观澜 | “十四五”中后期深化电力市场改革的若干思考

自2015年3月15日“中发9号文”开启我国第三轮电力体制改革以来，我国电力市场化探索步入第9个年头，从最初的缓慢推进、小心试错，到现在已初步形成规模庞大、运行平稳的市场体系，逐步建立现货电能量、辅助服务、容量价值、绿电交易、金融衍生品等多元电力商品的市场化体系，并明确了2030年建立全国统一电力市场的战略方向。面向2030年国家能源电力重大战略目标，“十四五”期间，我国电力市场化改革要同步推进“纵向深挖多元市场机制引导潜力”和“横向扩展资源市场化调度的区域协同”，推动新型电力系统的有序平稳转型。

新一轮电力市场化改革的总体原则与阶段性进展

我国电力市场化改革按照“管住中间、放开两头”的要求，实施“中长期交易为主、现货交易为辅”的改革策略，推动发用电有序放开，逐步完善“中长期+现货+辅助服务+……”的市场运行框架，提升资源配置效率和引导电力低碳转型。我国电力市场化改革进程是以2~3年为一个阶段，不断试错、纠错、创新和完善，逐步打开市场化交易局面。

第一阶段（2015~2017）：2015年出台电力市场化改革的顶层设计后，有长达两年的“空转期”为改革酝酿开局环境，避免2002年改革失败的历史重演；

第二阶段（2017~2020）：2017年电力中长期交易和现货市场试点工作的开展是我国真正迈入市场化改革的标志，并且在三年时间内取得了输配电价核定、现货试点长周期连续结算试运行和敲定中长期交易规则等标志性成绩；

第三阶段（2020~2023）：在电力保供压力陡增的局势下，我国推动煤电价格进一步放开、燃煤发电量原则上全部进入市场、工商业用户全部进入市场，电力市场的“计划”“市场”属性此消彼长的局面已经凸显，在特高压输电网络的支撑下，建立全国统一电力市场体系的条件基本成熟，以全国市场建设带动地方（省/区域）市场建设，以地方市场探索基础机制促进全国市场建设，降低市场建设成本、提高资源大范围配置效率。

我国电力市场化改革取得显著成效

市场体系建设

我国以中长期交易替代计划发电制度，衔接现货交易实现电能量的市场化出清，可以减轻改革阻力，实现“计划”到“市场”的平稳过渡。全国首批8个电力现货试点地区均开展了出清结算试运行工作，试运行期间电网运行安全、市场运行平稳。截至2023年1月，全国已有21个省市/地区启动现货市场试点，覆盖全国近80%的用电量。同时，我国加快推动省内和省间辅助服务市场建设，完善服务定价、产品种类、主体范围、交易规则等关键细则，调动各类灵活调节资源的服务积极性，适配高比例新能源跃升式发展的需求。山东、广东、云南等省份正在探索容量机制，作为“中长期+现货+辅助服务”市场体系的补充，给予保供机组合理回报，提升新型电力系统的长期容量充裕度。

放开市场化电价

2021年10月，在煤价大幅上涨引发大规模缺电问题的形势下，国家发改委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求燃煤发电量原则上全部进入市场，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%（高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制），电力现货价格不受上述幅度限制，在平稳电价的同时，进一步释放市场化电价“能涨能跌”的引导能力。从市场运行状况来看，中长期电能量成交均价低于现货市场均价，且现货市场的日前成交均价低于实时均价。以广东电力市场为例，2022年广东省中长期市场成交均价0.499元/千瓦时，现货日前均价0.572元/千瓦时，现货实时均价0.602元/千瓦时、价格波动范围在0.048~1.181元/千瓦时。以中长期交易锁定价格、稳定市场预期，以现货交易反映市场供需状况、优化资源配置组合，能够强化“有效市场”的角色作用。

市场化交易电量

2022年，全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%，市场在促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。从交易形式来看，我国电能量的市场化交易是以中长期双边协商交易为主、约占总交易量的78%，现货交易电量所占比重较小，体现了“中长期交易为主、现货交易为辅”的市场运行思路。从跨省跨区市场试运行情况来看，南方区域现货市场于2022年7月23日启动不结算试运行，并于12月开展了连续2天调电运行，初步实现了区域电力现货交易与电力生产运行的有序衔接；2023年1月，北京电力交易中心充分发挥省间中长期市场连续运营作用，共开展多月、月度、月内增量交易52笔，交易规模547亿千瓦时；2023年3月27日，《2023年南方区域电力市场中长期交易总体方案》发布，预计全年南方区域市场化交易规模可达11196亿千瓦时左右。

