新电改8年 | 新型电力市场机制探索与发展趋势

在统筹推进电力商品四维价值市场体系建设过程中，重点做好几个衔接：中长期与现货市场的衔接、电能量市场与辅助服务市场的衔接、省内或区域内市场与省间市场的衔接、绿证（电）市场与配额制及碳市场的衔接。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者:赵克斌）

自电改9号文发布实施以来，电力市场化进程已势不可挡。2023年，全国统一电力市场体系加快建设，电力现货市场在全国范围内全面铺开，绿证（电）交易谋求根本性突破。电力市场的发展趋势是逐步建立多元电力价值体系，电力商品的电能价值、调节价值、容量价值、绿色价值“四维价值”市场体系建设将统筹推进，除电能量价格向用户传导外，调节成本、容量成本、绿色责任承担也都要逐步向用户传导。在本轮电改启动8周年到来之际，对电力市场进行不同角度的回顾与展望是非常必要和有意义的。

电力商品的特性

决定了电力市场的特性

电力市场的特殊性。电力商品具有两个突出特性：一是不宜储存；二是发、输、配、用连续不间断实时平衡。通俗地讲，电是即用即取（产）的。众所周知，电力商品交易其实是电力负荷曲线交易，而不是电量交易，电力交易具有连续不断的时空交付特性，分时价格是电力这一特殊商品的重要特性。无论是中长期市场还是现货市场，具有时空特性的电力曲线交易应当遵循“同电力商品同电力价格”的原则，而同地点、同时间、同电力曲线就是“同电力商品”，这个解释可以看作是电力商品的“同质同价”原则。当然，电力市场与其他市场一样，目的是解决两个问题：一是发现电力价格；二是实现电力平衡。

电力市场组成与模式。从时间维度分，电力市场包括中长期市场与现货市场；从交易渠道分，包括批发市场与零售市场；从交易品种分，包括能量市场、调节市场、容量市场等；从市场性质分，包括实物市场与金融市场。按照电力体制改革配套文件，我国电力市场模式包括集中式市场与分散式市场两种模式。我国试点省区大都采用集中式市场模式，中长期市场为带曲线电力交易的差价合同模式。

边际出清价格机制。电力现货市场上的边际出清价格机制，主要包括系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价等具体价格形成机制。实际就是由负荷曲线对发电侧由低到高报价出力，理论上也是边际成本由低到高叠加而成平面的切割，当某一时刻负荷低或者新能源大发时，现货价格就低，反之现货价格相对就高。

中长期市场与现货市场的关系。中长期市场与现货市场是组成电力市场不可分割的两个部分。中长期市场通过实物合同、差价合同及期货等金融衍生品，为规避现货市场的价格波动，提供了让双方共同承担价格风险的方法。主要功能是锁定收益、规避风险；或者说是具有锁定价格、对冲风险的作用（注：对新能源发电而言，中长期合同的这一重要功能与作用却难以实现）。中长期合同与原有的直购电不同，是带曲线的电力合同而非电量合同。现货市场集中竞价上网过程中，考虑了电网实际的安全约束，体现了电力系统运行的物理条件，实现了资源优化配置与电力系统的实时平衡。建设电力现货市场是为了形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号。我国电力市场推进过程中，先有直购电，后有现货市场。现货市场试运行后，反过来暴露出中长期电量市场的不适宜性，而现货市场运行的必要条件是中长期电力合同带曲线，所以产生了中长期市场与现货市场之间的衔接问题。中长期带曲线合同的签订与执行是对电力市场的真正大考。或者说，与现货市场相衔接的中长期电力市场才是主战场。

大用户直购电交易成为“历史”。2016年以来，全国直购电交易驶入“快车道”，直购电交易电量逐年增长，占电力用户用电量比例逐年提高，直购电交易已成为各省工业企业降成本最直接、最有效的措施之一。随着电力市场化改革的深入推进与逐步完善，电量交易被电力交易取代，发电厂单边大幅“降价让利”的直购电量交易成为“历史”。基于中长期曲线合同风险及“同质同价”原则，带曲线的中长期电力合同，新能源不可能有太大降幅，这从用户视角更容易理解。

