加快推进全国统一电力市场建设的对策建议

摘 要:随着全国统一电力市场的不断推进，电力市场改革进入深水区。然而，在全国统一电力市场的构建过程中，传统电力系统的电力结构、技术特征、基础设施、运行机制、发展模式、利益格局等均将面临革命性变化。多种电力市场风险，如电网风险、电力市场交易风险、气候变化风险、技术不确定性风险等，不断出现并且复杂交错，对全国统一电力市场推进中的安全性带来巨大挑战。因此，需要深化对电力系统安全观的认识，加强对全国统一电力市场推进过程中主要风险的识别，提出一套有效支撑我国电力市场低碳转型的保障体系。

关键词:电力市场 电力定价机制 电力系统

【中图分类号】F426.61 【文献标识码】A

中国电力市场改革发展历程

我国电力市场自新中国成立以来主要经历了四次改革、五个阶段。电力体制由政企合一的垂直一体化经营过渡到厂网分开，再由发电侧多元化竞争逐步向售电侧市场化过渡。随着我国电力市场化持续向纵深推进，初步建立了“统一开放、竞争有序”的电力市场体系，有效促进了电力资源的优化配置和能源清洁低碳转型。

第一阶段（1949年—1985年）：垂直一体化运营模式。我国电力行业自1949年新中国成立后采用高度集中的管理模式，政府严格统一管理电价，实行计划建设、计划发电、计划供电、计划用电体制，初步解决了电力供应的严重短缺问题。电价制度以满足社会公益事业的需要为原则。然而，在垂直一体化垄断运营模式运营几十年之后，电力短缺和电价较高的双重困境逐步凸显。

第二阶段（1985年—2002年）：政企分开的运营模式。为破解全国性缺电局面日益严重的困境，我国于1985年鼓励集资办电并实行多种电价。允许外资、地方政府和社会投资者等投资发电项目，对集资新建的电力项目按还本付息的原则核定电价水平。“多种电价”包括一厂一价和还本付息电价，打破了原本单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制。该举措激发了各方集资办电的热情，促使大量资金流向发电领域，较短时期内解决了严重缺电的问题。但是，由于缺乏对发电投资成本的有效约束机制，上网电价持续上涨。20世纪初期，电价由还本付息电价向经营期电价过渡，更加注重控制电力企业成本，电价有所降低，但对发电企业工程造价仍旧没有约束。

第三阶段（2002年—2015年）：厂网分开的电力市场萌芽阶段。2002年2月，国务院发布《关于印发电力体制改革方案的通知》，明确了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大电力体制改革任务。2004年开始采用标杆电价，不再考虑各电厂自身投资和特殊成本，对同类电厂执行相同的标杆电价，在一定程度上引入了市场竞争机制。经过10余年发展，逐步形成发电主体多元化竞争格局，为后续电力市场建设奠定良好基础。但与此同时，标杆电价调整显示出较为明显的滞后性，为电力企业的经营带来了较大压力。

第四阶段（2015年—2022年）：发售电双侧开展有效竞争的电力市场化发展阶段。以2015年3月15日中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》为标志，开启了新一轮电力体制改革。文件明确了“三放开、一独立、三强化”的改革路径以及“管住中间、放开两头”的体制架构，提出在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体。新一轮电力体制改革以来，我国市场化交易电量比重大幅提升，初步构建了主体多元、竞争有序的电力市场体系，有效促进电力资源优化配置和可再生能源规模化发展。为解决“市场煤”和“计划电”的矛盾问题，自2020年起，取消煤炭和电力价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。风电、光伏等新能源也调整为竞价模式，并于2021年实现全部平价上网，市场化竞争已被证明是促进降本增效的有效方式。

第五阶段（2022年至今）：全国统一电力市场建设阶段。以2022年1月18日国家发展改革委、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》为标志，电力市场化改革新篇章开启。该指导意见要求健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场。明确提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2035年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求。当前，市场化交易已显著发挥降低电价的作用，未来预期将主要通过提高市场化交易比例实现“降价保量”效果。

