电改九年观察 | 如何理解多层次的全国统一电力市场体系

在过去的一年中，我国电力体制机制改革正式进入深水区，电力现货市场建设成效喜报频传，山西、广东电力现货市场转为正式运行，南方区域市场成功开展全区域试结算工作，省/区域电力现货市场建设取得阶段性成果。改革下一阶段需要对各市场进行衔接，即建立多层次的全国统一市场体系，以实现电力资源在全国范围内的资源优化配置目的，但是当前各方对于全国统一电力市场体系的理解不同，选择的建设路径自然也不相同，多方观点各有利弊，需要统筹市场建设要求、打破市场间壁垒，实现市场间的高效协同、有机衔接，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

全国范围内资源优化配置的两种观点

我国一次能源分布相对集中，煤炭资源北多南少，西多东少，燃煤发电机组在西北地区建设较多，水能资源主要集中在西部、北部和西南地区，因此四川、云南水电机组较多，新能源跟随风光资源分布主要建设在“三北”地区，但是我国电力需求分布以中东地区为主，一次能源与电力需求的逆向分布导致各省的电力供需出现极端的不平衡现象，在客观上决定了电力资源必须在全国范围内进行配置，即需要建立全国统一的电力市场体系。如何建立全国统一的市场体系的问题，实质上就是省市场与省间/区域市场如何衔接的问题，对于该问题目前主要存在互相冲突的两种观点，即“统一市场、两级运作”模式以及“省内市场+市场间交易”模式。

“统一市场、两级运作”模式

该观点认为，在国内的供需地域性不平衡背景下，需要通过“统一市场”来进行全国范围内的资源优化配置，直白的说就是将部分电源比较集中省份的供应能力通过省间联络线“输送”到部分负荷比较集中的省份。“两级运作”则是指跨省区电力交易与省内电力市场的一种衔接模式，在该模式下，按照国家原有的电力输送方向的能源战略要求，以保证电量供应为前提条件先行安排区域、省间联络线的输电计划，并以此作为省内市场的边界条件进行市场出清。其中输电通道计划以纳入省间中长期管理范畴的省间的国家指令性计划以及政府间送电协议为主，并根据增量的省间现货交易结果对联络线输电曲线进行更新。在当前市场建设阶段，省间中长期交易中很少有电力用户能够直接参与交易，在省间现货交易中则是由电网企业与发电企业进行交易，电力用户则完全没有参与。按照现行的省间现货的交易规则来看，各省份均被整合作为一个节点（个别省份有两个节点）进行省间市场的申报以及出清，形成发电企业向其他省份进行的增量交易，特别需要说明的是，省间现货交易成交结果并不需要单独执行（例如成交结果显示送上海送四川并不代表这部分电量真实由上海输往四川），而是根据交易结果对省间联络线送电计划作出相应的增减。

“省内市场+市场间交易”模式

由于国内的电力市场基本采用“全电量”竞价的集中式市场，并且我国资源分布的基本国情短时难以改变，在该观点下，负荷集中的省份受到供需关系的影响电力价格较高，同理在发电资源集中的省份电力价格比较低，电力商品差价为省间交易提供了参考，那么在价格较高的市场就可以通过市场间交易采购价格较低市场中的电能量，既能够改变省内电力市场的供需关系，保持电力价格不发生剧烈波动，同时能够拉低两端电力市场价差，实现资源在大范围内优化配置的目的。而市场间的交易在省内而言完全等效于省内的电源/负荷，会对省内电力系统整体的供需以及电力潮流产生影响，因此省间交易结果需要参与省内市场出清结算。省内市场与市场间交易相互影响，省内市场出清的价格信号为市场间交易提供决策参考，同时市场间交易结果反过来又会影响省内市场的出清价格，两者相互影响最终会实现电力资源在更大范围内的最优配置。

两种观点的优缺点

按照两种不同观点的内容来看，由于我国电力现货市场建设是以省为实体，这两种观点分歧主要在于对省间联络线的潮流确定方式不同，并且对该部分转移的“供应”能力在省内市场的处理方式不同。“两级市场”执行原有的省间送电计划，固定省间送电方向，由电网与政府确定转移的“供应量”，该部分供应量在省内作为省内市场的边界条件，即由省间确定省内。“市场间交易”观点则先由省内电力现货根据现有约束进行全电量集中竞价得到市场中的价格信号，通过省内的电力市场价格信号确定市场间价差省间交易的方向以及电量，由于省内的供需发生变化，因此需要再次将最新的交易结果纳入到省内进行全电量优化出清，得到最新的市场出清结果，即由省内确定省间后更新省内。综合来看，这两种不同的观点之间各有利弊。

“统一市场、两级运作”模式优缺点分析

在我国传统的计划调度模式下，由于电力网架结构发展是通过区域电网走向全国互联，因此电网企业坚持“统一调度、分级管理”的管理模式，这种管理模式下首先由国调统一负责区域间平衡，然后由各区域网调负责分省平衡，最后再通过省调编制省内的运行方式以及机组出力安排，可以看出来“统一市场、两级运作”模式与我国原有的调度管理方式高度契合，在该模式下调度机构的管理方式不需要进行过多的调整，能够更好地获得电网企业的支持，可依托电网企业强大的力量快速、有效地建立全国统一电力市场体系。

