新电改十年思辨 | 南方区域电力市场十年回顾：从破冰到融合

2015年电改9号文出台开启的新一轮电力体制改革已历经十年，处于改革潮头的南方区域从独具特色的省级市场发展为创新融合的区域市场，走过了一条破冰、融合、发展的电力市场化改革之路。正可谓前事不忘后事之师，让我们重温十年改革历程，总结经验教训，在新的历史起点再出发。

（来源：电联新媒 作者：梁志飞）

风起青萍之末：

风起云涌的广东售电侧改革

广东电力市场在2015~2016年的起步阶段至少有三个亮点。

一是涌现出遍地开花的售电公司。在供需宽松阶段有利于推动电力市场化改革是各国的共识，在这一时期，“市场电”几乎意味着“降价电”，售电公司几乎可以无成本获利。广东地区的售电公司截至2016年上半年已经达到54家。在广东的电改大潮之下，嗅觉灵敏的“改革派”纷纷以身入局，并出现全国首批从电网辞职的供电局长、机关处长下海的现象，这一现象也成为当时南方区域电力体制改革的标志性事件。圈中曾有笑谈，往大排档随便扔一个啤酒瓶就能砸到几个售电公司老总。

二是建立“激励相容”的市场竞价机制。售电公司的过热发展也引起了交易机构和政府主管部门的顾虑，市场并不应该鼓励“躺着赚钱”，利用改革初期的信息不对称尽管可以获得第一桶金，但这并不符合市场改革激励相容的价值取向。因此，广东在电力市场起步阶段创新设计了奖励风险偏好者的集中竞价定价方式。2015年11月，从广东首次开展大用户月度集中竞价开始，平均结算价差降幅达到8厘/千瓦时，然而与常规的边际定价不同，并非所有主体结算价差降幅都是8厘/千瓦时，而是报价越靠近供需交点处（即边际价格）的发电结算降幅越小，用电侧结算降幅越大，鼓励市场主体“猜边际价格”，拒绝躺赢。尽管后期因为多方争议回归到了传统边际定价，但这种新颖的定价方式的尝试给改革留下了浓墨重彩的一笔。

三是“火花四射”的年度长协大战。大用户反应非常快，几乎一夜之间，“如何采购年度电能量”成为各大企业的必修课，有采用招投标方式的，有采用与行业协会联合谈判的，有“招标+二次谈判”不断施压的，还有更多的大用户涌入交易中心纷纷要求“补课”。发电侧大型国企、省属企业占尽信誉优势，用电侧售电公司聚合用户形成规模效应提高议价能力。激荡诡谲的长协谈判行情一天一变，充分体现了市场活力，一度引来外地业内人士前来取经。活跃的长协谈判提高了价格透明度，大用户不再处于被售电公司单方面垄断信息的处境，而是主动出击寻求更优惠的价格，广东电力市场培育走在了全国前列。

行到水穷处，坐看云起时：

西南水电的资源优势

2011年，南方区域“缺水少煤”的困难局面在2012年峰回路转，以云南金沙江金安桥水电站投产即满发为“发令枪”，云南迎来了长达八年的丰水期，丰沛的水资源点燃了云南发挥资源优势的热情。据官方统计，在2012~2020年期间，云南总弃水电量超过千亿千瓦时，其中2016年弃水电量达到巅峰，超过300亿千瓦时。重重压力之下，云南设立了场外双边与场内集中相结合，涵盖年度、月度、日等全时序环节，兼具水电上下调偏差价格和火电成本补偿的中长期交易体系，欧洲电力交易专家前来参观时震惊于云南在没有现货的情况下实现了交易合约覆盖98%以上的发用电量。市场一旦启动，马上释放出具有明显汛枯期差异的价格信号，汛期价格低至0.13元/千瓦时。在水电绿色资源优势和高载能产业需求拉动的激励下，“十四五”期间云南年均用电增速达到12%。

