区域电力市场—缓解“三弃”的一剂良方

西北地区从电网结构和运行来看，区域内省间联系密切;从资源特性来看，区域内装机分布“西新东火”特点明显，新能源主要集中在河西走廊、青海海西和新疆等地，区域内东部地区分布大量煤电自备电厂;从用电特性方面，陕西、新疆峰谷差大，而宁夏、青海等高载能用电占比多，用电负荷则较为平坦;青海冬季黄河防凌、夏季水电大发，存在季节性较大幅度的发电负荷波动，提供了良好的区域市场交易调节条件。从实地调研情况来看，位于拥有大量风、光等优质新能源资源的河西走廊发电企业亏损严重，体现为风电发电优先权的基本利用小时(平均不到800小时)得不到保障，省内只有中长期交易，没有对负荷可滚动调节的季度、月度、日前的集中竞价交易和辅助服务交易，由此严重制约了省间乃至区域间的各品种、各时段交易调节。尽管处于西北电网枢纽节点的甘肃省电力交易中心尽力协调，但是由于区域内市场交易不充分、送出通道能力受限、受端市场受省间壁垒制约等因素影响，西北地区多年“窝电”问题迟迟未能得以解决，西北各省电力企业对搭建区域市场化平台诉求强烈。

通过构建西北区域电力市场，根据价格、季节、负荷特性进行新能源之间、新能源与水火之间、公共电厂与自备电厂之间的市场化交易(包括替代发电权交易)，各省间资源根据季节特性互为补充，省间备用容量共享，在保障风电计划电量的前提下实现区域内市场化交易，实现区域风电资源错峰送出，可以有效缓解区域“弃风限电”，实现风电、光伏发电的经济效益和环境效益，同时实现风电光伏发电资源、水火电资源在不同时间段内相互支撑调剂、利益共享。通过构建充分完备的市场机制，新能源价格、调剂等问题都可以迎刃而解，实现发电资源在区域内以及跨区范围的优化配置，进一步将能源和资源优势转化为经济优势。

南方区域

与造成西北区域“窝电”的原因有所不同，南方区域不仅拥有大量的可相互调剂的发电资源，同时送端省份与受端省份都同处于一个区域内，电网通道送出能力逐步完善，市场化环境先天优势明显。然而，理想很丰满，现实很骨感，云南弃水顽疾久治不愈，其内因与西北地区如出一辙——仍是有效的市场交易机制缺失所导致。

从现实情况来看，广东省作为西电东送的受端省份，但其省内经济发展也欠均衡，多个电价区间市场关系调节难度大。云南水电输送到广东，若以落点地区电价定价，会打乱省内不同价区相互交叉补贴的均衡发展关系;广州电力交易中心在成立初期的定位是配合国家发改委、运行局完成政府计划电量的调剂，西电东送中仅有少部分计划外电量作为市场电进行交易，但受制于通道、调节能力，以及省际间的利益，市场化电量急需扩大，但是难度更大。云南省作为送端，受水电出力的季节波动性影响，以及出于摊薄省内电价的目的叠加过网费，导致电价枯期倒挂问题长期存在;而出于省内经济及市场承载能力，更愿意将“便宜电”留在省内而将新投产、造价较高的“贵”电外销。

尽管广东省以市场适度开放的姿态接受省外清洁能源电量，但规定销售电价不能高于省内煤电标杆电价，另外出于省内经济发展考量，接受大量的省外水电将进一步降低省内火电机组利用小时，进一步加剧核电资源闲置，恶化本省发电企业生存环境，不利于本省的经济发展。由于有效的市场调节机制、定价机制、履约机制缺失，造就了送受两端“你不情我不愿”，难以达成共识的尴尬局面;云桂粤三省之间水电、火电本来在季节性与负荷特性上可以相互调节，但结果却是发电企业经营惨淡，有甚者命运更是岌岌可危。

2017年春季，贵州劣质煤矿去产能，导致贵州送广东的计划电量兑现不了，云南省通过广州电力交易中心协调置换，实现了水火互济交易，体现了区域市场优势。从欧洲经验来看，德国通过与周边国家联网，与欧洲北部的水电进行互济，加强区域间的合作是实现该国大比例风电消纳的有效途径。欧洲诸国的资源结构分布与我国南方区域不尽相同，尤其在我国特高压建设、可再生能源渗透率不断加强的情况下，南方区域市场的建设应借鉴国际经验，因地制宜，分步实施，在云南、贵州、广东等省最大限度地采用符合区域资源分布和经济发展水平、电网建设规模的实际状况的组织模式和价格机制，尽早确立送受端协调机制，以市场化的手段将送受两端利益统筹协调。同时，通过先期构建落点价区与全省平均电价的关系，通过中长期合同和现货交易，强化和规范送受两端履约意识，运用发电权交易、辅助服务交易等准金融、准现货属性的交易工具和手段，充分利用通道空间，通过企业间的水火互济、不同省间互济、以及季节间的互济，在政府推动的基础上以合同履约解决枯期电价倒挂，以市场化解决定价问题，并在一定程度上缓解电力企业生存危机。

南方区域电力市场是“政府调控基础上的市场化”，政府层面只满足“温饱”，遵循国家战略保障电量的稳定送出，满足基本符合需求，电力电量的波动调节可以交由市场，以此不仅可以有效调节市场关系，实现一次能源在不同时期、不同阶段、不同类型通过市场化优势进行调剂，同时还可以实现供需在市场上对接，发电企业按照意愿及时送出并随行就市获得物有所值的价格，进一步调动市场主体积极性，体现市场主体意愿，扩大市场规模，缓解弃水之痛。