目前，全国统一电力市场体系正在加速构建，多个省份和区域电力市场已经启动试运行。我国电力市场正在空间、时间、交易标的等覆盖面上进一步扩展，逐步向售电侧市场化过渡，以建立多层次统一电力市场体系。

全国统一电力市场推进过程中存在的问题与挑战

我国电力市场在向全国统一电力市场改革的过程中，除了面临电力市场正常发展中可能遇到的相关地区电力市场体系不完善、新型电力系统运行安全难以保障、气候变化对电网冲击的影响扩散等问题，更面临跨省跨区域市场衔接挑战、各方无序博弈风险、电力定价机制亟待改革等多重问题与挑战。

跨省跨区域电力市场的有机衔接存在挑战

这主要涉及跨省跨区域的输电网络的顶层设计问题、电力市场交易衔接问题和电力交易信息披露问题。一是，跨省跨区域输电网络的顶层设计不完善。我国地域广阔、各地资源禀赋不同，各地区新能源发电可能随季节、地域、设备容量等不断变化。电力生产与消费中心逆向分布，即电力能源资源总体呈现“西富东贫”、电力消费量呈现“东多西少”的局面。跨省跨区域输电网络规划的缺失将无法解决我国电力资源错配的问题，造成个别输电网络线路利用率偏低、窝电以及弃电，造成资源浪费。二是，跨省跨区域电力市场交易衔接存在交易规则不统一和市场壁垒的问题。目前，各省电力市场模式、交易品种和交易规则差异较大。跨省、跨区域发用电主体参与各级电力市场交易机制有待完善，市场衔接机制不完善、市场协同性不高。地方政府的耦合衔接、协同运作有待加强，应避免行政干预跨省区电力市场运行和对交易进行不合理的限制，不应人为造成交易壁垒。三是，跨省跨区域电力交易信息披露透明度和及时性有待提高。跨省跨区域电力交易信息不透明会使得输电容量分配和占用情况、电网约束、安全校核等不明晰，异地供需匹配以及消纳情况不清楚，造成电源、电网盲目发展，最终将会折损市场信心。此外，跨省跨区交易信息如果不够及时，将在一定程度上影响市场相关方对跨省跨区域实时交易的判断、竞价策略制定和市场交易参与。

各方无序博弈造成市场风险

全国统一电力市场比以往更强调市场竞争和公平，但同时也加剧了市场参与方的博弈。一是，条块之争、央地之争阻碍统一电力市场建设。中国电力体制目前的特征表现为“条块分割”“条块博弈”“块块竞争”“央地博弈”。这里的“条”是指电网，“块”指地方政府。电力市场参与方之间博弈背后的根本矛盾是条块之争、央地之争。这些机制理不顺，更广范围的市场主体竞争会加剧无序博弈带来的风险，全国统一电力市场就很难真正建立起来。二是，发电侧市场力风险需要更加警惕。我国多个省份的电力市场存在集中度过大的情况，即单个发电企业装机占比大、发电企业总数量少。如果出现提高其电价使之高于其边际成本，或者限制其发电出力的情况，那么具有市场力的发电企业将获得超额利润。这将对电力市场的公平、有效、安全运行构成严重威胁。三是，全国统一电力市场相关的监管机制尚不健全。在新能源产业新一轮爆发式增长的背景下，若相关监管管理不到位，可能会由于社会资本逐利而出现抢规模、占份额、轻风险等乱象，造成项目盲目布局甚至无序发展，导致供需不匹配危机以及高额不平衡资金，使得市场效率大大降低甚至难以正常运转。

电力定价机制存在不确定性挑战

我国电力定价自“还本付息”电价政策到两部制电价，中间经历了多次改革。在全国统一电力市场改革下，传统电价机制的弊端愈加明显，亟需向适应自由化程度更高的市场进行机制改革。现有电力定价机制面临的问题包括以下三个方面：一是，电价传导机制不完善。我国的“双轨制”电价形成机制一直是我国电力市场资源优化配置的一大障碍，延迟的电力成本信号会使得终端电价扭曲，发电侧经营出现压力，不利于电力行业健康发展，亟需完善电价传导机制。二是，电力价格机制激励新兴技术主体参与电力市场的作用不明显。尚未建立以清洁能源为导向的电力市场电价机制，推动能源转型和节能提效。保障需求侧响应、储能、电动汽车等新兴市场主体在电力市场中可盈利性的价格机制，也有待建立。三是，对于用电侧，用电价格存在大幅波动风险。由于市场自由化程度提高、一次能源价格上涨、电网可再生能源渗透率提高、输配电价格或偏高以及潜在行政干预、管制规则复杂等，导致电力系统的平衡、调度、运行和管理的成本上涨，并向终端用户侧传导，引起终端电价可能在特定时刻大幅上涨，这与用电价格应保持总体稳定的民众诉求相悖。

