钟声：南方区域电力市场建设的进展、挑战和建议

随着《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）的印发，中国电力市场建设换挡提速,电力市场化改革也迈入了新阶段。南方地区历来是改革的热土。在电力体制改革方面，南方区域始终走在全国前列。在国家相关部委的指导下，市场主体共同努力，基本建成了以中长期为压舱石、现货为风向标、辅助服务为调节器的市场格局。中长期市场日趋成熟，实现全时序、多品种、细颗粒、跨省和省内市场有序衔接的交易系统。未来在区域市场中，南方五省区统一推进。辅助服务市场已实现五省区全覆盖结算运行，有力促进了电力供应与清洁能源消纳，为加快打造区域电力市场标杆、加速构建多层次统一的高质量电力市场体系，提供坚强支撑和保障。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：钟声）

南方区域市场运营最新进展

第一，市场活跃，发展迅猛，已经成为引领行业发展的信号源。截至2022年底，南方区域共注册市场主体超过13万家，同比增长48%。2022年，南方五省中长期交易电量7389亿千瓦时，同比增长27%，占比超过50%，已成为全社会不可忽视的信号源。其中，清洁能源交易电量3281亿千瓦时，占比44.4%。从具体省区看来，云南直接交易电量占比66%，位居全国最高，广东直接交易电量2888亿千瓦时，规模位居全国第二。

第二，南方（以广东起步）电力现货市场是全国首个启动模拟试运行和结算试运行的现货市场，经历多重考验，成为业内标杆典范。一是成功应对多轮次挑战，坚持结算运行不停步。自2019年启动短周期结算后，南方电力现货市场先后经历了供应富余和供应紧张极端场景的考验，尽管各方对于现货价格信号一度提出各种质疑，但政府主管部门和市场运营机构顶住了舆论压力，坚持开展结算运行，2022年11月，运行满一周年，市场成效在实践中得到了充分检验。二是市场开放透明，运行约束少，优化自由度高。2021年，结合电煤市场形势，率先制定与电煤价格联动的报价、出清价格上限。要求零售合同中批发零售联动比例不低于10%，向用电侧充分释放价格信号，鼓励用户主动削峰。三是分摊返还持续优化，市场机制更加健全。目前广东市场中的不平衡资金分摊项目包括发用不平衡类、考核补偿类、收益调节类共16项，探索出公平合理的分摊方式，被其他省份充分借鉴，已经成为统一市场下的分摊费用样板。

南方区域（以广东起步）现货市场于2019年在全国率先启动按日、按周结算试运行，分别于2020年8月、2021年5月完成按月结算试运行，2021年11月启动连续结算并持续至今。主要体现了五个方面的运行成效：一是促进了节能减排。低能耗、高效率的机组发电成本低、竞争力强，在中长期和现货市场优先中标发电。二是较好地体现了电价的时空特性。日前现货价格与市场需求变化趋势吻合，而且东西部地区出清价格存在较大差异。三是实现了价格能涨能跌，促进电力行业可持续发展。四是优化了系统运行，促进了保供稳价。供应紧张时期的高价可以激励发电、减少停运，富裕时期的低价鼓励电厂释放调峰潜力促进清洁能源消纳。五是对电网规划建设起到了引导作用。现货价格信号促进发、输、用电优化调整投资布局。广东现货运行工作为下一步南方区域电力市场运行提供了宝贵经验。

第三，彰显了省间市场资源配置、余缺互济的作用。一是随着南方供电形势和需求的变化，省间市场交易持续高位运行。南方区域西电东送省间通道送电能力达5800万千瓦，在汛期基本满功率运行。二是跨大区交易不断丰富，与国家电网经营区在疆电送粤、三峡送广东的基础上，新增闽粤联网交易。三是灵活的余缺调剂，确保了区域内电力的有效供应，清洁能源充分消纳。2022年，受疫情、天气、一次能源供应等多重因素影响，南方电力供需形势严峻复杂，盈缺数次急转。通过常态化跨省周交易，累计优化调减贵州外送电量200亿千瓦时、云南外送电量80亿千瓦时，全力支持云贵存煤蓄水；抓住汛前来水偏丰的机遇，调增云南外送电量55亿千瓦时。针对广西新能源占比高、增长迅速的特点，通过省间市场实现跨省消纳。