区域电力市场“软着陆”的推进路径

区域电力市场的建设是全国电力市场体系建设的组成部分。组建区域交易中心，职能定位是通过省间资源配置对各省份负荷曲线以及跨区送出负荷曲线的调剂;搭建区域市场，应建立在区域联网和调度的基础之上。在交易的物理手段上与电网相结合;在技术手段上基于我国的调度原则等各方面原因，暂时不应与调度相剥离;在交易中心的组织结构上，以股份制逐步走向市场第三方，从体制、技术、人员结构上逐步创新突破。

从经济学的角度来看，在市场经济条件下，区域间的资源优化配置是由市场机制通过自动调节对资源实现的配置。2017年，北京电力交易中心实现了新能源的联络线现货交易模式，这是一个创新，为不完善的省间交易探索了一条新路子。现货交易是成熟电力市场发展到高级阶段的重要标志。当前各省电力市场培育不均衡、不充分，这对区域电力市场培育带来了更大的考验。在中长期交易基础上，实施现货市场不仅能实时提供发电成本信号、时间价格信号和位置价格信号，特别能够反映新能源时间波动性对水电、煤电甚至核电调节需求的市场成本，通过煤电容量电价并启动现货交易，将煤电调节成本转移到新能源发电的补偿支付，调动各方调峰的积极性，增强系统调节能力，实现能耗低、成本低的机组多发电，灵活可调节机组多调峰，有效提高系统的运行效率，减少过剩供应能力的财务风险。

党的十九大明确提出在政府指导下尽快建立和完善市场机制，电力市场建设的目的是要通过市场机制捋顺价格体系，形成合理有序的价格空间。根据国际经验，从一次能源的煤炭价格到发电价格、从输电价格到用户用电价格，不单纯挤压产业链中某一方利益，应该在供用两侧形成合理的价格疏导机制，才有利于全产业链上企业的正常循环运转。

从2005年第一轮电力体制改革到9号文印发至今，电改的推进速度超出预期，市场化的步伐逐渐加快，这也激发、更新了电力企业乃至全社会对电力市场以及新一轮电改的认知。首先，新一轮电改全面推进我国能源转型。本次电力市场建设中首先提出“清洁能源优先权”的概念，并打破了“排排坐吃果果”的计划电量安排规则，迫使新增煤电项目全部进入市场，让煤电企业多了一分市场压力，加之煤电停缓建的叠加效应，对加快能源结构转型起到了积极的促进作用。第二，因为有了市场化建设，也间接促进了碳市场和绿证交易市场的衍生。市场化的建立，在未来与碳市场和绿证交易形成有效对冲互动，如果没有电力市场的物理量交易，碳市场和绿证等金融属性交易都是空中楼阁、墙上美景，新能源的社会效益和环境效益更是无从体现。第三，本轮电力市场建设最大的贡献就是将消费侧纳入到了电力市场。党的十九大对经济绿色发展高度重视，先期我国电力工业主要围绕发电侧和供电侧，在用户侧响应的缺失，使得提高系统效率更像是“自说自话”。用户侧在节能方面的作用，以及需求响应在成本降低等方面不仅体现了经济效益、物理节能作用，也促进了技术创新，使传统的电力供需平衡关系转为弹性平衡关系，履行了十九大提出的在全产业链中实现绿色发展的目标。第四，互联网技术与电力发展深度融合。通过技术创新拉动投资，触发消费革命，为经济发展带来新动能。在过去的一年里，大量的技术创新带动了民间资本的活力，通过运用技术手段更能体现多种能源的互补调剂、需求侧响应所带来的节能降耗、提高能效的优势，以及巨大的经济效益。现阶段增量配电网建设成为炙手可热的话题，投资者已理性认识到不是仅靠投资配电网获取回报，而是希望借以增量配电网平台促进节能减排、资源优化配置、聚集源网荷系统，培育多能互补新业态，更多地为用户提供智慧化服务。电力工业也已从过去传统的供应业、制造业、生产业转变为，积极融合互联网基因，与服务业相结合，以服务出效益，这符合国家经济转型的特征，也是本次电力体制改革所带来的红利。最后，是投资主体的转变。有别于过去国有企业一股独大，现阶段民营企业、民间投资异常活跃，市场活力进一步被激发，电改红利普惠于民。

但是，在积极推进新电改的过程中，我们必须警惕掉入另外一个误区：发电、电网企业让利于社会上众多高耗能企业，这其中也包含很多本应被淘汰的落后产能企业，但这并不利于我国经济的经济转型和长远发展，更不能将对电力企业的盘剥让利换来落后产能的“苟延残喘”称之为“改革红利”。

电力工业是国民生产的基础命脉，电力企业背负和承载着电力工业发展的历史和政治使命。省际间的利益平衡，市场机制的协调构建，千头万绪使得区域电力市场的“软着陆”任重道远，仍需政府的扶持。以“政府之手”打破省间壁垒，中央政府层面主导、地方政府与企业形成共识，并尽快组织第三方对全国各地区电力改革进展的方向、目标、原则以及路径等方面进行评估，使国家电改的政策和规则深入、规范地在各地贯彻执行，对解读有偏差、执行有疏漏的地区及时纠偏，为区域市场建设奠定良好基础，更好地实现资源在更大范围内的优化配置。同时应加大对自备电厂的监管力度，运用市场手段、环保手段、安全手段进行有效梳理和关停，在此基础上通过市场手段、发电权转让严格监管煤电自备电厂发电量规模。对于火电项目关停、退出和准入，尽量运用市场机制和政府规则，通过建立容量市场和备用机制，缓解火电企业经营压力。