电力市场向“全国统一”长风破浪

6月2日，在杭州，国电投新疆能源化工公司等4家发电企业代表在第19届亚组委、浙江省能监办、浙江省能源局的见证下，通过北京电力交易中心、浙江电力交易中心，与奥体博览城开发建设运营管理有限公司等4家场馆代表签订亚运绿电交易框架协议，助力实现亚运会的首次碳中和。越来越多的企业正在加入电力市场化交易的行列。特别是2021年进一步深化燃煤发电市场化改革实施后，工商业用户全面入市，电力交易市场主体数量、交易电量规模大幅增长。

（来源：微信公众号“浙电e家” 作者：陈丽莎）

电力市场化的土壤培育眼见愈加深厚。在此发展基础上，去年年初，国家发展改革委、国家能源局出台了关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，促进能源资源在全国范围优化配置，服务国家能源战略。随后，中共中央、国务院也印发了关于加快建设全国统一大市场的意见，提出健全多层次统一电力市场体系。今年年初，国家电网公司发布了关于加快建设全国统一电力市场体系的实施意见，积极贯彻中央关于电力市场建设的有关部署。

无疑，全国统一电力市场建设已迈出新步伐。为何统一？难点在哪？如何建设？记者采访了多名业内专家，一探究竟。

打破壁垒的意义

正如秦统一发行货币和度量衡的重要性，打破跨省跨区交易壁垒，实现能源电力在全国“统一”电力市场自由流动，也有其重要意义。

从宏观层面看，党的二十大报告强调了要构建全国统一大市场、深化要素市场化改革、建设高标准市场体系，这是增强国内大循环内生动力和可靠性的应有之义。而全国统一电力大市场建设，则是全国统一大市场的重要环节，关乎国家能源安全和能源转型。中国地域辽阔，各地发展情况不一，其中也包括能源的生产和消费差异。比如，在东部沿海地区，能源自给自足禀赋差，但需求巨大，可谓全国的用电负荷中心，供不应求凸显。

而拥有广袤平原的西北地区，承载了大片的光伏板和风机，但本地能源需求小，全额就地消纳难度大。因此，跨省跨区电力输送，长期以来都是电力电量平衡的重要支撑。

同时，全国各地的电力供需特性、发电资源均不一致。例如，西北的新能源呈爆发式增长，电源的波动性、随机性、间歇性让电力系统安全稳定面临多重调整。

四川水电丰富，但受制来水情况，譬如2022年夏季遭遇极端高温，倚仗水电的四川因枯水陷缺电困局。

安徽、浙江同处华东区域，但用电的峰谷时段差异较大。

这个时候，如果有一个统一的“大脑”来进行全国范围内的能源电力调度，那么，供与需、波动与稳定的关系，都将得到更好地互助应对。

在国网浙江电力相关研究专家看来，更绿色、更安全是建设统一电力市场带来的两大好处。它能够实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，拓展新能源消纳空间，并且更有效地统筹全国供需平衡，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，具备更强的抗压能力，保障全国范围内的能源安全供应。

从微观操作看，对市场建设进行统一规划也有其必要性。

一名长期从事一线电力交易的工作人员告诉记者，在初期电力市场中，各区域运行机制存在差异，未必同步，可能是“肩并肩”也可能是“背靠背”。各省在积极推动电力市场建设中，如果没有统一引导，因建设思路、市场模式差异较大，极易导致省内交易与省间交易时序交错，大范围调度难以实现，协调困难。

举例来说，假设省间市场10点开市、15点闭市并发布跨区跨省交易结果，某省电力市场14点闭市进行交易出清，如果该省为电力受入省份且外来电占比高，从省间市场购入的电量电力不确定，在省间现货及区域市场未形成外来电最终结果之前，省内交易就无法开展。

多轮改革奠定基础

统一有其深远意义，但统一的难度也恰恰在于此，牵一发而动全身。说到电力体制改革，业内人士都会提到一个“中发9号文”，即2015年中共中央国务院发布的关于进一步深化电力体制改革的若干意见，为新一轮电改定调。电力体制改革是针对包括发电、输配电、售电、用电的整体电力系统。2015年以来，多层次多维度的电力市场建设一直在进行中。其中电价市场化改革为统一电力市场建设奠定了市场基础。2019年，国家发展改革委出台相关指导意见，将实施多年的燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化电价机制，各地燃煤发电通过参与电力市场交易，由市场形成价格。“基准价+上下浮动”市场化电价机制的实施，有力推动了电力市场化进程，2020年我国超过70%的燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价。