增量配电等新业态改革受阻。增量配电业务改革作为输配分开的一种探索，在全国各地曾热火朝天地推进试点工作，但增量配电网成功案例寥寥无几。究其原因，输配电价结构不合理是主因。2017年12月，国家发改委印发了《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，为各省市区制定增量配网配电价格机制提供了原则性的指导。事实上，电压等级间存在严重的交叉补贴，省级电网输配电价电压等级间差价普遍过低，增量配电网改革的必要条件在大部分省区无法满足。

分布式发电市场化交易受阻。可再生能源分布式发电市场化交易是国家推出的促进新能源就地消纳的重要改革举措，自2017年以来已连续推出多个试点项目，但真正运行的试点项目屈指可数。“过网费过低”是最重要的原因。通过探究过网费过低的原因可以发现，这主要是输配电价结构不合理、低压配电价格过低、交叉补贴未厘清导致的，在配电费无法覆盖配电投资的情况下显然行不通。输配电价结构不合理、低压配电价格太低，使得“隔墙售电”政策无法兑现。

新能源高占比电力市场的

现货价格特性

现货价格由谁决定？在传统能源一统天下的情况下，现货价格曲线与负荷曲线具有高度一致性，从某种意义上讲是负荷决定价格。发电负荷报价由低到高横向水平平铺叠加，其报价对应的出力相对可控，负荷高时切割出的电价就高，负荷低时切割出的电价就低，现货价格曲线与负荷曲线具有高度一致性。新能源高占比环境下，相比用电负荷的变化，新能源发电出力大小变化完全决定着现货市场的价格与走势。

现货市场报价中的角色。火电机组充当价格策略者，新能源是搭便车者或价格接受者。新能源高占比系统，火电机组虽然占比不高，但火电机组往往是边际机组而且容易行使市场力。

现货市场限价的意义与作用。现货市场价格上/下限价对出清价格有必然影响，进而明显影响市场主体的利益。在实际操作中，现货市场价格上/下限设定不得不考虑各方接受能力与意愿。如某省2020年底现货价格持续全月“天花板”，现货试运行被迫叫停；2022年初为储能应用而拉大上/下限设置变化，结果用户难以接受后又缩小限价差；这也充分说明电力市场是人为设计的市场。

现货价格是“锚”。现货价格与中长期价格的相互影响关系中，现货价格是“锚”，所以1439号文“煤电中长期市场交易价格浮动范围基准价±20%”的规定具有局限性，会造成电煤价格在长期高位下，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本。“基准价+浮动机制”需要完善，要么动态调整煤电基准价，要么放宽浮动比例，要么直接取消浮动比例限制。

电力现货“地板价”与“天花板价”频繁出现。新能源高占比市场下，由于新能源的发电特性，“供端”特性也被彻底改变；变化无常的供应特性，决定了变化无常的价格特性，“地板价”与“天花板价”频繁出现，造成新能源高占比市场中电力现货市场价格分布是独一无二的。这种供应特性与价格特性所带来的变化、影响及风险，是新能源高占比电力市场必须创新设计的因由。

净负荷曲线呈现“鸭子曲线”现象更加明显。受光伏日发电曲线影响，白天发电量会超过用电量，但在傍晚太阳能发电停止时，电力需求却急剧上升，这种现象就是“鸭子曲线”。新能源高占比及“鸭子曲线”现象彻底颠覆了传统峰、谷、平电价存在的基础。

电力现货价格具有季节性特征。这主要是由水火发电具有明显的季节性特征所引起。近两年，受煤炭供应紧张、价格高涨及迎峰度夏加之来水偏少等因素影响，某省的年度现货价格呈现冬夏“双峰”现象。

传统的峰、平、谷价格特性被颠覆。新能源高占比市场下，无论是日内现货价格还是日现货均价都颠覆了传统的峰、平、谷价格特性。现货电价与人为划分的峰、平、谷分时段电价不一致。由现货电价替代目录分时电价成为必然趋势。

相关市场主体价格变化趋势。以某省为例，煤电机组、新能源、水电结算价格分别是基准价的133%、71%、103%左右。用户价格主要受煤电发电、电力系统成本、供需关系及市场化政策实施等影响，呈现上涨趋势。

