聚焦 | 电力现货的中场之战

在我国电力市场建设的版图中，现货市场是一项全新的机制，也是最受关注的改革内容之一。在过去的五年里，我国现货市场的建设呈现出迟迟难起步，但一经迈过门槛便跑出加速度的态势。

2017年8月，国家发展改革委、国家能源局公布第一批电力现货交易市场试点，经过几年来的方案建设、规则设计、模拟试运行，2021年，首批电力现货市场全面进入了“真金白银”的财务结算试运行阶段；2021年3月，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等第二批现货试点名单公布，部分第二批试点已按照计划启动结算试运行或模拟试运行；今年3月，省间现货市场开展结算试运行，预计今年年底第二、第三批试点将启动现货市场试运行，届时现货机制将覆盖全国大部分地区。

五年现货，市场建设完成了阶段性任务，市场主体对于现货交易有了具象化认识。现货市场赋予了发电、用电企业更多的自主权，价格的时空变化也增强了市场主体竞争意识，“以市场机制优化资源配置”的理念获得了企业和用户的普遍认同。

中场之战，既要谋事，更需谋局。诚然当前现货市场还存在着各类机组的市场定位及参与市场方式悬而未决，中长期市场与现货市场、省内省间市场衔接不畅，市场运行风险防范尚未健全等问题，但电力现货行至中场，其艰难挑战并不仅仅存在于试点范围扩大、市场层级提升所带来的一系列技术问题，更在于把握下一步市场推进的新方位，夯实市场建设的制度基础。

始于2015年中发9号文的新一轮电改，在起步时恰逢我国电力供应相对宽松，为电改推进创造了有利的外部环境。但短短几年，进入“十三五”末期，相对宽松的供需局面已然逆转，摆在面前的是史无前例的全球能源危机、风云突变的国际格局，以及只争朝夕的“双碳”大计。内外部变量复杂交织，市场建设所承载的诉求与期盼更为多元。在电力现货的战场不断扩大的当下，亟需审视当前行业发展的忧患、目标与任务，从战略层面进一步明晰市场的功能与定位。

聚焦成本收益 助力经济保供

过去一年里，能精准概括全球能源现状的关键词莫过于“缺”和“涨”。能源短缺导致一次能源价格全线上涨、电力市场价格屡创新高、用能成本与日俱增，在全球的能源市场里，价格上涨得近乎触目惊心。

涨价反映了全球电力供需严重失衡。较之国外，我国用户的电力价格仍然相对“稳定”，但这并不意味着我国电力供应无忧。今年夏天，水电大省四川限电引发全国支援；9月，云南的用电缺口仍未缓解，保供仍然是当前行业工作中持续性的重点任务。

保供稳价的背后，发电行业负重已久，其中传统煤电与新能源各有所难：去年下半年，受到上游煤炭市场涨价的冲击，和新型电力系统建设下煤电转型的影响，煤电陷入全行业亏损的境地，可持续发展能力受到严重威胁。国家出台了一系列煤电纾困解困的措施，但未从根本上解决煤电之困；新能源则面临着全额保障性收购制度难以落实到位、配置储能压力重重、光伏组件等上游原材料价格上涨过快，新能源消纳成本逐渐显性化并呈上升趋势等问题。重压之下，通过电力现货市场发现价格信号、优化资源配置，从而实现科学保供、经济保供，成为当下现货试点加速推进的出发点之一。

发现价格是市场建设的一项关键经济功能，真实的价格信号应合理反映电力供需和成本变化。在构建新型电力系统目标任务的加快推进和全球一次能源价格上涨的情况下，电力生产成本上涨的趋势在短期内不可逆转，我国电力现货市场发现价格的能力有待进一步提升。“电价应该反映电力生产的真实成本，”中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放认为，“现阶段发电行业陷入困境反映出的问题之一在于，过去我们传统电价机制是单一制电量电价，这种单一电价结构已经不能适应新型电力系统下电能价值多元化的要求。为了适应安全、经济、低碳的新型电力系统，应该合理反映电能量、容量、系统运行、环境价值等多方面成本，特别是系统运行成本。在传统发电和大工业用户占比高的二元结构时代，发电可调可控，负荷波动相对平稳可预测，系统运行的调节服务是由发电企业无偿提供的。但新型电力系统所形成的电力生态中，发电主体和用户主体多元化发展，源荷双侧随机波动加大，系统调节成本和调节难度显著提升。在安全保供不可松懈、‘双碳’目标“说到做到”的要求下，必须合理建立多元化的电价机制。在树立了这种认识的前提下，才能探索市场下一步建设的发力点。”