视角转向同期的广西和云贵。广西面对来宾、百色等地存在多个地方电网分割运营、沿海及内陆煤电以及核电成本差异较大、水电弃水与日俱增的现状，因此，如何平衡市场中各方诉求，同时将资源优势转化为经济优势，成为摆在当地主管部门面前的难题。基于当地复杂的现实条件，广西建立了全国首个考虑多成本电源同台竞价的电力市场体系，设计了精细而复杂的各种变动成本补偿/回收措施，宛如走钢丝一样平衡着公平和效率。与南方区域其他省份不同的是，贵州的市场主要是煤电决定市场价格，因此贵州一方面通过加强场外谈判增加煤电的降价空间，另一方面通过汛期水火发电权转让将高价煤电转为低价水电，平抑了发电价格。

柳暗花明又一村：

从省间破冰向多省区融合初探

为缓解西部水电消纳困难的紧迫局面，跨区跨省中长期市场化交易正式破冰启动。在弃水最严重的2016~2019年四年期间，广东挂出量、价需求，云南水电厂自主摘牌，“省间增量外送”成为热度最高的交易品种。围绕挂牌价格如何定，广东、云南两省进行了激烈的博弈。最初的方案是云南电厂自主报价，广东则低价摘牌，这立刻引起了发电侧的激烈反对，担心内卷竞争导致价格走低。最终，各方一致认可以云南、广东两省市场均价作为挂牌价，该定价机制实现了东西部均分市场红利。凑巧的是，在欧洲电力市场中，挪威外送价差也采用送受两国均分的方式，可见市场首重公平。

2017年起，面对云南弃水与日俱增、西电东送通道已经满送的压力，广州电力交易中心提出了云贵水火置换的方式，将贵州煤电承接的“黔电送粤”政府协议电量转让给云南水电厂代发，云南水电厂近似获得省内市价，贵州火电厂则在支付云南代发电价后获得剩余的合同电价，最终实现了三方共赢：贵州存煤支持冬季顶峰、云南增加水电消纳、广东受入更多清洁能源。截至2019年，云贵水火置换共实现了水电增送超过90亿千瓦时，这是“一对一”的通道式交易向“一买两卖”的区域融合方向的积极探索，实质上已经开展了区域市场的积极尝试。在此之后，为了适应西部来水的不确定性，省间中长期交易品种以月度增量挂牌交易为基础向更短周期、更高频次、更多主体的方向演化，2023年周交易启动，2024年则启动了按日连续运行，实现了更便捷更及时的交易渠道建立。

滚滚长江东逝水：

现货市场的三次价格冲击

在广东电力现货市场的数次结算试运行中，双轨制下“计划电”与“市场电”不断碰撞、售电公司在巨盈和巨亏间跳转，让市场经历了三次较大的价格冲击。2019年10月，广东现货启动7天结算试运行，在保开机、保电量的多重因素作用下，煤电纷纷扎堆内卷导致现货价格一度低至0.2元/千瓦时；该市场态势同样延续到了2020年8月首次全月结算试运行中，现货日前出清均价仅0.2元/千瓦时，这一个月现货低价让广东地区售电公司总计盈利9.2亿元，这就为第二次价格冲击的发生埋下了伏笔。

2021年5月，广东开启了第二次全月现货结算试运行。在气温持续攀高、电力供应紧张、燃料成本大幅上升的背景下，现货出清均价为0.51元/千瓦时，比广东煤电基准价0.463元/千瓦时高约10%；出乎意料的高价导致大量售电公司批零倒挂而破产退市。

从2021年11月起，广东在供需紧张时期顶住压力毅然开启长周期不间断结算试运行并持续至今。通过高比例中长期签约，畅通燃料、批发、零售的成本疏导，第三次电价冲击被有效平抑，现货市场最终被社会各方接受，为广东起步向区域市场迈进夯实了基础。

三次价格冲击终于让全社会认识到，电力市场的价格信号要想合理发挥作用，需要中长期、现货乃至未来可能出现的金融产品同向发力。从这个角度来说，社会对于电力市场的认知从“无现货不市场”逐步转变为“完整市场体系”。

东方欲晓，莫道君行早：

区域电力市场的先驱者与追赶者

让我们把目光投向30年前的北欧。1995年挪威与瑞典启动了电力市场融合的改革，《PowertothePeople》一书中详细记载了当年的改革里程碑事件，双方各取所长，交易所建在奥斯陆而交易系统则使用了瑞典的金融交易平台。1995~1996年，更加标准化的电能量块交易品种发布，电力交易逐步趋向现货。两国一致认可取消两国间的中长期物理合同，增加了优化互济的自由度和灵活性；同期，电力金融产品进入酝酿阶段，用于代替中长期物理合约。