新能源高占比

对电力市场带来的影响

加剧了现货价格波动。新能源发电的随机性、波动性、间歇性导致电力系统平衡中由相对稳定的用户侧的“单随机”变为极不稳定的发用两侧“双随机”，加剧了现货价格波动。此外，现货价格曲线与负荷曲线的一致性现象被改变；传统的峰、谷、平电价政策的作用将受到严重影响和扭曲。

抬升了辅助服务价格。新能源大规模投产后，对系统提出了非常高的灵活性调节要求，快速爬坡、转动惯量等需求大增。由于系统灵活性不够或调节能力不足，使得其利用率降低、弃电率增加，同时抬升了辅助服务价格。

影响了系统可靠供应。零边际成本的新能源高占比背景下，现货出现低电价或负电价频率升高，对煤电机组产生“挤出效应”，较低的利用小时是煤电机组的新常态，进而导致系统容量充裕度下降，影响系统的可靠供应。

市场需要重新设计。现行市场交易机制更多是针对常规电源特点设计的，不符合新能源出力特性，导致新能源在连续成交的电力现货市场缺乏竞争力，且承担了大部分市场运营费用。高占比新能源使得传统能源为主的电力现货市场模式、报价出清机制面临适应性等调整，以更好地引导源网储荷良好互动。同时，要高度重视新能源参与市场机制的研究与设计。

新能源参与现货市场后收益下降。比起保障性收购政策，新能源参与现货市场后收益肯定是下降的。根本原因是电力市场能够体现调节（包括调峰）价值，有利于可控或可调节性电源，而风力发电不可控、不可调节，从电能质量上俗称“垃圾电”。具体表现是新能源参与现货市场面临量、价两个方面风险，“正现货低电价，负现货高电价”是常态。可以预见，电力价格市场形成及在配额考核和绿色证书交易机制下，与原本的标杆电价政策相比，新能源发电项目收益的不确定性必然会增加，但这也是市场化改革的应有之义。随着电力市场化改革的深入推进，全面取消各类电源发电量计划和标杆电价政策后，电源投资的不确定性都将大大增加。同样，市场化环境中，比起原有的目录电价，用户的市场用电价格的变化或风险是显而易见的。

新型电力市场发展趋势

第一，在供给侧结构调整、能源转型以及“双碳”背景下，如何建设适应新能源高占比的新型电力市场，是当今世界和我国电力市场演进中面临的新趋势和新挑战。电力市场的新挑战来自：新能源给新型电力系统与市场带来的问题。一是电价的确不好说清楚；二是对电力市场建设存在畏难情绪。最近，《电力现货市场基本规则》还在征求意见，说明电力市场建设难在各方是否真正准备好了接受电力价格的市场形成机制，以及市场机制带来的“危与机”。当然，我们也必须认识到，市场不是万能的，电力市场从本质上讲是一个人为设计的市场。

第二，如何破解“能源不可能三角”，方法是建设清洁低碳安全高效的能源体系。

第三，新能源高占比下，电力系统对灵活性或调节性，以及容量保障或可靠性的需求大增，这为储能市场包括煤电灵活性改造及煤电转型打开了大门。与此同时，电力市场需要重新设计。

第四，市场的归市场。凡是市场主体，包括新能源全部参与市场是必然趋势。同时，价格管制要慎重，特别是必须避免地方不合理的行政干预。

第五，电力市场的发展方向是多维度价值体现，除电能量价格向用户传导外，调节成本、容量成本、绿色责任承担也都要全部向用户传导。经济性不合理的保供不可持续。

总之，我国电力市场建设，一是看着石头过河。问题能够看清楚，困难或难题都能够看见，所以很多政策规则是过渡性或阶段性的。二是开弓没有回头箭，电力现货市场将在全国范围内全面铺开推进。三是在统筹推进电力商品四维价值市场体系建设过程中，重点做好四个衔接：中长期与现货市场的衔接、电能量市场与辅助服务市场的衔接、省内或区域内市场与省间市场的衔接、绿证（电）市场与配额制及碳市场的衔接。四是研究或探索电力期货市场。需要补充说明的一点，对每个市场主体而言，他们的关注点是电力市场的价格形成机制能否确保其投资回收。首先，投资能否回收需要一个有效的市场；其次，技术进步及成本也是至关重要的；一些新技术、新应用可能需要政策扶持；技术相对先进、成本又有优势的新技术一定会在广阔的应用市场脱颖而出。