但囿于电力作为公用品的特殊属性，过去我国电力价格长期处于管制状态，尽管市场改革不断深化、市场理念逐渐深入人心，但“还原电力商品属性”这一宗旨仍然处于有共识、难落实的层面。也正因如此，在市场化改革的大势面前，行业内某种复杂心理仍然存在：既希望通过市场缓解资源配置矛盾，又担心市场推高电价。

最近，欧洲电价飙升使得部分欧盟国家对当前的电力市场设计合理性产生质疑，欧盟委员会要求欧盟能源监管合作机构对此开展评估。最终监管机构认为，在相对“正常”的市场条件下，当前的电力批发市场设计确保了高效和安全的电力供应，应当继续保留。现行的市场规则实际上一定程度地缓解了当前危机，避免某些地区限电甚至停电。如果采取不当的紧急措施或干预市场价格形成机制，将扭曲价格信号，可能会使欧盟市场一体化和广泛竞争倒退，增加今后能源转型的总成本。

以人为镜，观照自身。在我国能源转型与电力保供日益严峻的形势下，更应加快完善市场化价格形成机制，充分发挥市场价格信号作用，从而更好地引导各类市场主体形成“系统友好型”发用电方式，保障电力安全可靠供应，使转型成本最大限度地控制在社会可负担范围内。在行业发展急剧变革的时代，如果仍然对电力市场抱有“能跌不能涨”的期待，则有悖于经济规律，不利于电力行业的健康可持续发展和国民经济的高效运行。

长沙理工大学原副校长叶泽认为，电力市场本身提供了最科学的保供机制，但是，被人为的价格限制制约了。让价格机制充分发挥作用，在迎峰度夏（冬）中释放合理的价格信号，让更多用户包括居民用户参与市场，是整体上和长期内最低成本的保供方式。“现货市场发现价格在各省建设方案中都有提出，但是，实际上却通过0~1.5元/千瓦时价格下、上限，使价格在相对较小的范围内运行，该高不高，该低不低，市场主体难以充分响应。值得注意的是，本该由各省现货市场发现的价格却由省间现货市场和需求侧响应机制发现了，省间现货市场最高成交价格超过7元/千瓦时，多省需求侧响应补偿标准达到4.5元/千瓦时。”叶泽说，“现货市场价格变化包括出现极端高价和极端低价是电力系统规律和市场规律共同作用的结果，由于极端高价一般持续时间很短，实际上不会对用户年度电费产生太大影响。但是，极端高价和极端低价产生的削峰填谷效果对电力系统经济和安全运行却能产生难以估计的积极影响，这是国外政府和公众理性对待现货市场极端高价的根本原因。目前，一些省燃煤发电机组利用小时数已经很低，却还在大规模建设新电厂。目前居民负荷是系统最大负荷的主要来源，不让居民优化用电而建设更多低利用小时数的电厂，会导致居民今后承担更大的用电成本。”

“表面上看，一些现货市场也在持续运行着，但究竟是在以市场的形式走‘计划’的路，还是在酝酿新的改革动力，仍需拭目以待。可以说目前的试点虽有孤军奋战之勇，但仍受先天不足之困，比如将市场价格上限限定在较低水平、设置固定的供需比限制市场竞争、缺乏流动性和风险管理工具等，都会制约最优的机组准入和应有的价格波动，使市场无法传递真实的价格信号。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟说。

当前，电力保供支撑经济增长的任务迫切要求市场建设绝不能仅仅停留于“看得见”，而需要实实在在地“起作用”。“既不能把发电企业让利视作改革红利，也不应将燃煤成本传导作为效益目标，更不能把双边协商、集中撮合和挂牌交易等市场竞争方式当作电力市场改革本身。而是要综合测算改革的成本收益，如通过电力市场改革实现发电侧低成本、低煤耗和低排放电源对高成本、高煤耗和高排放电源的替代，强调用户侧响应价格信号削峰填谷降低系统最大负荷和提高系统年负荷率的效果，以及削峰填谷后减少的发电和电网配套投资等，使我国电改的目标回到资源优化配置效益这一核心诉求上来。”叶泽说。

