Page 37 - 2024年第55卷第10期

资产的物理特性，例如机组开停机等约束 ［５７ － ６０］ 。北欧金融市场和现货市场共同形成了多时间尺度交易
体系，市场参与者可以随着时间的推移不断根据新的信息调整其发用电计划，从而管理不确定性带来
的风险。
３．２ 中国水电市场化总体开展情况 如前所述，中国水电电力市场化问题主要体现在西南，即四川和
云南等几个水电大省及其所在的区域电网———中国南方电网，其他水电占比不大、规模较小的地区，
水电可以以价格接受者方式，采用不报价、仅报量的方式参与电力市场，它们不是水电参与电力的主
要问题。为此，本文将重点介绍云南、四川和南方电网水电市场改革，了解了它们情况，就基本上把
握了我国水电市场化的总体情况。
３．２．１ 云南水电市场化情况 云南是我国这轮新电改的标志性省份 ［８］ ，特别是在中长期电力市场交易
机制、体制和平台研发上的创新 ［５，１２］ 。针对云南水电居主导和需要大规模外送的特点，云南在充分借
鉴、消化和吸收国内外电力市场经验基础上，在全国率先全面放开水电进入市场，依托昆明电力交易
中心，针对清洁能源随机性强、波动性大、出力不稳定的特点，构建了基于激励相容原理、差价合约
的市场化交易机制，形成了 “中长期交易为主、日前短期交易为补充” 的交易体系 ［２０，６１ － ６３］ ，同时通过
“计划＋ 市场” 模式融入南方电网区域市场，避免了水电市场化带来的竞争性弃水或结构性缺电等市场
化风险，解决了水电由于径流不确定性导致的交易履约偏差等问题，促进了清洁能源市场化消纳。经
过近 １０年的水电市场化改革和建设，云南已经建立了云南中长期电力交易系统，实现了从注册准入
到电力交易和电力结算等全过程智能化管理，目前市场主体注册用户超过 ３３万户，组织了近 １万场
电力交易，交易累积电量 １０８１７亿ｋＷ·ｈ，市场化交易促进水电西电东送 １２４６８亿ｋＷ·ｈ，清洁能源
交易占比 ９０％左右。云南创建的市场交易模式被国家发改委、能源局在全国推广。
３．２．２ 四川水电市场化情况 四川也是我国这轮新电改关注的重点省份。由于省内大部分水电调节能
力弱、发电与来水密切相关，且局部区域送出通道不足，丰水期电量供应富余，而枯水期电量供应紧
张、水电全额消纳仍需外购解决供电不足问题 ［６４］ 。为此，针对四川电网的实际情况，四川电网提出了
“战略长协、富余电量、水电消纳示范” 等交易品种及 “多年、年度、月度、周和日前” 多周期协同
的电力交易模式，以缓解供大于求的矛盾和化解水电波动特性与市场稳定运行的矛盾；提出了 “丰水
期＋ 枯水期” 相结合的水、火电现货交易方法，分别让具有竞争性的发电主体在不同时期参与市场竞
争，即丰水期水电参与市场、枯水期火电参与市场，以解决电力供需对接不充分、短时性电力供需不
平衡等问题。经过近几年水电市场化探索，四川目前已实现火电竞价现货市场连续结算试运行，以及
水电竞价现货市场的整月结算试运行，创新探索了流域梯级调度与现货市场耦合建模问题，实现了水
库中长期调度与现货出清的有机衔接。
３．２．３ 南方区域水电市场化情况 南方电网是我国也是世界统调水电规模最大的区域电网，域内统调
水电装机 １．２２亿ｋＷ（超过世界水电排名第 ２的巴西、第 ３的美国），包括金沙江、澜沧江、乌江、红
水河、北盘江、南盘江等大型水电基地梯级水电，协调云南、贵州、广西、广东、海南 ５省调度。南
方区域中长期交易主要通过区域、省级两级市场进行管理，现货交易则以统一区域市场形式开展 ［６５］ 。
目前云南水电全部参与了中长期电力市场交易，广西、贵州、广东、海南水电尚未进入市场。云南澜
沧江、金沙江大型水电基地参与现货市场优化出清，通过报量报价由区域市场统一出清确定发电曲
线，更多细节见后面研究进展介绍。
３．３ 水电市场化研究主要进展 水电出清和竞价本质是不确定性、超大规模、多时空、多市场紧耦合
的优化问题。市场化竞价结果容易导致水电的水文补偿、库容补偿以及多电源互济、通道互济等能力
难以有效发挥；梯级竞价不匹配会导致竞争性弃水和缺电；包含水电的现货出清，会由于水电的大量
不等式和等式约束而难以出清或者出清效率低，见图 ２。因此水电市场化出清和竞价一直是国内外没
有很好解决的世界性难题。另外，我国水电系统规模、高坝大库、大规模水电外送愈加凸显了水电市
场化问题的挑战性和复杂性，是我国高比例水电电力市场的瓶颈问题，是我国新电改必须要解决的关
键技术难题，也是国内外前所未有的理论与实践挑战。鉴于国内外水电市场研究成果很多，本文将主
要聚焦面向工程应用方面的成果，为此，将重点介绍 ４个方面的重要进展。

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