下一步，市场建设将面临以下五个重点任务：

重点任务一：完善电能市场，继续做好中长期与现货市场的衔接。站在市场主体角度上看，政策争取与解读、市场分析与研判、交易策略制定与实施、复盘分析与总结是电力交易工作的四个重要环节。与此同时，电价走势是市场研判的核心；仓位控制、风险防范是电力交易的重心；提高收益是电力交易的目标。所以，不能硬性规定中长期签约比例。强制要求中长期签约比例是对电力中长期合同“压舱石”作用的曲解。中长期签约比例本质就是中长期“仓位”控制问题。而中长期“仓位”控制应遵循一个基本逻辑：通过对现货价格走势预判，超前并动态做好中长期电量“加仓”和“减仓”，以降低风险，增加收益。

重点任务二：完善电能市场，探索新能源参与市场模式。首先，对新能源而言，关键和难点之一是如何真正全面体现“能量+绿色”两个方面价值。其次，新能源参与市场模式有两种选择：一是PPA投资形式，二是“现货直销”模式。新能源去补贴、绿色消费责任目标、市场化消纳新能源，以及考虑新能源发电特性的市场机制设计，是欧洲近年来兴起PPA的背景和方向。但其本质都是新能源相对固定电价上网，确保新能源项目的投资预期可控。

重点任务三：辅助服务市场，体现灵活性调节价值。首先，现货市场可以替代调峰市场。平衡（如调峰）能够找着服务或受益对象，调节（如调频）找不着受益对象。第二，完善辅助服务价格机制，通过辅助服务市场与电能量市场联合出清等方式体现机组的机会成本。第三，开展新型辅助服务市场设计，包括调频、备用、快速爬坡、转动惯量等，合理分摊疏导系统调节成本。第四，新能源高占比抬升了辅助服务价格，增加了系统成本。但是，辅助服务是电力系统的公共物品，其与调峰不同，不存在“谁受益，谁负担”的问题。所以，系统调节成本分摊必须向用户侧有效疏导。要尽快完善电力辅助服务市场机制，建立更为有效的系统成本疏导机制，合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例，支撑新型电力系统建设。

重点任务四：容量市场，反映或体现容量价值。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。“双碳”背景下，煤电将向基础保障性转型，有利于实现煤电与可再生能源发电的协调发展。构建以新能源为主体的新型电力系统，煤电在为系统提供灵活性与可靠性方面具有不可替代的作用。随着可再生能源的迅猛发展，提高电力系统可再生能源的消纳能力，保障电网的可靠运行，成为世界性的重大课题。总之，容量市场的意义在于补充机组在能量市场中的收入，确保长期投资的成本回收。容量市场需求是为了满足可靠性管理的需要。各地可根据实际需要，分轻重缓急，对稀缺定价机制、战略备用机制、容量成本补偿机制、容量市场机制进行必要的探索。需要提醒的是，随着全国统一市场的建设，在更大范围的市场资源配置中，建设以省为界的容量市场要慎重。

重点任务五：绿证（电）市场，如何体现新能源的绿色价值。能源转型是必然趋势。新能源逐步成为电力电量主体，是新型电力系统较传统电力系统的最重要改变。当前面临绿色价值难以体现的问题，在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低。目前的可再生能源消纳责任考核制度只对省级行政区域进行考核，没有体现售电公司、电力用户等个体消纳绿色电力的责任。在自愿购买机制下，绿证、绿电市场成交规模较低。另外，当前绿电市场限于中长期交易，在与其他交易品种的定价、出清及执行衔接方面存在一定矛盾，加上全国性的环境市场仍未健全，绿电市场对于新能源的环境效益效果仍难体现。建议完善绿证（电）市场交易，建立新能源“绿证（电）交易+强制配额”制度，促进清洁低碳发展，体现绿色环境价值。关键是，一要落实配额制，即消纳责任权重；二要绿证（电）市场与碳市场联动。这样才能实现国内、国际市场的衔接。