完善市场体系 支撑多元价值

在“双碳”目标的战略部署下，建设与新型电力系统运行相适应的电力市场，是电力市场化改革的题中之义。构建新型电力系统需要怎样的技术和资源，投入这些技术与资源会遇到怎样的现实挑战，是深化现货市场建设面对的首要问题。

“当前新能源已经成为电源增量的主体，未来成为存量主体也只是时间问题。在高比例新能源的电力系统中，电力的充裕性、稳定性和灵活性价值凸显，但当前的市场机制并没有为以上价值提供足够的激励。当然，这也并不仅仅是中国面临的问题，而是全球面临的共同挑战。”冯永晟表示。

以煤电为例。近年来，煤电为电力保供和系统平衡作出了突出贡献，随着新能源发电的大幅增长，煤电企业在被挤占生存空间的同时承担了更多的系统平衡责任，但其收益主要来自于电量交易和限定在发电侧的辅助服务补偿，其灵活调节、容量保障、应急备用等多维价值无法兑现经济收益。在国内外频频限电的现实挑战下，容量资源成为电力系统中最急迫的需求之一。但煤电作为当前能源市场里仍居主导地位、功能作用无可取代的电源之一，在市场中却难以获得合理的激励回报，严重影响到电力系统的容量充裕度。

而未来电力系统中的主角新能源，仍然在进与不进市场之间艰难抉择。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）针对新能源入市已经提出了明确的时间表，留给新能源的时间已经不多。但新能源进入市场，尤其是现货市场，将面临着收益下降的风险。

在现货市场中，机组报价策略科学、调节性能好的电源主体占有竞争优势，机组报价粗放、存在出力受阻或缺陷的机组相对居于劣势。新能源靠天吃饭，发电具有间歇性、随机性、波动性特点，不仅存在曲线履约难、偏差风险大等问题，还将面临着市场高价时难出力、市场低价时电量大发的窘境。从近几年各地新能源参与市场的情况来看，新能源入市后收益均显著降低。

作为构建新型电力系统所必备的核心技术和电源类型，新能源大规模、高质量发展是刚性目标，在新能源市场竞争力相对不足的现状下，仍然需要政策发力，市场驱动，保障新能源合理收益，增强新能源持续投资的市场信心。“我认为激发绿证消费市场是新能源进入现货市场的前提条件，如果新能源的绿色属性无法产生经济效益，仅仅依靠电力市场中的收益将难以可持续发展，但我国当前绿证交易采取自愿原则，成交比例低，没有形成应有的市场规模。”韩放表示，“促进绿证交易的关键是出台强制配额制度。没有强制配额，绿证交易就无法形成具有持续性的市场。”

容量保障、灵活调节、绿色低碳……支撑新型电力系统的多种价值需要不同的市场主体来提供，而以上价值的提供者，也应获得合理的长效激励。如果缺乏相应的多元价值激励机制的支撑，孤立的现货市场难以深入推进。受访专家认为，需要按照“谁受益、谁承担”的原则开展辅助服务市场、同步建立容量补偿机制、落实强制绿证制度等，促使市场形成一个完整的有机体，从而鼓励各种类型的发电资源投资，帮助参与现货的发电企业收回固定成本，科学疏导建设新型电力系统的成本，保证系统可靠性。

冯永晟强调，在电力发展与体制机制改革的任何时期，都不能放松对容量保障的重视程度。回顾我国二十年电改的历史路径，其政策导向和制度安排具有鲜明的容量激励特征。“我国电力行业最初就是围绕解决缺电难题而发展起来的，电力体制改革的内核聚焦于协调电力容量投资和经济增长需求之间的关系，从而创造了电力大国的辉煌成就。随着‘十三五’经济发展进入新常态，在供给侧结构性改革的背景下，对容量激励的引导有一些忽视，对电力系统变化的预判以及能源安全形势的把握不够准确，使得当前容量投资受到冲击。”冯永晟说，“现货市场的建设，填补了我国长期缺失的短期价格信号发现机制，但同时也需要合理保留容量投资激励的长效机制，推进现货市场配套机制建设，使多种市场交互衔接，这更加需要加强顶层设计，以系统思维构建电力市场体系，以适应电力系统变化特征、保障能源安全、满足经济增长与低碳转型对于电力行业的需求。”