2017年，南方电网公司确定了南方五省区集中式现货市场的设计思路，以广东探索起步，最终实现五省区全覆盖的集中优化。2018年，笔者随队来到北欧NordPool交易所调研，当时挪方专家善意地安慰我方，“不要担心，我们在你们这个阶段（区域现货市场尚未建立，而省间送电主要是高比例的政府协议物理合约）停留了二十年。”

接下来出乎全世界的意料，历史的车轮开始加速转动。

2018年8月，广东电力市场历经三年的中长期交易，在经验积累和市场培育的基础上，广东电力现货市场启动了模拟试运行；同期，国家电网公司编制了全国统一电力市场建设方案。同年，欧洲启动了覆盖欧洲十几个国家的日内市场耦合工程X-bid（Cross-BorderIntradayMarketInitiative），意在彻底打通北欧与西欧的日内现货电力交互。

2020年，在国家发改委、国家能源局的主持下，南方电网公司、国家电网有限公司同步提出了以全国统一电力市场为目标的体系架构，并与欧洲专家进行了多轮次的研讨，最终形成了区域/省、全国的多层级统一市场体系设计。

2022年7月23日，以集中式现货开展模拟运行为标志，南方区域电力市场正式启动，开始了覆盖两广、云贵、海南五省（区）的日前及日内市场的耦合。南方区域市场选择了自由优化程度最高同时对各地冲击最大的全电量集中式现货出清模式，直接优化到6600个220千伏节点。五省区集中式市场的运行并不代表全网电厂重新排序，而是尊重东西部市场建设进度、经济水平、电价承受能力存在较大差异的现状。首先，通过优先计划高比例签约、配套中长期灵活调整应对现货价格波动风险，实现从中长期向现货的平稳过渡，避免了西部省区电价被东部抬高价格的顾虑；其次，集中优化并不代表彻底推倒各省区边界，而是适度限制省间送电规模和方向，比如云南外送规模要考虑三大流域的水能有序利用；贵州尽管价格高，但限定只能外送不能受入；最后，学习欧洲经验，平衡好送受两方的利益，限制省间出清现货价格对东、西部省（区）的冲击，并允许各省区自行制定本地现货结算价格，确保省间、省内电价获得社会认可。经过上述体系化的设计，实质上南方区域电力市场在出清环节类似美国PJM或加州市场，而在结算环节已经回到了欧洲市场的设计范式，这也是市场优化原理与我国南方区域实际情况相结合的实践范例。从区域市场的组织架构来看，南方区域与欧洲的相似之处更多：电力市场管理委员会对应欧盟委员会，而电力市场建设联席会则对应欧盟议会，前者负责研究讨论，而后者负责组织进一步审议供政府参考。

2024年11月30日，南方区域电力市场891家经营主体共同完成首次全月结算试运行。历经两年的试运行探索，南方五省区政府、经营主体已经充分认识到区域大市场相比单个省级市场的显著优势：一次出清的效率更高，区域市场出清前后仍有时间窗口可以增加省间其他短周期交易品种，增强省内省间同时计算新能源消纳能力，东部省区相比枯期显著降低了购电成本，单一大份额主体的市场力被削弱，实现了保供应、促消纳、降电价、减排放的全区域社会福利最大化。在已经完成多日、周、旬、月结算的基础上，南方区域电力市场将于2025年汛期择机启动不间断结算试运行，新能源全面入市、水电成本补偿等机制已经进入倒排工期的准备阶段。

南方区域电力市场在各方利益诉求的矛盾中持续发展，在不断涌现的问题冲突中迭代升级。当前，高比例大规模新能源发电与气候不确定性并存、新能源高装机资源冗余与发电投资吸引力下降互为表里，苛刻的欧洲电池法案标准与难以估量的中国工业产能形成对立，市场运营者们一直在思考，现在的市场是否已经触碰到了政策的边界，是否需要政府“有形的手”再“拉一把、送一程”。在未来纷繁复杂的众多不确定因素中只有一点可以肯定，就是南方区域电力市场的前方已经没有经验可以借鉴，唯有一步一个脚印地一往无前、勇毅前行，才能书写改革的新篇章。（本文仅代表作者个人观点）