行业专家畅谈电力市场化改革进展成效

11月16日，第六届亚太能源监管论坛分论坛三——能源改革与市场建设在广东省深圳市举行，来自国内外能源（电力）监管机构、能源企业、高校、科研院所等部门的领导、专家，围绕能源改革与市场建设关键领域和热点问题开展交流，国家能源局南方监管局副局长余保东主持并组织论坛讨论。

提问1：2021年3月，国家首次提出构建新型电力系统；2021年12月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。您如何理解新型电力系统建设与市场机制的关系，请您介绍一下全国统一电力市场体系建设进展情况。

国家能源局法改司副司长杨珺

为实现“双碳”目标，中国明确要构建新型电力系统。与传统电力系统相比，新型电力系统有两个主要不同：一是可再生能源占比不断提升；二是多元主体参与相应的源网荷储协同互动。要构建这样的新型电力系统，需要更加灵活智能的基础设施和能调动大量经营主体有序行动的市场信号，以及合理的配套政策。其中，能有效引导电力投资、生产和消费的电力市场机制，是新型电力系统的引擎。

2015年，中国明确构建有效竞争的电力市场结构和市场体系，2022年进一步明确加快建设全国统一电力市场体系。目前，多层次统一电力市场体系已初具雏形：一是交易品种不断丰富，涵盖电力中长期、现货、辅助服务，从山西、广东等五个现货市场试点两年左右的运行实践来看，电力现货市场发现分时电价、改变计划调度、提高资源配置效率、提升安全保供能力、促进新能源消纳的作用明显；二是市场范围覆盖省间、省内，国网经营区及蒙西的省间现货交易，初步实现全国范围的电力资源余缺互济和清洁能源消纳；三是经营主体更趋多元，独立的配电、售电、储能、负荷聚集商等新型主体充分参与的批发和零售交易机制逐步完善。建立市场机制、扩大市场范围、鼓励多元参与，已是中国适应新型电力系统的“市场三件套”。

中国电力市场化、能源低碳化并行推动，面临不少的困难和挑战，例如可再生能源快速发展与短期内电力/能源可靠供应如何兼顾，适应高比例可再生能源接入的市场机制还需如何完善，电价政策、可再生能源发展政策、绿电绿证等环境价值相关产品交易机制如何衔接协同等。

我们希望持续在适应新型电力系统的电力改革和市场建设方面深化国际交流合作，互学互鉴，助力各国更高效地优化完善电力市场机制和政策设计，从而促进能源转型发展。

提问2：南方区域电力市场建设运行过程中需要协调好哪些矛盾和利益？是如何处理的？下一步在加快南方区域电力市场建设，推动构建更加完善的多层次统一电力市场体系方面有哪些思考？

广州交易中心总经理 钟声

区域市场的建设面临三方面挑战，首先区域市场建设本身就是一个挑战，南方区域电力市场是国家发展改革委、国家能源局批复的全国第一个区域市场，意味着国内不可能有现实可循、照搬的经验去复制，需要我们更多地去创新。其次是来自区域市场的问题导向，为什么要建设区域市场？建设区域市场首先要解决上一轮市场建设中遗留的问题，如各地市场的规则、方法不统一，要完全做到互联互通还比较困难。这些问题在原有体系中很难解决，必须要建设新模式的市场。最后，是在建设过程中，特别是试运行过程中发现的关键问题，如省间利益调整、“水火同台竞价”、新能源高比例接入、低成本电源搭车涨价、大水电参与现货以及市场运营协同等问题。

对于迎接挑战，我们要充满信心，攻坚克难。因为政策背景发生了变化，在国内大循环、全国统一大市场体系建设背景下，各方面大局意识显著增强。同时，前期市场建设使市场意识得到培养，价格波动承受力提升，为市场技术和管理打下坚实基础。

我们按照“帕累托”的思路推进改革。一是抓大放小，先增量后存量，保持历史延续性，省内优化为主，逐步放开省间优化；二是以空间换时间，分省推进现货价格应用，现货价格首先反映供需信号；三是分阶段、分批次开展商业结算，分步骤实现五省区市场融合，具备条件的省区率先进入试运行，五省区再进入试运行，最后进入长周期的、连续的运行。

南方区域电力市场的建设秉持“开放搞改革”，通过区域电力市场建设联席会议制度让各方代表共商共建，能更好地达到区域市场的建设目的。

提问3：南方（以广东起步）电力现货市场是国家第一批现货市场试点，如何为南方区域电力市场建设发挥积极作用，让广东电力市场更好地融入区域市场以及全国统一电力市场体系？

广东交易中心董事长黄远明

广东在省级电力市场建设方面，始终走在全国前列，建立了“计划+市场”双轨模式、“批发+零售”一体化设计、“中长期+现货+辅助服务”各品种协同运行的市场体系架构，形成了“全覆盖、全电量、全流程、全穿透”科学合理的市场运营机制。同时，我们相继推动可再生能源、新型独立储能进入现货市场，完善绿电交易机制。现阶段，广东电力市场交易活跃，秩序良好，日趋完善，逐渐成熟。

