新电改5年｜当前电力市场建设现状 电力市场建设总体处于以省级市场为重点的起步阶段

2019年，我国推进电力市场建设的政策文件密集出台，经营性电力用户发用电计划全面放开不断加快。电力现货市场建设实现突破，国内首批8个电力现货试点全部进入结算试运行阶段。南方（以广东起步）电力市场开展了完整的“中长期+现货”按周试结算。2020年，中发〔2015〕9号文及配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》施行已进入第5个年头。本文重温改革目标和重点任务，基于能源转型的电力市场建设融合发展问题提出思考与建议。

（来源：微信公众号 中国电力企业管理 ID：zgdlqygl 作者：刘瑞丰等）

当前电力市场建设现状

电力市场建设总体处于以省级市场为重点的起步阶段

新电改以来，面对经济增长新旧动能转换，地方政府按照先行先试的要求，将电力市场作为供给侧结构性改革的突破口，出发点是降低用能价格、改善地方经济环境。由于发展阶段、市场意识等差异，各地区电力市场建设推进的步调、力度、速度等不一致，形成了多周期、多品种的交易体系。从技术层面来看，各省对于电力市场建设路径、改革重点方向、市场模式选择、市场规则等的选择不尽相同。

《关于推进电力市场建设的实施意见》对于总体路径和实施要求、建设目标和主要任务提出了指导性意见。但是，其重点主要是电能量市场（中长期交易+现货市场），对涵盖容量市场、能量市场、辅助服务市场等不同价值产品和服务，覆盖近期、中期和远期等市场培育不同阶段，考虑不同区域电网区情网情、不同电源结构和网架结构等差异需求，我国完整的电力市场体系建设方案和路径系统性设计还很不够。

各地区规则差异性形成了制度差异性下的交易壁垒

《意见》要求电力市场建设应在市场总体框架、交易基本规则等方面保持基本一致。但实际上，各地区交易规则差异性较大，这让市场衔接和统一过程产生了制度壁垒。以中长期市场来看，存在价差模式、绝对价格模式两种不同的价格机制。价差模式有利于规避不同类型电源间成本差异对交易价格的影响，减轻市场化交易对市场主体利益的影响，有利于独立售电公司短时期内融入电力市场体系，是当前主流的省级市场直接交易顺价模式。也有一些省份则采用绝对价格与输配电价、政府性基金等顺加的价格形成机制。

《意见》要求各地根据电力资源、负荷特性、电网结构等因素，结合经济社会发展实际选择电力市场建设模式。从实际来看，各地区电力市场建设模式选择各不相同。以华东电网为例，福建电力现货市场采用分散式市场模式，而浙江则采用集中式市场模式。以西北电网为例，甘肃电力现货市场根据网络阻塞特点采取了分区电价机制，而宁夏等区建立现货市场则可采取节点电价机制。这些省级市场模式、机制的不同选择，将增加电力系统集成、市场范围统一和省级市场融合的成本，是形成统一电力市场的制度壁垒。

广东在中长期市场与现货市场衔接过程中，经历了由价差模式转向绝对价格顺价模式两个阶段，转换后，现货市场采取用户侧统一结算价格，带来了一般工商业用户和大工业用户实际价差不同，导致中长期市场中代理一般工商业用户的售电公司遭受损失。浙江电力市场则率先实现批发和零售市场完全分离的模式，即由售电公司与电力用户自主协商绝对价格。但这也带来了售电公司争抢峰电占比高的电力用户，而谷电占比较高的四大行业用户则留给了电网公司，导致电网公司亏空。在目前用户侧双轨制的运行机制下，分散式决策降低了系统优化的空间。

零售侧（用户侧）购电选择权放开不平衡不充分

售电侧放开是本轮电改的重要方面。市场成员选择权利是市场公平的基础、也是市场效率的保障，更是打破市场壁垒，使竞争更加充分，释放更多社会福利的有效手段。《意见》提出完善跨省跨区电力交易机制，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。

2019年，西北区域跨省交易271.73亿千瓦时，直接交易占比仅为6.57%。一是零售侧（用户侧）购电选择权放开集中在省内市场。国家层面对于零售侧（用户侧）向跨区跨省市场开放缺乏明确的规范性要求。不同区域、不同通道的省间市场开放程度不平衡、不充分。二是售电侧参与省间竞争性业务，还受到认识不到位、贸易保护主义严重、市场规则不健全等因素制约。《意见》还提出建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。当前，负荷侧参与电力系统调节的市场机制尚处于试点阶段。

跨区跨省与省级协同运营的市场体系还需更加系统

目前，市场运营的现状是省间交易（即跨区跨省交易）和省内交易两级运营。跨区跨省市场与省级（省内）市场是共同存在、相互耦合的两个空间维度的市场，由于市场耦合程度的差异，商品、资源、服务优化配置的效率和效益也存在一些制约因素。“西电东送”是国家能源战略，确保直流输电系统及其配套电源在市场运营机构、调度执行机构和不同交易周期高效协同，提高电力市场运营和电力系统运行效率和效益是重大课题。

目前可行的设计方案是，在电力中长期市场中，跨区直流配套电源以中长期合同（政府授权合同）纳入受端电量平衡和优先发电计划安排，同时，还有部分配套电源参与受端地区直接交易。在电力现货市场中，配套电源等作为价格接受者，以地板价申报参与受端市场，并作为省间市场优先出清，为省内市场出清提供边界条件。但在深化设计中，需要厘清配套电源和直流系统的高效利用问题。