2021年，国家发展改革委先后发文，再次推进电价市场化改革，在以往改革基础上进一步深化。此次改革按照电力体制改革“管住中间、放开两头”的总体要求，也就是管住电网企业的输配电价，放开发电侧上网电价、用户侧销售电价，让终端用户电价更灵活反映电力供需形势和成本变化，构建“能跌能涨”的市场化电价机制，在一定程度上激励发电企业响应市场价格信号调整发电能力、电力用户优化用电习惯。

值得一提的是，此次改革扩大市场交易电价上下浮动范围。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。也就是说高耗能企业要接受更多的上浮空间，用电多、能耗高的企业要多付费。改革明确推动其余30%的燃煤发电电量全部进入电力市场，这样进一步带动了其他类别电源发电电量进入市场，也加快推动了电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设发展。

当前，建设全国统一电力市场已具备一定基础。在市场主体方面，北京电力交易中心数据显示，截至2023年2月14日，国网经营区市场主体注册数量已突破50万家，达到500015家，较2021年底增长36.4%，是2015年底的18.2倍。此外，交易电量、交易品种也持续扩大，市场在资源优化配置中的作用明显增强。

从输送通道看，全国跨区域的特高压建设不断加强，也为统一电力市场建设提供了坚强的物理网络支撑。

多层次的统一

电力市场谈统一，谈的是多层次的统一。如果说把建设全国统一电力市场体系，比作建造一座大楼，那么里面若干层次的体系，就好像是在搭建房屋的梁柱框架。而完善中长期市场、现货市场等各类市场功能，就是在填充这个框架。

中长期市场、现货市场是电力市场在交易时序的分类方式，一般来说，中长期市场泛指在发用电时间前多日以上周期进行的交易，现货市场一般指在发用电的前一天开始买卖电力的交易。拿物资采购来打比方，一般工厂都有稳定的供应商，根据订单情况签订长期的采购合同，这就是中长期交易。受市场变化等因素影响，工厂需求会有调整，这时需要临时增减的交易，就类似于现货市场。

不过，电力跟普通物资有一点区别，工厂可以建立仓库存储物资，但电力不能大规模存储。

中长期市场和现货市场就像硬币的两面，不可分割。现货市场更能反映市场供需和发用电成本，具有价格发现功能。中长期市场可以稳定供需双方预期、锁定资源、稳定价格，是能源保供稳价的“压舱石”和“稳定器”。因此，中长期价格锚定电力现货价格，现货市场通过价格反映电能时空价值，为中长期市场提供价格基准。

专家认为，要构建全国统一电力市场体系，要统筹好政策与市场、统筹省间和省内交易、统筹中长期市场和现货市场、统筹新能源与常规能源、统筹电力市场与碳市场等不同市场层次及功能间的统一。

当前建设过程中难点依然存在。业内普遍认为，原先以省为主体的建设模式一时间还难以完全打破，各省市场的建设进程以及市场模式不一致。

以华东区域四省一市为例，浙江和福建是第一批电力现货市场建设试点，浙江选择以集中式电力市场模式起步，福建选择以分散式电力市场模式起步，目前均已积累一定现货市场运行经验，江苏、安徽和上海属于第二批电力现货市场建设试点，现货市场建设还在发展阶段。同时，省间、省内、区域等电力市场之间，衔接流程复杂，还有待进一步梳理。