加快推进全国统一电力市场建设的政策建议

在推进全国统一电力市场过程中，需保障能源安全、重塑电力市场安全体系，因此，本文提出五维（MERIT）框架。从提升电力体系管理能力（Management）、构建电力系统生态（Ecology）、加强电网监管程度（Regulation）、提高互联协作程度（Interconnection）和增强技术创新能力（Technology）全面推进电力系统安全体系变革。

提升新型电力系统运营管理能力

一是，强化新型电力系统顶层设计。综合规划电源侧清洁技术应用、电网侧输配电线路支撑、用户侧需求侧响应进程，统筹绿色发展与安全运营。强化新型电力系统标准与规范的顶层设计，形成覆盖“源网荷储”各环节，涵盖规划设计、物资采购、工程建设和生产运行全过程的新型电力系统标准与规范，促进新型电力系统各环节和产业链整体协调发展。二是，完善全国统一电力市场顶层设计。对于电力市场体系、跨省跨区域电力交易、电力电量平衡、电价机制等诸多要素，应形成目标清晰、路径明确的顶层设计和可实施方案。电力市场体系方面，要详细设计各省电力市场交易机制，全面构建跨区域电能管理体系和电力市场监管体系，建立服务于全国统一电力市场的交易机制和交易细则。电价机制方面，建立适应我国国情的电力市场化价格机制，打通发电成本向终端用户传导的路径，发挥市场对价格的调节作用。三是，提升新型电力系统数字智能化程度。打造新型数字基础设施，利用大数据、云计算和“互联网+”等先进数字技术，提升新能源发电的预测精准度。加强电力系统智慧化运行体系建设依托电力系统设备设施、运行控制等各类技术以及云大物移智链边等数字技术的创新升级，推动建设适应新能源发展的新型智慧化调度运行体系，加强电网调度机构与电力市场的衔接协同，推动电网向能源互联网升级，构建智能化新型电力系统。

构建良好的新型电力系统生态

形成“发输变配用”各领域、“源网荷储”各环节、技术体制各层面紧密耦合的有机整体。一是，通过能源数字化构建“源网荷储”新生态。加强国家与地方规划的衔接、电源电网规划与管理的衔接、负荷侧和储能机组的管理，推动源网荷储“一体化”规划与建设。大力推动数字产业、数字电网、数字企业和数字平台建设，建立服务政府用户、金融机构、企业用户、个人用户的电力大数据体系，优化算法与决策体系，实现新型电力系统各环节的数字化转型、整体协同和精准决策。以数字技术为手段，连接调度稳定电源、非稳定电源、电网以及用户侧，实现“源源协同”“源网协同”“网荷协同”“储与源网荷协同”以及“源荷互动”，构建“源网荷储”数字智能化新生态。二是，“发输变配用”整个产业链条上的各环节形成协同。以系统性思维推进多种能源协同、供给与消费协同、集中式与分布式协同，构建新型电力系统生态。新型电力系统应利用数字技术和平台拉近供需双侧距离，公众广泛参与，充分实现供需互动，形成电力系统的新生态。三是，促进新型电力系统在技术、体制、机制各层面互动耦合。通过机制创新提高电力市场各参与方参与积极性，共同参与、共建生态、合作推动电力系统生态的变革。