一是配套火电更好参与送端电力平衡和灵活调节。我国的风、光、水、火资源集中于西北、西南，而负荷集中于东部地区，特高压直流输电成本较高，直流输电异步互联和稳定输送的技术特性，决定了以单一产品（能量）为主，并不具备提供足够跨区域系统调节能力的条件。西北电网在运9条跨区直流设计输送容量5471万千瓦，规划配套火电4784万千瓦，配套风电2400万千瓦，配套光伏发电675万千瓦。在新能源高占比电力系统中，为了提高全域新能源利用率，要求全域火电向系统注入灵活调节资源，配套火电需要以独立控制区的形式高效参与送端区域的电力平衡和灵活调节。而大规模配套新能源本身已直接纳入送端地区的电力平衡。

二是按照交易路径的网络建模适应性需要提高。跨区跨省市场与省级市场属于异构市场。省级市场采用网络模型（节点+支路），而跨区跨省市场则是通道模型，且直流输电线路不存在潮流转移分布。省间市场往往将“省”等效为“单一节点”，或者选取关键支路，形成“交流通道+直流通道+交流通道”的交易路径。但是，交流输电网络需要遵循物理特性形成潮流转移分布，无法保证交易路径与潮流路径完全一致。基于交易路径的通道模型与耦合关系复杂交流电网存在适应性问题。对于内部阻塞严重，输电能力与新能源出力耦合关系复杂（因时段、位置不同而输送能力不同）的电网，路径模型对交易结果也存在影响。

三是多级协同运营水平需要全面提升。在比较复杂的调度和交易体系下，需要提升技术支撑水平，实现市场运营治理体系和治理能力现代化，有效解决市场机制不健全、市场运营衔接不顺畅，电源资源和直流系统资源有效利用等问题。

政府间购售电协议为跨区直流输电交易的主要形式

跨区市场运营中，优先安排以配套电源为主的优先发电计划，其电源装机已纳入受端长期电力平衡中，是典型的资源配置型交易。剩余输电容量则开展“网对网”富余电力外送交易，市场成员通常根据富余发电能力参与跨区跨省交易，应遵循先省内、再跨省、最后跨区的平衡顺序。对于天然需要稳定输送的直流系统，政府间协议是稳定送受两端电力供需预期、提高利用效率的有效措施。2019年，西北电网跨区直流输电1896.95亿千瓦时，合计来看，近90%为政府间协议（含优先发电计划协议）。但是，政府间协议比例如果过高，也可能产生地方政府参与微观市场运行等非市场行为，存在降低资源配置效率的风险。

一是政府间协议呈现涵盖所有交易要素的倾向。政府间协议在签订中，出现了交易规模、新能源配比、交易价格、交易曲线和交易通道等“五指定”现象，增加了电力交易组织和系统优化的难度。

二是交易组织要以提升资源整体利用率为目标。电力交易机构职能是汇总电力交易合同，依据政府间协议，以分通道、分省份方式，进行“网对网”富余电力外送交易组织，送电、受电两端往往以省为平衡单元校核送受电能力。需要重点设计好破除影响直流系统和全域发电资源利用率的交易机制，避免在供需矛盾突出的履约周期，出现有交易能力的省份没有合约，持有合约的省份又交易能力不足等情况。

三是交易组织要以兼顾市场均衡为目标。一些火电大省签订政府间协议并由交易机构进行交易组织，应在市场导向、合约导向下，发挥跨区跨省市场的引领作用，体现国家能源清洁转型要求，坚持节能发电调度原则，确保不影响区域内其他省份清洁能源消纳，确保区域内不同省份技术、成本等参数相近的电源企业发电状况适当均衡，避免出现大容量和小容量火电等利用效率倒挂。

市场集中度较高限制了省级市场开放程度和效果

通常情况下，高产业集中度容易抑制市场有序竞争，造成价格机制失灵和供求关系失衡。能源行业是产业集中度比较高的领域，容易产生寡头垄断，使全社会福利最大化程度受到减弱。新一轮电力市场建设中首先以省级行政区域划定市场范围，始终面临巨大的市场势力风险。

当前，国家正在以西北地区为试点，逐步在全国范围内推进区域煤电整合工作，将对电力市场建设和跨区跨省市场建设发展带来挑战。煤电企业争抢优质资产的预期将有所强化，在单一市场范围（或小市场范围）中份额过大，将形成一家独大格局，市场成员垄断价格并进一步影响跨区跨省市场化交易达成的风险明显上升。

电力市场建设融合发展的路径

基于能源革命和能源转型的时代要求，立足西北电网新能源高占比的基本特征和大送端、大市场的基本定位，以提升清洁能源利用率和实现直流输电高质量运营为目标，以电网安全和市场效率为约束，来思考电力市场建设问题。

以协同发展、相互促进的方式促进市场运营

跨区跨省市场与省级市场的耦合运作方式，是与电力市场建设初级阶段相适应的制度安排，其本质是基于共同市场的联合运作，其特点是省间市场属于增量市场。由于省间市场和省内市场虽然耦合、但并未融合，其运作的风险是强化省级市场容易形成新的省间壁垒。

在跨区跨省市场、省内市场两个市场并行运营阶段，跨区跨省市场以对省级市场进行优化和改进为目标，并非抑制和替代省级市场发展。而跨区跨省市场对省级市场的优化改进的效果则首先取决于市场壁垒是否充分削弱。案例如下。

案例1：存在市场壁垒。SX省与NX省各自出清。SX省市场出清价格338元/千千瓦时，NX省市场出清价格250元/千千瓦时。

案例2：市场壁垒消除。SX省与NX省联合出清。省间输电线路无约束情况下，输电价格55元/千千瓦时。SX省市场出清价格可降低到305元/千千瓦时，NX省市场出清价格仍然为250元/千千瓦时。