关于省级市场如何融入和服务区域市场及全国统一电力市场，《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》强调，“充分发挥省级市场的基础作用”“有序推进区域市场建设，加强不同层次市场的耦合与有序衔接”“条件成熟时，支持省级、区域级市场与国家市场融合发展”。

南方区域电力市场落实国家要求，自2022年批复建设以来，积极谋划建立区域内统一的市场交易规则、业务标准、制度体系、交易平台。按照现货市场“联合出清，两级协同运作”，中长期市场“两级市场，有序衔接”的网省协同原则，稳步推进跨省市场和省内市场共同发展。

我们将继续全面支持、积极融入南方区域电力市场建设。一方面，保持南方（以广东起步）电力现货市场连续运行，不断完善市场交易机制，探索双边报价、容量市场、清洁能源消纳等创新机制，继续先行先试，推动高质量发展。另一方面，落实区域市场建设任务，稳妥有序做好与区域市场的耦合和衔接，实现两级市场的融合发展。

提问4：请您谈一谈新型电力系统建设背景下电力市场风险防范方面的相关认识及思考。

上海电力大学教授谢敬东

电力市场风险包括运行风险、价格风险、信用风险、管理风险、舆情风险，这些风险有一些共同的特征，但也有各自的演变规律，特别是在新型电力系统下面衍生出一些新的特征，这些特征都需要认真研究，审时度势、加以解决，其中价格风险最为敏感、最难防范。

电力市场价格风险防范有三个特点，即三难：识别难、认定难、处置难。新型电力系统下又衍生出三个新的特点：一是风险的影响更大；二是形式更加多样；三是风险防范更难。

我们想解决好三个问题：一是如何把握好市场价格发现和风险防范之间的平衡问题。市场价格发现，希望市场可以反映供需、可以引导投资、可以建立用户激励，但是对风险防范来讲，既要防范价格太高，又要防范价格太低，还要防范价格一成不变；二是如何实现对群体性行为的个性化甄别问题。市场主体有意无意地形成了一些共识，形成了一些一致性的市场报价行为；三是如何将市场交易大数据的可能性分析转化成为市场监管法规化处置的依据。市场主体的行为分析是基于大数据的，大数据只能做可能性分析，监管却要有100%的把握，如何从99.9%过渡到100%。这三个问题是困扰我们风险防范的难点问题。

为什么会出现这样的风险问题？事实上我们防范风险，防范的是风险而不是市场主体的行为，但是我们很多风险防范的措施，直接作用于市场主体行为。那我们能不能围绕市场风险开展工作呢？我们提出基于市场风险的“保镖式”市场防范和监管服务。首先它既服务于市场主体，也服务于整个市场。其次它是“保镖式”的，用数据和事实说话，一切取决于风险系数的分析结果。三是“柔性化”监管，它是针对市场主体行为的，但对于市场风险来说它是刚性的，由以行为为标准向以风险大小为标准转变。四是要把风险防范贯穿于风险监测、识别、认定、防范、处置的全过程，特别要为行政处置提供法律依据和手段。五是要体现出阶梯式、渐进式的处置，即风险预警到市场化处置、市场治理管理、行政处置、法律处置，我们还可以建立一些措施，使风险越近越大，我们的反制越快越强。最后要体现出市场主体和监管机构的演化博弈过程，通过模拟这个过程，见招拆招，化解风险。

提问5：在全国统一电力市场体系建设进程中，我国启动建设电力金融市场还需要具备哪些条件？下一步又将如何推进电力金融市场的建设？

香港中文大学（深圳）教授赵俊华

启动建设电力金融市场需要考虑的条件，首先是电力现货市场的成熟程度。按照证监会的相关规定，商品期货及衍生品上市的前提条件是对应的商品现货市场已成熟稳定运行超过一年，市场中存在较为充分的市场竞争，且在运行中没有发生重大事故。在条件成熟的情况下，广东、山西等较为成熟的市场可以率先结束试运行状态，为建设电力期货市场奠定基础。

其次，电力金融产品的设计需要充分考虑我国的国情和我国电力行业的特点。我认为国内电力金融产品的设计应该主要考虑以下几个方面：一是，考虑我国幅员辽阔、各区域能源禀赋差异巨大等特点。需要针对各区域的具体需求和问题设计相应的电力金融产品。二是，除了期货衍生品外，债券型的电力金融产品也应该是未来重点考虑的发展方向。三是，考虑与绿电挂钩的金融产品，为绿电市场提供流动性。

再次，期货交易所、券商等金融机构需要与电力交易机构形成一个互补性的衔接合作模式。电力交易机构应该主要负责物理性的电力市场运营，并负责相应的信息披露等工作。金融机构主要负责金融产品的开发和电力金融市场的运营。这样的合作模式在其他国家是有先例的，可以为我国的电力金融市场的建设提供参考。

最后，建立电力金融市场，需要协调国家能源局与证监会针对电力金融市场构建新的监管体系。