市场化引导转型

电力市场体系及市场化电价机制的逐步完善，为各类电力资源发现自身功能价值提供了机会和平台，引导电力转型。按照中长期交易稳定长期供需、现货交易引导短时供需平衡、辅助服务交易激励灵活调节服务、绿电交易发现绿色电力环境价值的市场作用，在新能源消纳与平价发展、源荷资源的出力与负荷调节、灵活调节资源的经济激励等方面逐步调整电力资源的竞争格局，将新能源发展由保障性收购转向市场化消纳与定价，将常规电源行政调峰转向市场价格信号引导，将辅助服务产品与主体范围进一步扩大，推动新能源行业进入成熟商业化阶段，并探索激励灵活火电、抽水蓄能、新型储能、需求响应等调节资源积极保障电力系统平衡的有效机制。

电力市场体制机制存在的短板

辅助服务市场不完善会拖累现货市场

现货市场以边际电价出清的原则有利于新能源优先上网，而高成本的火电机组在电力供需紧张时段才可能会在现货市场被调用（机组在现货市场不被调用时，可按中长期交易执行出力计划），这类火电机组的部分容量被闲置、压低出力运行，反而使得度电发电成本上涨，影响中长期交易的利润。对此，这类机组可能会采用低报价策略获取现货市场出清发电空间，通过维持高负荷运行保证“中长期+现货”交易的总体利润不受太大影响。这种“恶意”竞价的行为虽然可以降低短时的市场出清电价，但是对于市场秩序的平稳运行和发电侧的长期效益是有破坏性影响的。此时，引入辅助服务市场作为现货市场的补充，可以给予机组空闲容量额外的盈利机会，但是如果辅助服务机制不合理，例如服务定价、成本分摊、产品设计等存在缺陷，机组空闲容量参与辅助服务加上中长期交易的获利，不及机组压低报价后获得的“中长期+现货”总体收益，是无法吸引机组空闲容量参与灵活调节服务的，也就难以达成设计辅助服务市场补充现货市场的目的，从而拖累电力现货市场的发展。

目前，我国的辅助服务市场仍在初期探索阶段，一方面，我国辅助服务定价偏低，2021年，我国辅助服务补偿费用共307亿元，约占全社会总电费的0.9%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%；另一方面，我国电力辅助服务费用主要在发电侧内部分摊，并未将成本压力传导到用户。2021年12月，国家能源局出台了新版《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号），对市场主体、服务产品、定价原则、分摊机制等辅助服务市场建设指导细则进行修订完善，但距离落地省级市场的可行操作层面还有较大差距。

电力保供压力下可靠容量的稀缺性价值未得到充分重视

2021年大范围缺煤限电和2022年四川高温干旱严重缺电的连续重大电力安全事件，将“保供”重要性提升到了新的高度。在新型电力系统构建和电力市场化改革的过程中，我国依托庞大的煤电机组体系来保障供电可靠性的做法正在失效。一方面是新型电力系统供需结构特性的变化对可靠灵活资源的要求更高，煤电在快速爬坡、短时调节、启停调节等方面的性能表现不佳，其他类型可靠灵活性资源逐渐被重视，但部署规模远未达到决定电力系统可靠性的程度；另一方面是电力市场缺少电力可靠容量的有效定价机制，尽管放宽了煤电（中长期）电价的浮动范围、提高了现货电价上限（山东、山西的出清价格上限是1.5元/千瓦时），但针对煤价波动的煤电中长期电价“顶格”浮动、短时现货电价上限“不够高”，不能为可靠煤电机组提供与保供服务价值相当的收益。煤电在经历我国电力体制机制改革的“阵痛”后，正逐渐转换自身角色定位，在未来很长一段时间内仍将发挥重要的兜底支撑功能，如果缺少合理的价值回报，尤其是缺少可靠容量服务收益的激励，企业自身的可持续经营和电力系统的供电安全都将面临很大挑战。