明确责权边界 科学防范风险

近期，南方区域电力市场正式启动试运行，覆盖范围包括广东、广西、云南、贵州、海南等五省区，涵盖电力中长期、现货、辅助服务交易，发电企业和用户的交易选择范围更大更丰富。在全国统一电力市场体系和框架里，区域电力市场是全国统一市场的一个重要建设阶段，也是促进全国范围内资源优化配置的必要步骤。

区域电力市场建设有两种基本模式：一种是区域统一市场，另一种是区域共同市场。南方区域市场采取的是典型的统一市场模式，即区域范围内，在不考虑输电阻塞的情况下，市场主体统一报价报量，按相同规则统一出清，形成区域内统一出清价格。这种模式资源优化配置效益大，但对于不同省的利益影响和可能产生的“省间壁垒”也较大。

“随着市场范围的扩大，需要重点关注改革的成本收益计算，以及相关利益主体的利益矛盾及其处置办法，应在规划区域市场建设时开展基于成本收益分析的净收益分析，及其基于利益补偿机制的‘省间壁垒’解决办法。”叶泽说，“在电力市场背景下，‘省间壁垒’的内涵发生了变化。送出省在获得发电产值和税收等收益的同时，也将面临本省电价提高用户电费增加的损失；购入省在减少发电产值和税收的同时，也会获得降低本省电价和用户电费的收益。省间市场价格机制越充分，‘省间壁垒’会越小。从这个角度看，正是省间计划交易形成了‘省间壁垒’，省间市场交易才能够内在地消除‘省间壁垒’。”

区域市场建设进入实质性阶段，标志着全国统一电力市场体系加速构建。随着电力市场建设迈进深水区，利益格局的调整愈加深刻，政府在市场建设中如何发挥作用也成为业内一再探讨的命题。

近期，英国政府发布《2022年电力市场审查咨询文件》，其中讨论电力市场改革中政府如何发挥作用时指出，“市场将起核心作用，但中央机构始终要发挥关键作用。政府设定系统总的愿景及市场结构，保证所有人能够获得电力，保证市场的公平。由于存在市场失灵，仅凭市场力量无法实现低碳相关的目标。向净零电力系统过渡中的许多风险和机会都依赖于政策，或对社会福利的分配有重大影响，因此可能不适合完全通过市场来解决相关问题。”

华南理工大学教授、博士生导师荆朝霞认为，电力具有公用品和规模经济的特殊属性，市场和政府必须要协同发力，尤其是在能源的新旧替代叠加全球气候变化、国际金融危机、地缘政治等因素影响下，能源市场不稳定、不确定性加大，更加需要政府正确、合理发挥引导作用。

2020年8月，美国加州在持续的高温中陷入电力大规模轮停，电力市场进入紧急状态；2021年2月，美国得州遭遇暴风雪导致大范围停电，批发电价一度暴涨200倍；今年，澳大利亚国家电力市场因电力供应紧张和一、二次能源价格矛盾而暂停。多起极端事件启示我们，市场的科学设计与政府的合理引导和干预是防范风险的有效途径。

“市场的设计要制定好应对各类风险的防范机制，并提前谋划风险出现之后的应对措施，明确市场干预的触发条件和具体措施。比如近期澳大利亚国家电力市场因价格飙升、触发管制限价而暂停，本质上是按市场规则实施的干预，干预触发的条件和流程按照市场规则执行，整个暂停和重启的过程都是规范的。”荆朝霞说。

在市场经济的环境下，政府干预同样要以市场化的方式来开展。“除了解决市场失灵问题，政府的另外一个重要作用是调节分配和解决外部性问题，对一些特定市场主体进行支持，比如通过固定电价、固定补贴、差价合约等形式对新能源企业进行支持，以降低其收益不确定的风险及其融资成本；对新型储能、虚拟电厂等进行支持以鼓励技术创新；对灵活性技术进行支持以解决市场产品体系不完善时多元价值提供者的发展问题。”荆朝霞说。

最近，英国宣布要实现2035年电力部门脱碳的承诺，这需要在低碳发电容量方面增加大量投资，并对可再生能源投资设置具有针对性的支持政策。“这种政策支持也可以通过市场化方式实现，比如授以拍卖型的差价合约，或开展容量市场等。这些支持计划与一般的市场机制的差别在于其需求是政府确定的，资金通过另外的渠道获得，不是终端用户的需求激发的。”荆朝霞说，“通过市场化手段扶持特定技术，能够最大限度减少对于市场价格信号的干扰，并降低政策执行的成本，但需要注意在市场规则的基础上对支持方式和力度进行动态调整。”