化模型里出現(xiàn)兩個優(yōu)化方法，如果這兩個優(yōu)化方法優(yōu)化方向不同，那么出清的最終結(jié)果就一定會產(chǎn)生問題。從實踐來看，相對于現(xiàn)貨市場模式，調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式存在三個弊?。阂皇窃撃Ｊ綍蓴_調(diào)度計劃使其偏離最優(yōu)，二是該模式會使市場發(fā)現(xiàn)價格功能受損，三是該模式會造成用戶購電費用的上漲。

以下通過簡化模型進行舉例說明。在該模型中，假定有三臺成本不同的火電機組與一臺風機，并模擬了一條典型負荷曲線，對不同市場模式的優(yōu)化結(jié)果進行比對（見表所示）。

在該模型中，第15時段為最小負荷300兆瓦，第42時段為最大負荷399.8兆瓦，并假設(shè)風電出力30兆瓦只發(fā)生在15時段。

模式1：傳統(tǒng)計劃調(diào)度模式。如果既不采用現(xiàn)貨市場，也不啟動調(diào)峰市場，并且限制火電功率僅降至50%，考慮高峰低谷負荷需求，按照經(jīng)濟調(diào)度原則會安排G1、G2運行，在15時段兩臺機組均無法降低出力，只能選擇棄風，此時全天發(fā)電總成本為204.94萬元（如圖1所示）。

模式2：現(xiàn)貨市場模式。在該模式中，不設(shè)置調(diào)峰市場且機組首段報價出力不受50%的限制，機組申報任何出力均可用于定價，市場出清結(jié)果如圖2所示。由于機組均將最小出力30%作為報價首段，兩臺機組的最小出力和加上風電出力小于系統(tǒng)低谷時的負荷，運行G1和G2不會導致棄風。而且相對成本較高的G2下調(diào)出力，為成本較低的G1留出了發(fā)電空間，進一步降低了系統(tǒng)發(fā)電成本，在現(xiàn)貨模式下，用戶需支付的全天發(fā)電總成本為190.57萬元，在解決棄風問題的同時，相對模式1又降低了發(fā)電成本14.37萬元，釋放了社會福利并使得用戶購電費用降低。

模式3：調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式。在該模式中，機組現(xiàn)貨市場報價首段出力限制為50%，50%~30%為深調(diào)峰市場競價部分，火電機組50%以下出力不得參與定價，深調(diào)峰市場中標機組在中標時段設(shè)置為開機，發(fā)電出力為現(xiàn)貨市場中中標出力（若在現(xiàn)貨市場未中標，按照50%最大出力計算）減去調(diào)峰市場中標的調(diào)峰出力。市場出清結(jié)果如圖3所示，G3會在15時段的深調(diào)市場中標30兆瓦，所以在后續(xù)的電能量市場中被設(shè)置為開機，且除去調(diào)峰中標時段外其他時段出力均為50%的最大出力，導致G2只能處于停機狀態(tài)，使得總發(fā)電成本進一步上升。在調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式下，產(chǎn)生調(diào)峰費用75萬元由風電企業(yè)向G3機組進行支付，用戶需要支付的發(fā)電總成本為240.64萬元，雖然解決了棄風問題，但使得發(fā)電總成本上漲35.70萬元，扭曲了市場中電力的真正價格，引起用戶購電費用的同步上漲。

