统一电力市场不等于全国简单“一体化” 也不能简单理解为全国统一电网

【核心阅读】全国统一电力市场建设既不等于全国简单“一体化”，也不能简单理解为全国统一电网、统一规则或统一运营。建立完全强耦合的一体化全国统一电力市场既无必要，也不具备现实可行性。因地制宜建设若干强耦合的一体化区域电力市场，进而相互弱耦合形成全国统一市场是更合理的科学选择。

自2015年3月电改“9号文”发布以来，我国电力体制改革在多个领域已取得了突破性进展，输配电价改革实现全覆盖，中长期电力市场也已基本成熟，现货市场试点加速推进，深化体制改革释放的红利，有力支撑了实体经济平稳发展。然而，随着当前改革进入深水区，一些深层次矛盾逐步暴露出来，诸如省间壁垒依然存在，局部地区甚至趋于强化，清洁能源消纳困局依旧难解等，实现能源电力资源的全局优化配置目标仍然任重道远。

着眼于解决以上问题，近期有关方提出建设全国统一电力市场的构想，这对于当前深化改革、进一步破除省间壁垒、实现全局资源优化配置无疑具有积极意义。但值得注意的是，在当前市场方案顶层设计缺失的情况下，深化对统一电力市场建设内涵及基本规律的认识尤为重要。

世界典型电力市场建设经验值得借鉴

自上世纪80年代美国、英国等地区开启电力市场化改革以来，历经三十余年，世界范围内已形成包括美国、英国、北欧、澳大利亚等地区在内的多个典型电力市场，也积累了丰富的市场建设经验。纵览世界典型电力市场建设发展历程，虽受制于国情其市场模式各有差异，但仍存在诸多共性经验值得借鉴。

一是典型成熟电力市场都经历了由小到大、市场范围逐步扩张的过程。美国PJM市场始于宾夕法尼亚州和新泽西州的公共事业公司联营体，后逐渐扩张发展成为覆盖美国中西部、东北部13个州及哥伦比亚特区的区域市场；英国电力市场建设从英格兰、威尔士起步，后再将苏格兰地区纳入形成全国统一市场；北欧电力市场也是从挪威和瑞典电网互联开始，逐步拓展到芬兰、丹麦，以及爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚。

二是一体化的电力市场必然以密切的电力网络联系为依托基础。从电力网络拓扑结构看，无论是美国PJM、英国市场，还是北欧市场，其市场覆盖范围内的各地区、各州或各国间已建立了密切的电力网络联系；相连各地区间也往往存在很强的资源互补性，比如北欧地区挪威和瑞典水电较为充裕，丹麦风电多，芬兰火电占比高，而这也催生了跨国、跨地区电网互联发展。

三是不同地区间市场的联系衔接方式，大体可分为强耦合、弱耦合两大类。强耦合方式如美国PJM市场内各州之间，英国市场内英格兰、威尔士和苏格兰之间等，其主要特征为交易、调度等业务一体化运营，市场覆盖地区之间存在较强的电力网络联系等。强耦合后的一体化区域市场可选择集中式或分散式市场模式，在阻塞情况较多或新能源占比高的情况下，采用集中式市场模式较为有利。

弱耦合方式一般应用于衔接两个相对独立的市场，比如美国PJM与MISO之间，通过引入中间交易商在两个市场中分别做买卖交易实现市场衔接；对于没有直接电力网络联系的两个地区，事实上通过引入包含两个地区价格信号的电力金融衍生品市场，同样可实现价格信号衔接，也可认为是不同地区间市场弱耦合的一种方式。

强耦合的一体化电力市场不是越大越好

首先，建设电力市场的目的在于服务于电力资源优化配置需要,一体化市场覆盖范围应有对应物理电网进行支撑。

广义上的电力市场体系，可以包含电力期货、期权等电力金融衍生品市场，这类金融市场几乎不受物理限制，覆盖范围也几无局限。但是，狭义的电力市场包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，由于最终都要形成物理的发用电安排，因此必须要有对应物理网络系统支撑。将没有物理网络连接的两个区域纳入一个电能量市场进行统一出清，没有现实意义。电力市场应服务于电力资源优化配置需要,而一体化市场覆盖范围应与输配电网覆盖范围相匹配和相适应。

其次，电网互联受联网经济性等客观条件约束，存在最优经济配置范围，相应强耦合的一体化电力市场也存在最优覆盖范围。

不同地区电网间是否应该互联，既取决于能否产生错峰、减少备用等效益，也取决于供需平衡、联网经济性评估等客观约束，不能为了主观意愿而强行互联。国内外研究实践也清晰表明，相互密切联系的电网规模不是越大越好，更不是无限大，而是存在基于现实资源条件约束的最优经济配置范围。因此，以密切互联电网为依托基础的强耦合一体化电力市场，同样也存在最优覆盖范围，不是越大越好。