提升电网监管程度

一是，国家能源局出台现货电力市场、辅助服务市场等监管要求，引导各级电力市场制定相关监管举措。二是，国家电力监管委员会出台电力市场监管细则，对全国统一电力市场交易平台、市场参与方等的交易合法性、运营合规性、电价异常变化进行监管，并推进市场参与方信息披露工作。健全价格监管体系，监控价格大幅异常波动，保障用电价格相对平稳，既要防止价格过低影响电力安全，又要防止价格过高超出用户侧承受能力。三是，注意防范电力市场交易过程中的市场力问题，加强信息披露和监管约束，并适时为市场模式变化提供建议。

提升电网互联协作程度

一是，统一各区域电力市场的现货市场交易时间、电力市场交易种类和交易结算方式等，并制定详细的交易规则和惩罚条款。提升新型电力系统调度能力。依据全国统一电力市场出清结果，开展区域内以及跨区域的电力调度，着力打破交易和调度壁垒。各省与周边省份强耦合形成区域交易市场。逐步统筹实现区域内强耦合、区域间弱耦合，甚至达到全国强耦合的全国统一电力市场体系。推动周边省份和区域的电力互联线路建设工作，加强各省、各区域之间电网的互联协作能力，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升新型电力系统灵活性和稳定性。二是，加强电力互联沿线政府和企业间政策沟通，推动构建电力能源协调机制。引导当地政府完善跨区域能源互联电网的政策支持体系，为市场参与方依据电力市场出清结果跨区域调度市场发电提供条件。同时，充分调动各地电力企业的参与积极性，组建具有广泛代表性和影响力的电力互联互通联盟，强化战略协同，共同投资和参与互联电网建设，鼓励区域内外多元主体参与电力交易，激发市场主体活力。三是，建立跨区域联动应急机制并形成应急预案，使得在极端天气事件冲击等大规模突发事件的情况下可以在省间、区域间形成电力互济。构建覆盖全国的风险监测预警平台和应急管理数字化平台，形成应急管理现代化并制定应急预案，打通应急救援信息与应急管理机构的信息传递链路，整合现有资源，建立联动响应机制，及时形成调配方案及应急处置方案，及时发现风险、披露预警和操作应对。

提升电力系统技术创新能力

一是，机制层面强化科技政策创新，充分发挥宏观政策的拉动作用。坚持立法先行，形成促进可再生能源发展的法治保障和法律秩序。加快完善有利于绿色低碳发展的价格、财税、金融等经济政策，促进新能源行业健康有序发展。二是，技术层面集中攻关新型电力系统关键核心技术，发挥科技创新的推动作用。发电侧加快推进零碳、负碳技术研发进程，大力发展常规水电、气电、核电，推动煤电清洁低碳发展、优化发展布局，依托技术创新提升新能源可靠替代能力，为加速实现碳中和目标提供技术支撑。加快新型储能、氢能源等前沿技术创新与研发，不断降低技术成本。电网侧加快电力电子、柔性交直流输电、智能传感、高端芯片等支撑技术研发突破和推广应用。同时，加速新型电力系统技术的产业化应用，将先进科技转化为生产力。提升新型电力系统调节能力。完善新能源机组并网等相关技术标准，提高新能源发电机组涉网性能。以基础建设为支撑，从“源网荷储”多端发力，开展灵活性技术应用与运行。三是，加强新型电力系统技术领域的国际合作，建立技术联合开发与资助机制，实现智能电网等关键技术突破。

【本文作者为姬 强，中国科学院科技战略咨询研究院系统分析与管理研究所副所长、研究员；潘教峰，中国科学院科技战略咨询研究院院长、研究员。本文得到国家自然科学基金专项“中国及全球能源转型风险、金融风险、资源风险和气候损失等建模和预测研究”（项目批准号：72348003）和国家自然科学优秀青年基金“能源金融”（项目批准号：72022020）的支持。中国科学院科技战略咨询研究院博士后王姝睿对本文亦有贡献】

参考文献

[1]徐向梅：《纵深推进电力市场化改革》，《经济日报》 ，2022年8月12日，第11版。

[2]寇佳丽：《全国统一能源市场怎么建？》，《经济》，2022年第12期。

[3]姬强、张大永：《“双碳”目标下我国能源安全体系构建思路探析》，《国家治理》，2022年第18期。

[4]岳昊、郑雅楠：《从国际经验教训看我国构建新型电力系统的问题和风险》，《中国能源》，2022年第2期。