從上述算例分析可以看出，模式2和模式3都能解決模式1的問題，對現(xiàn)貨市場模式、調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式兩個模式運行結(jié)果進行分析比對，兩個市場均未產(chǎn)生棄風現(xiàn)象，但是通過對發(fā)電總成本的比較發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)貨模式下成本下降，而調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式成本不降反增，出現(xiàn)了新能源“高成本消納情況”，兩相比較現(xiàn)貨模式的運行結(jié)果更優(yōu)。首先，在現(xiàn)貨模式下，市場的出清結(jié)果是通過求解器求解出的滿足電網(wǎng)安全約束的最優(yōu)發(fā)電計劃，自然能夠做到保證新能源消納的同時使得總發(fā)電成本最低。而在調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式下，雖然也是通過現(xiàn)貨市場求解器求出了最優(yōu)解，但是在調(diào)峰市場中又出清了機組中標結(jié)果，兩個結(jié)果都會影響調(diào)度計劃的安排，調(diào)整過后的調(diào)度計劃自然偏離了最優(yōu)。其次，調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式機組組合與調(diào)度計劃的變化，又改變了供給側(cè)曲線形成，使現(xiàn)貨市場出清結(jié)果偏離社會購電成本最小原則，扭曲現(xiàn)貨市場的出清價格，使得市場發(fā)現(xiàn)價格的功能受損。再次，調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場共存模式雖然消納了新能源，同時也導致發(fā)電總成本上升35.70萬元，擴大的全社會發(fā)電成本最終會疏導至用戶側(cè)，增加用戶側(cè)購電費用，造成社會福利的損失。
一是各方群策群力、協(xié)同推進市場建設(shè)。隨著市場的建設(shè)與發(fā)展，我國終將建成統(tǒng)一、開放、競爭、有序的電力市場體系，市場監(jiān)管職能也將最終統(tǒng)一，各方面應該群策群力，協(xié)同推進市場的建設(shè)。如果在短時間內(nèi)做到職能的融合存在難度，被迫要走一段時間的彎路，那么也最好是將調(diào)峰的影響降低到最小，至少不能讓其影響調(diào)度計劃?？煽紤]仿效甘肅將調(diào)峰市場改成調(diào)峰容量市場，低于某一出力水平至最小出力之間的部分作為調(diào)峰容量市場交易的標的，機組如果在容量市場中標，那么其在現(xiàn)貨市場報價時首段出力不能大于調(diào)峰容量市場規(guī)定該機組調(diào)峰起點容量減去該機組在調(diào)峰容量市場中標容量，未中標調(diào)峰容量市場的機組可自由申報首段出力。通過此種方式，將“電量”改成“容量”，避免了其改變現(xiàn)貨市場出清的最優(yōu)調(diào)度計劃，又滿足了清潔能源的消納，協(xié)調(diào)了調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場的矛盾。雖然調(diào)峰電量改容量的做法并不一定完全符合市場規(guī)律，但是這也算是一條在市場建設(shè)不得不走彎路時選擇“彎”得比較少的路，目前也有部分地區(qū)采取了這樣的做法。但是彎路終究是彎路，隨著現(xiàn)貨市場的不斷運行優(yōu)化，體制機制改革的不斷加深，“九龍治水”的局面不會長期存在，希望各方面能盡早凝聚共識，做到有為政府與有效市場密切結(jié)合、相互促進，協(xié)同推進電力市場體系建設(shè)。

二是未入市的新能源承擔現(xiàn)貨市場模式下的不平衡費用。國外某電力監(jiān)管專家指出，調(diào)峰交易本質(zhì)上是計劃形式下的產(chǎn)物，目的是在缺乏現(xiàn)貨市場價格的條件下通過公開競爭給予不發(fā)電的市場主體適當補償。在現(xiàn)貨市場下，新能源入市后電價降低，原因為其購買平衡服務的成本通過市場反映了出來。若直接取消調(diào)峰市場，未入市的新能源自身不提供平衡服務，也缺乏原有的調(diào)峰市場來回收火電為其提供的平衡服務成本，既阻礙了新能源入市的積極性，也存在對入市新能源企業(yè)的不公平，不符合市場運行規(guī)律。但是在國內(nèi)存在一種特別奇怪的現(xiàn)象，就是部分新能源企業(yè)對現(xiàn)貨市場保持一種敬而遠之的態(tài)度，“參與輔助服務分攤可以，參與現(xiàn)貨市場不行。”因此，建議未入市的新能源承擔現(xiàn)貨市場模式下對應的不平衡費用，解決市場建設(shè)初期部分新能源未入市造成的現(xiàn)貨市場結(jié)算“虧空問題”，補償提供了平衡服務的機組，公平承擔自身的調(diào)節(jié)能力成本，維持輔助服務費用分攤在發(fā)電側(cè)的相對公平。

三是深化對市場客觀規(guī)律的研究分析。市場要遵循市場經(jīng)濟規(guī)律而建設(shè)，經(jīng)濟學基本理論在各種商品上是通用的，國外成熟電力市場也驗證了這一觀點，國內(nèi)部分學者認為現(xiàn)貨市場交易的只有一個產(chǎn)品，所以提出邊際成本非凸問題。實質(zhì)上這是把邊際成本遞增的電量產(chǎn)品和平衡產(chǎn)品，視為一種產(chǎn)品進行研究感受到的“錯覺”。電力現(xiàn)貨市場中火電機組的邊際成本曲線并不單指電能量的成本，電能量的邊際成本服從經(jīng)濟學基本規(guī)律呈遞增趨勢是沒問題的，但是在市場中電力成本還包括了“平衡服務”的成本，平衡服務因其稀缺性使得以出力功率為橫軸的邊際成本曲線呈兩頭高中間低的“U”型（平衡服務稀缺多發(fā)生在頂峰出力功率高和深調(diào)出力功率低的階段），與遞增的電能量邊際成本曲線（以出力功率為橫軸）疊加后才會呈現(xiàn)出“遞減”趨勢。隨著新能源容量比重不斷擴大，電力系統(tǒng)平衡服務的需求會不斷增加，使得火電機組發(fā)電量不斷減少的同時，提供平衡服務的商品所付出的邊際成本急劇增長，火電深調(diào)支付的成本是通過中長期合同套利或減少低谷發(fā)電損失（同時保留高峰獲利的機會）回報的，無需單獨設(shè)計機制。 

原標題：電力現(xiàn)貨市場與調(diào)峰市場共存有哪些弊端