当然该模式也存在一定的缺点，一方面，原本的省间送电协议根据计划模式下政府核定的各省份燃煤基准价价差确定送电方向，送电方向固定。但是在当前电力市场环境下，各省电力价格根据供需决定，由于供需时刻都在发生变化，导致原本的价差大小以及方向并不能维持，很可能出现电力潮流由高价区向低价区“逆市场化”方向流动，与最初设想的大范围资源优化配置目的背道而驰。另一方面，在增量的省间现货交易中，以省为节点进行出清虽然能够有效提升技术支持系统的运行效率，但是也在客观上默认了将联络线关口节点作为省间现货交易的交割节点，而在将节点还原回省内整体市场后就会发现，中标的发电机组实际的交割节点大概率没在关口节点，并且由于线路阻塞的原因两个节点可能会出现一定的价差，本应该按照所在节点价格结算的电量却按照省间交易价格结算，那么在市场中就会出现一定的不平衡资金，从而扰乱整个电力市场的经济关系。

“省内市场+市场间交易”模式优缺点分析

在这种模式下，由于先进行省内电力现货市场的出清，因此产生的价格信号是准确的，能够真实的反映各省份电力供需，作为理性的市场交易主体一定会按照各市场的价差信号进行市场间电力交易，跨省跨区电力交易的发电主体可以选择增送电量，或者减小原本由高价区流向低价区的交易电量，以保证电力潮流实现由低价区流向高价区，既能够促进电力商品的经济性流动，同时也可改善各市场内的电力供需形势。在市场间的交易结束之后，对于省内而言关口处节点发生的电力潮流改变将会影响省内市场整体的电力流动，导致整个市场的价格均会发生变化，所以在跨省区交易结果参与省内市场结算之后市场内的经济关系得到了理顺，市场中各节点价格真正贴合于实际。在这种模式下，恰好弥补了“统一市场、两级运作”模式的缺点。

当然“省内市场+市场间交易”模式也存在一定缺点，那就是跨省区输电通道利用率将会出现改变。由于市场化环境下的各市场间的输电潮流将会发生巨大变化，而原有的输电通道是按照核定的输电安排进行的规划，但是当前送端省份受到常规电源配置不足影响导致无法形成有效保供能力、“西部大开发”以及高耗能产业西迁，使得原本的送端省份供需紧张，导致送端省内用电成本上涨，为保证电力潮流的经济性流动，送端省份自然也就无法按照原定输电计划进行送电，因此输电通道的利用率会出现一定的下降。

全国统一电力市场体系的正确含义

早在2015年由李克强总理主持召开的国务院常委会议中就曾提出构建全国统一大市场的概念，并且在2022年国务院发布《关于加快建设全国统一大市场的意见》，要求“加快建立全国统一的市场制度规则，打破地方保护和市场分割，打通制约经济循环的关键堵点，促进商品要素资源在更大范围内畅通流动，加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场，全面推动我国市场由大到强转变，为建设高标准市场体系、构建高水平社会主义市场经济体制提供坚强支撑”，可以看到，构建全国统一大市场需要实现商品要素更大范围的通畅流动以及竞争开放。

对于电力市场来说，电力受到电网网架结构的约束，即电力需要依靠电网进行传输，在这个传输过程中电力用户需要为电力的线损付费，当用户支出的线损费用与市场释放的红利相等时，市场的最大范围也就可以确定，因此市场并非是越大越好，而是需要依靠市场范围的经济性进行确定。并且我国区域电网之间依靠直流联络线相连，我国直流输电目前还没有实现短时换相的技术能力，加上当前技术发展也不能够支撑全国性的电力现货市场技术支持系统在正常的市场运营时段内进行统一出清，对我国电力行业建设全国统一大市场进行了限制，这也是《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）文件中要求要建设全国统一电力市场体系而非电力市场的原因，建设全国统一市场体系的要求自然也就变为了促进商品要素的经济性流动以及竞争开放。

在全国统一电力市场体系下，电力市场间的衔接就变得尤为重要，然而当前的跨省跨区交易并未放开，受端政府以保供名义核定跨省区交易电量，但是送受双方对于交易价格互有异议，受端认为送端省内存在低价的电源，并且按照自身市场内燃煤基准价扣减输电费用倒推到送端的价格作为交易上限价格进行报价，但是送端认为其市场内的电价本身就高，如果将低价电源匹配给外送电那么省内用户就需要为相对高价的电源买单，并且对于跨省跨区交易实际上是卖方在关口节点作为“负荷”按照所在节点价格将电力从市场中买出来，作为负荷所承担的送端的系统运行费用也属于送电成本的一部分，因此无法接受受端的报价，跨省跨区交易双方矛盾也愈发突出。