再次，不同地区间有充分电力交互需要且网络联系紧密，才适宜建设强耦合的一体化市场，否则应以弱耦合方式衔接。

强耦合方式可实现区域内供需资源整体优化，有利于充分挖掘和释放相连地区发用电资源潜力，实现社会福利最大化，适用于有充分电力交互需要且电力网络联系紧密的区域内不同地区市场的融合衔接。

弱耦合方式则更少受到物理网络条件约束，保留了各地区市场的相对独立性，其灵活性也更高，不要求交易、调度等一体化运行，相应市场联系衔接成本也更低，适用于电力网络联系较弱、电力交互需求不大的地区市场间。

强耦合的全国统一电力市场既无必要也不具备现实可行性

统一电力市场建设应兼顾灵活性，不等于全国简单“一体化”。我国各省区资源禀赋条件、发用电情况等差异大，建设全国统一电力市场，既要着眼于全局资源优化配置需要考虑“统一性”，也要充分兼顾各地区省情、区情具备“灵活性”。全国统一电力市场建设既不等于全国简单“一体化”，也不能简单理解为全国统一电网、统一规则或统一运营。

全国统一电力市场建设真正需要“统一”的原则要求应包括：面向所有发用电主体、面向非属地省区主体无歧视公平开放；不同地区或区域市场间，以强耦合或弱耦合方式，能因地制宜实现有效衔接；强化顶层设计引导、加强统筹协调、积极稳妥推进；保障供给安全、充分发挥市场作用、积极促进清洁能源消纳等。

强耦合的一体化电力市场覆盖范围取决于资源优化配置的经济范围，建立完全强耦合的全国统一电力市场没有必要。如前所述，建设电力市场的本质目的是服务于能源电力资源优化配置需要，因物理电网存在最优经济配置范围，一体化电力市场覆盖范围应该也只能由资源优化配置的经济范围确定。将不具备联网经济性且没有物理连接的两个区域市场强行进行捏合，实则背离市场建设初衷，将增加协调运营成本，而不会产生额外的社会福利收益。因此，脱离我国现实国情，建设完全强耦合的全国统一电力市场没有必要。

基于现实条件约束，建立强耦合的全国统一电力市场不具备现实可行性。美国PJM是目前世界上覆盖范围最大的成熟市场之一，其电源装机容量约1.8亿千瓦、最大负荷约1.65亿千瓦。而我国装机容量约19亿千瓦，最大负荷超过14亿千瓦，系统规模近十倍于前者。市场规模过大将带来优化计算的维数灾问题，难以实现真正意义上的全域统一优化出清。另外，强耦合的全国统一电力市场还需要一体化的调度体系来配合，而直调范围如此之广的电力调度体系在世界范围内都未曾出现，建设难度极大。综合来看，基于现实条件约束，建立强耦合的全国统一电力市场不具备现实可行性。

而由若干强耦合的一体化区域电力市场弱耦合成全国统一市场，具备现实可行性且能实现社会福利最大化。基于各地区资源禀赋条件，在全国范围内因地制宜地组建若干强耦合的一体化区域电力市场，进而通过引入中间交易商或电力金融衍生品市场等方式，将若干区域电力市场弱耦合成全国统一电力市场，是符合我国国情的优选目标市场方案。其一，该方案可以充分挖掘区域内资源优化配置潜力，实现社会福利最大化；其二，该方案充分保留了各区域之间的差异性和灵活性，符合我国现实国情要求；其三，该方案没有明显的技术条件制约，具备现实可行性且便于实施。

应将一体化的南方区域电力市场以弱耦合方式接入全国统一市场

首先，南方五省区在地理区位上总体沿东西向分布，地理经度跨度大导致天然存在负荷错峰效应，区域内能源电力资源与需求更呈明显逆向分布，地区间的强互补性催生了联系紧密的西电东送主网架，每年逾2100亿千瓦时的跨省区电力交互需要，决定了只有建立一体化的南方区域电力市场，才能满足区域内能源电力资源优化配置要求。

其次，从区域中长期电力供需平衡分析来看，南方五省区没有从北方地区大量输入能源电力的需要。即使到2030年左右，南方五省区电力总需求达到3.2亿千瓦，仍然能基本实现区域内自平衡。另外，即便远期有小规模输入需求，从输电经济性等考虑，也应优先采用点对网方式，从我国西北电源富集地直送广东负荷中心，而不太可能再经由自身能源资源匮乏且已出现供应短缺的湖南、江西等网对网送入。

综上来看，中长期能源电力流向决定了未来并没有大幅加强南方电网与国家电网覆盖地区之间，网对网的南北向联系必要，这也就决定了南方区域电力市场并没有与北部地区市场进一步进行强耦合的需要。基于既有的弱电气联系，通过引入中间交易商等方式，将一体化的南方区域电力市场以弱耦合方式融入全国统一电力市场是更合理的科学选择。

(作者供职于南方电网能源发展研究院，本文仅代表作者个人观点)