第四，省内市场资源优化的功能因地制宜、百花齐放、不断创新。在现货基础上，广东创新了中长期分时段多日交易，探索新能源参与现货交易的机制。云南可再生能源占比高，中长期趋于成熟，已实现连续日前交易。云南市场开放程度全国最高，市场化用户达到7万家26万户，针对用户多的特点，打造了“来淘电”零售交易平台，极大提高了零售交易的效率。广西针对独特的电源结构，在全国率先实现了水、火、核、风、光、气全类型电源参与市场交易，地方电网及其用户也都能参与市场交易。贵州针对火电比重较高，推行“基准+浮动”的价格机制，有效疏导发电成本。

第五，绿电、绿证交易“守正创新”。在国家有关部委指导下，依据系列政策文件要求，积极推进绿色交易，在顺利开展绿电、绿证交易的基础上不断创新。一是五省区统一发布绿电交易规则，统一建设绿电交易平台。二是首创绿电认购交易，满足非市场化用户的绿电消费需求。三是创新为客户提供绿电消费溯源查证服务和绿电消费报告服务。

从交易情况看，南方区域绿电交易表现为潜在需求大，东部更甚。现阶段，绿电交易价格接受度高，更受青睐。2021年9月以来，南方绿色电力交易累计成交超73亿千瓦时，占全国绿电总交易量的14%，其中广东达45亿千瓦时，交易规模持续增加，绿电价格逐步提升。2022年9月，进一步开展了绿证交易，通过机制激励用户侧消费绿电。截至目前，共收到绿证交易意向20万张（折合电量2亿千瓦时）。

南方区域市场建设情况和思考

南方区域市场建设取得积极进展和显著成效的同时，还存在以下问题，包括：各地市场千差万别，标准不一、规则不一，市场壁垒影响了资源配置效率和清洁能源消纳效果。各地政府“有形的手”存在政出多门、干预频繁的情况，且产业布局人为特征明显。为进一步深化改革，2022年1月，国家批复了南方区域市场建设方案。自此南方区域电力市场建设进入一个新阶段。

第一，南方区域电力市场建设的背景。党的二十大报告指出，构建全国统一大市场、充分发挥市场在资源配置中的决定性作用；推动高质量发展，鼓励区域经济协调发展。发改体改〔2022〕118号文提出，健全多层次统一电力市场体系，鼓励建设相应的区域电力市场，优化区域电力资源配置。南方电网公司贯彻落实党的二十大精神和国家部署要求，印发《贯彻落实<关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见>的实施方案》，全力建设南方区域电力市场，做全国统一市场体系建设的探路者，为全国更大范围的市场融合提出可行性方案。

第二，南方区域电力市场建设的总体情况。本轮改革是在国家发改委、国家能源局的直接指导下，由南方电网公司及国家能源局派出机构负责具体实施。区域市场建设设计了五个关键性工作。一是区域现货出清核心计算系统，可同时满足4000个节点、1000台发电机组、1600个断面优化。相比广东现有的计算系统，节点数增加3倍。二是规则方面，设计了“1+N+5X”规则体系，按照“区域全统一、指导分省细化、各省自定”三个层次组织编制。2022年7月印发了不结算试运行版，结算版计划在2023年6月底前出台。三是南方区域电力交易平台核心功能已基本完成，既满足统一性，同时也满足各地本地化应用。四是统一的市场管理和风险防控，进一步统一各地市场标准，同时建立高效协同的防控机制。五是交易机构的深化改革，建立更适于区域市场的交易机构体系。全面完成南方6家交易机构股权调整，电网公司持股比例全部降至45%以下，创新实施了交易机构间交叉持股，持续完善企业治理，推动独立规范运作。

2022年12月开展的调电试运行是南方区域市场建设的里程碑事件，标志着市场建设迈出坚实一步。此次调电试运行有163家电厂、392个交易单元参加。从结果来看，现货优化方式代替人工方式，出清结果自动下发到发电机组并顺利执行。从特点来看，一是全天价格走势与系统负荷趋势一致；二是反映出大市场确实优于小市场，特别是西部水情较好时，在爬坡和顶峰阶段，清洁高效机组更有利于调用。