跨省跨区交易电价贵不贵将体现商品要素流动性质，电力潮流的经济性流动需要电力由低价节点流向高价节点，取决于送受端关口节点价格。在我国全电量竞价模式的市场中，节点价格取决于供需关系，对于完全是送端的省份而言，市场内电力供给为省内电源发电出力，但是需求不仅包含省份负荷还要包含外送电量；同理，受端市场内完整供给为省内电源出力以及外来电量，需求为省内负荷。只有真实的供需关系市场才会出清真实的价格，价格贵不贵市场说了算，市场出清的价格信号能够真正体现电力潮流的流动是否遵循经济性原则。在当前跨省跨区交易中，由于真正用电并且为其付费的电力用户几乎没有参与交易，反而是以“保供”的名义由政府间协商或是由电网企业代理省内用户进行购电，相当于默认了用户接受所有的价格，没有体现出用户的交易意愿，也就是说市场中“搬运”的需求或者供给并不是真实的，正是由于电力商品在市场间没有进行经济性的流动，不仅拉高了送端市场价格，导致了跨省跨区交易难以协商，也最终影响了全国统一电力市场体系的建设。

如何建立全国统一电力市场体系

在当前市场建设情况来看，建设全国统一电力市场体系的关键之处在于能否实现电力商品的经济性流动，而要实现这一点需要满足以下几点要求：

一是加快电力现货市场建设。工欲善其事，必先利其器。电力商品的价格信号是电力市场的最核心要素，电力现货市场的完善程度也在决定着电力商品的价格信号是否真实。加快建设电力现货市场，一方面现货未运行地区尽快运行电力现货市场，另一方面电力现货市场连续运行地区对电力现货市场进行完善，发电侧尽快涵盖包括优先发电、外来电等所有电源，用户侧将代理购电、外送电纳入市场出清结算，真实体现市场内电力商品的价值信号以及市场间的价差信号，为市场间电力交易以及交易电量调整提供决策参考。

二是送端省份系统运行费用纳入送电成本。送端省内电力规划均是按照最大负荷加备用进行规划，其中最大负荷不仅包含省内负荷还包含外送电量，但是在目前各省内的系统运行费用均由省内的电力用户承担，省内用户与外送电量之间形成了新的“交叉补贴”，而外送电不承担系统运行费用也是其相对价格较低的原因，相当于送端省内的所有用户在替受端省内用户承担经济责任，加重了送端省内电力用户的经济负担，而送端省份本身经济发展普遍落后于受端省份，送端多承担经济责任后甚至会加剧这一“贫富差距”。所以说各方应公平承担各自的经济责任，外送电量应与省内负荷共同承担省内的系统运行费用，真实体现跨省跨区送电成本，并在此基础上与受端开展交易，形成真实的跨省跨区交易价格。

三是优化省间现货市场机制。在市场交易中，越贴近实时交易市场价格信号也越准确，交易双方也可以根据价格信号来调整交易量，但是在最贴近实时阶段的省间现货市场中，只允许开展增量的电力交易，哪怕送端省份供需十分紧张时也只能通过购买电力抵消外送电量的方式缓解电力平衡压力，受端省份在新能源消纳困难时无法调减受电也增大了平衡压力。因此省间现货市场机制需要进一步完善，允许送端发电企业在省间交易中申报下调出力报价，与省间现货交易一同出清，下调成交结果可以认为是送端发电企业通过在受端关口采购电量的方式进行了中长期交易合同的交割，能够达到根据现货价格更加灵活地调整中长期合同的目的，并且在送受两端价格倒挂时可以同时改善两端的供需关系。

四是推动用户侧参与省间交易。在电力交易中，用户依据交易价格是否符合心理预期选择是否进行交易，如果交易价格超出预期用户会拒绝成交，电网企业或者政府买电更多考虑到供应平衡，但是却忽略了用户会根据价格调整用电这一因素，默认用户会接受任何价格，造成最终的交易结果偏离用户的预期，锁定了用户参与市场的竞争能力，在一定程度上降低了市场优化配置作用功能。放开跨省跨区交易电量，推动用户侧参与省间交易，让真正付钱的用户侧市场主体真正参与竞争，切实通过市场供需原理定价，真正发挥市场配置资源的决定性作用。

市场就是很简单的经济关系，所谓电力市场化改革就是将简单的经济关系应用于实际，市场设计可能是多样的，但是经济关系却不会随着市场设计的不同而发生变化，市场在资源配置中起到决定性作用，而市场的核心要素则是商品价格。建立全国统一电力市场体系必须首先转变思想，建立并运用市场思维，习近平总书记曾说过：“实践发展永无止境，解放思想永无止境，改革开放也永无止境，停顿和倒退没有出路。”转变思想、实践发展始终贯穿着电力市场化改革的全过程。只有真正将市场思想付诸于实践，以市场需求和资源配置为导向，以电力商品价格为锚点，打破地域壁垒，才能真正实现电力商品的经济性流动，推动我国电力市场迈向更高水平的发展。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件