寻求创新协调

我国东部沿海省份能源对外依存程度普遍较高，受全国供电形势影响大，特殊时期省间中长期框架协议合同存在无法履行的情况。比如去年夏天，就有多省份出现“买电难”问题。

作为受端省份，浙江推进电力市场建设有其典型性。由于外来电电量约占全社会用电量的三分之一，因此浙江在寻求省间和省内市场的衔接与平衡上持续发力。

过去一年，国网浙江电力发挥市场机制作用，积极主动对接电力富余省份，助力保障电力系统安全运行和电力可靠供应。多渠道签订外购协议，去年全年中长期外来电受入电量近1800 亿千瓦时，同比增长4%。同时，促请北京电力交易中心开展杭州亚运会绿色电力交易，购入青海、宁夏、甘肃等省份绿电，最大限度保障亚运场馆用上“绿电”。同时，探索开展浙皖、浙渝电力互济置换，有效增加迎峰度夏期间用电高峰电力受入水平。

国网浙江电力还积极建设辅助服务市场。辅助服务市场就是以辅助服务为标的物的市场，现有的辅助服务包括备用、调峰、填谷、调频、无功补偿、黑启动等，它们都是维持电能质量的重要保障。2023年2月1日起，浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务已转入常态运行，交易标的物包括旋转备用、削峰调峰、填谷调峰，参与主体包括储能、虚拟电厂、负荷聚合商、电力用户等，截至目前已累计组织开展了12场填谷交易。

在省内电力市场建设中，国网浙江电力还注重发挥平台型作用，完善电力市场服务体系、电费结算核算机制，创新打造电力零售交易平台，实现“一站式”购电服务，在宁波余姚试点投用全省首批电力交易咨询服务站，为工商业客户提供多种市场化电力交易信息咨询渠道。同时，注重构建适应新型电力系统的市场机制，推动完善新能源进入市场的方式，目前浙江绿电交易已进入“日常模式”，2022年交易电量达26亿千瓦时，还推出了分布式光伏聚合交易模式，在全国范围内率先实现分布式光伏“绿色”价值变现。

尚需多方发力

与其他商品交易相比，电力交易存在特殊性，并没那么简单。电能交易最本质的差异在于与电力系统紧密相连。电力系统需要实时平衡，如果这种平衡遭到破坏，不仅电能无法交易，甚至整个供电区域还会面临停电风险。安全衔接是大前提。电力市场的“统一”主要体现在市场框架、核心规则、运营平台、服务规范等方面。从市场框架角度看，首先是明确省间市场和省内市场功能定位，彼此间协调互补，省间市场定位于落实组织跨省跨区电力交易，服务国家能源战略，促进能源资源大范围优化配置；而省内市场定位于提高省域内电力资源配置效率，发挥电力电量平衡基础性作用，保障电力安全供应。交易时序上，省间交易早于省内交易开展，省间交易形成的交易结果和交易合约作为各省市场边界。交易执行上，省间交易优先安排并结算，不受送受端省内电力供需变化、电源发电能力变化而调整，否则省间交易变化牵动各省市场。业内人士表示，目前各层级市场衔接建设正在持续优化完善中。但在“双碳”背景下，创新建立有利于促进新能源消纳、多种能源协调发展的市场机制仍迫在眉睫。

在市场运行过程中，会碰到一些高价机组参与市场，比如天然气，去年市场平均价格每立方约3.7元，按一方气转化5度电计算，电价将远超现在水平。高价机组如何参与市场？这些都需要顶层设计上的考虑。

专家建议，在建设统一电力市场过程中，一要加强顶层设计的包容性，在基本交易规则、交易技术标准统一的前提下，考虑不同建设进程、不同模式市场的协同方式，确保电力系统安全运行；二要细化全市场流程的操作衔接，理顺省间、省内各市场环节在市场成员管理、输电通道利用、交易组织、交易结算和交易结果执行、资金结算等全流程环节的衔接配合；三要尊重新型电力系统技术规律，充分考虑新能源发电特点，实现新能源大范围优化配置，健全适应能源绿色发展的政策和市场机制，建立完善有利于电力系统调节能力提升的辅助服务市场和价格机制；四要对传统煤电项目进行灵活性改造，有效激发各类电源调节能力，充分调动需求侧资源参与系统的调峰调节，加强电力市场和碳市场的协同发展；五要加快储能建设，更好地解决电能储存问题，进一步推动源网荷储一体化和多能互补发展。

而要解决这些难题仍任重道远，需要各方发力，包括政府、电网企业、发电企业、售电公司和用户多方主体共同参与，去突破、去突围。长风破浪，未来可期。