下一步，南方区域电力市场将于2023年第二季度完成多日调电运行。结合技术条件、市场条件、政策条件的准备情况，将于8月开展1～3天的“广东+部分省区”商业结算试运行，年底前择机开展五省区短周期商业结算试运行。广州电力交易中心梳理了技术条件、市场条件、政策条件三个维度20项的前置条件，确保试结算工作平稳有序。

第三，南方区域电力市场建设面临的挑战。南方区域电力市场已经具备规则、平台、计量等基础条件，但目前还有一些涉及利益调整的关键性问题，包括：区域市场启动以来，西部各省价格均高于历史中长期价格的问题；不同成本电源如何同台竞价；外来电引起的负代购问题；发用电放开问题；不平衡资金分摊问题；如何把握供应紧张环境下的市场推进节奏；不同市场模式切换如何衔接；面对新能源大规模接入如何统筹协调调节性电源与新能源收益等一系列关键问题。南方区域电力市场建设面临的问题不是区域市场独有的，而是各省甚至是全国统一市场建设肯定会遇到的共性问题，必须要攻坚克难，着力突破。

第四，对本轮区域市场建设的再认识和思考。与上一轮电改相比，本轮区域市场建设具有以下显著特征：一是政策环境变化。本次区域市场建设是在国内大循环、国内国际双循环、全国统一大市场体系改革的背景下开展，大局意识不断提高。二是市场意识提高。本轮区域市场建设处于改革红利释放的末期，全球性能源供应形势趋紧。尤其是“双碳”目标下，绿色用能改变成本的预期，在保供稳价背景下，对市场价格波动承受能力有所增强。三是市场建设基础坚实。前期市场建设的丰富经验，为区域市场建设打下了坚实的基础。四是政策、环境好。南方区域具有显著的比较优势，具备区域协调发展的西部资源条件和东部经济基础。通过区域市场建设，可实现大范围资源优化配置，支撑区域经济的协调发展。

第五，南方区域市场建设路径和思路。建议按照“帕累托改进”原则积极稳妥探索区域市场路径。一是要抓大放小、聚焦区域现货的灵活调剂作用。区域现货以各省平衡为边界开展联合出清，实现更大范围、更多方向的余缺调剂，可以实现全区域平衡。区域现货在省间优先计划的基础上逐步释放省间通道的优化空间，稳步扩大余缺调剂规模。二是要以空间换时间，稳步推进现货价格应用。区域现货价格定位于反映供需的灵敏信号，各省可结合实际制定申报、出清及结算限价等措施，实现统一出清分省应用。三是分阶段、分批次推进商业结算。五省区逐步纳入区域现货市场，最终实现全域长周期结算试运行。四是防微杜渐，抓好风险防控。丰富完善市场管理、信用评价、风险防控机制，应对未来区域市场可能存在的价格波动风险和诚信履约风险。

第六，南方区域市场建设的有关建议。一是加强多层次市场的协调。电力市场是能源市场的组成部分，需要统筹兼顾，作为复杂的市场更要基础牢固，防止出现“牛鞭效应”，还要加强一次和二次能源市场的协调。二是转变经营观念，优化调整运营体系。对市场主体来说，过去只要安全发电就可以完成任务，现在还需要同步考虑报价策略。同时建议发电集团建立与市场相适应的运营体系，包括加强内部沟通协调机制，适应在建市场和在运市场模式的切换，熟悉掌握两套市场体系和规则。

总体来说，南方区域电力市场定位于落实区域协调发展战略，对接港澳、辐射澜湄区域，坚持优先计划，中长期、现货和辅助服务市场一体化设计，整体推进、有效衔接，从跨省区与省内市场联合运营逐步推进到区域市场一体化运作，未来作为整体融入全国统一电力市场。南方区域电力市场致力于打造市场融合、机构融合的改革示范，将为加快建设全国统一电力市场体系作出积极探索。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年04期，作者系广州电力交易中心总经理。