建设全国统一电力市场面临重重障碍

全国统一电力市场建设的一大障碍就是省间衔接的行政壁垒。省级政府负责地方经济发展，因此往往优先考虑地方的发展利益。在电力部门，各省负责电力发展规划、省内电力市场的运营和调度及核定输配电价格等重要事务，倾向于优先开发利用本地的电力资源，以拉动当地的经济增长。虽然我国建立了完备的跨区跨省网架基础、鼓励跨区可再生能源消纳、并在南方区域电力市场开展试运行，但省间电力市场化改革尚未触及以省级为主导单位的电力体制核心问题，地方仍以完成政策指标任务为主要出发点参与跨省跨区电力交易，有限的区域协调和行政调度激励限制了省间电力输送，从全局思维和市场角度推动区域资源高效流动的局面远未成熟。

优化电力资源配置的国家级平台功能不完善，以及各地市场化进展差异，不利于全国统一电力市场在实现“双碳”目标过程中发挥重要作用。省级电力交易体系对省内电力基本平衡和省内电力资源配置有很好的优化引导作用，但对于“省内电”“省外电”“外送电”的协调能力不足，交易主要依靠政府指定的长期合约，难以动态、准确地反映电力的真实价值。我国省间电力交易机制尚未完善成熟，国家级电力交易平台发挥统筹协调区域资源调度出清的全局性作用的能力也有限。同时，不同省份市场阶段进展不一带来的交易衔接问题，易引起利益攸关方之间的矛盾冲突。

对“十四五”中后期电力市场改革的若干建议

“纵向深挖”：以现货电能量市场为轴心，完善辅助服务市场机制适配新能源跃升式发展，完善容量补偿机制作为新型电力系统保供的过渡手段

“现货+辅助服务+容量”的组合机制分别对应电能量（千瓦时）价值、电力调节（Δ千瓦）价值和有效容量支撑（千瓦）价值，三个市场的合理价格机制衔接发现“电”的服务价值（叠加绿电市场可以反映电能的环境价值），有利于更为直观地理清市场主体权责与疏导各项电力成本，从而调动各类资源参与电力系统平衡的积极性。

提升灵活调节和可靠供应能力是构建新型电力系统最为紧迫和核心的工作。根据新型电力系统物理特性和转型结构性矛盾，现货电能量市场分时出清电价要真实反映电能的时空价值，引导市场主体调整自身策略（例如发电商机组出力安排、用户的用电计划、储能的充放电等）；辅助服务市场要完善产品定价和成本分摊机制，以合理回报吸引可调节机组参与辅助服务，并丰富辅助服务产品种类，例如快速爬坡、动态响应，平抑新能源波动性、保证电能质量；以容量补偿过渡到容量市场的方式，对提供实时有效电力容量服务的资源进行浮动性补偿（补偿针对服务效果而非容量本身），避免电力供应紧张时出现极高稀缺电价或市场限价下短期发电成本难以回收的负面问题，分散市场主体价格风险。在全国统一电力市场框架下，我国要加快构建适应新型电力系统减排与保供需求的，涵盖电能量、辅助服务和容量机制的全方位市场机制。

“横向扩展”：探索建立省间二级市场，完善区域电力现货市场机制，协调强化省间电力资源互济

2017年8月，国家电网启动了跨区域省间富余可再生能源现货交易试点；2021年11月，国家电网印发《省间电力现货交易规则（试行）》，在跨区域富余可再生能源电力现货试点的实践基础上，进一步优化完善省间电力市场交易体系。国家发改委发布的《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）指出，条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。省间二级市场是作为当前省间电力现货交易机制和全国统一电力市场体系的衔接过渡，与省间双边交易相比，其允许各省之间的多边交易在全国市场或系统运营安排的基础上单独进行，在省内低成本资源优先平衡预出清的基础上，以电力盈余或容量耦合模式在全国日前市场对各省自愿参与的超额电量（不止是富余的可再生能源电量）进行竞价出清。这种省间二级市场的运作模式允许在更大范围内更好地共享资源，同时保留差异化的省级电力市场设计、价格形成和运营自主权，便于逐步过渡到全国统一电力市场体系。需要注意的是，市场过渡过程中要加强国家主管部门对市场的监督，利用好价格工具和透明磋商协调解决省级/区域市场设计衔接的利益冲突问题。