史連軍：電力市場建設需以系統思維統籌推進

　　中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(簡稱《指導意見》)，為下一步深化電力市場體系建設指明了方向。國家發改委相繼發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號，簡稱1439號文)以及《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》(發改辦價格〔2021〕809號，簡稱809號文)，電力市場建設進入了加速推進的新階段。

　　結合筆者工作實際，本文將分三個部分，談談我國電力市場建設和運營的新特點與下一步工作思考。

　　近期電力市場運行基本情況

　　從去年下半年以來，我國電力市場出現三方面新變化。

　　第一是中央深改委審議通過《指導意見》，習近平總書記指出，要遵循電力市場運行規律和市場經濟規律，優化電力市場總體設計，實現電力資源在全國更大范圍內共享互濟和優化配置，加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。

　　第二是去年下半年出現的能源供應形勢的變化。前幾年，能源供需形勢相對寬松，去年下半年煤炭價格出現較大波動，電力供需形勢轉向緊平衡。由于煤炭價格的高位運行以及負荷增長、新能源波動性等因素，電力緊平衡情況可能還將延續。

　　第三是國家發改委相繼印發了1439號文和809號文。在發電側，全部燃煤機組全面進入市場;在用戶側，除居民和農業等保障性用電外，所有工商業用電也全面進入市場，電力市場建設進一步提速。

　　從近期電力市場運行的基本情況來看，呈現以下幾個特點——

　　一是從市場整體看，市場主體數量顯著增加。2021年10月以來，國家電網公司經營區域內市場主體數量相應大幅增長，新增市場主體超過14.5萬家，截至目前累計注冊市場主體達到42萬家。新增用戶中，直接交易電力用戶1.8萬家，占比12.27%;零售用戶12.7萬家，占比87.73%。從去年11月至今年2月，市場主體月均新增超3萬家。隨著全部工商業用戶進入市場，今年市場主體數量和市場電量還將增長。但目前大約還有4000萬用戶仍通過電網公司代理購電，包括一般工商業、小微企業和其他企業等等。

　　二是從電量規模來看，交易規模躍遷式增長。隨著全部工商業用戶進入市場，市場交易電量規模大幅增加，各省份月度直接交易電量總體規模環比增加超1200億千瓦時。據測算，2022年電力市場化交易占比將從50%左右提高到75%左右。隨著發用電計劃進一步放開，用電側基本實現“應放盡放”。

　　三是從價格來看，交易電價隨一次能源價格波動。去年下半年以來，市場電價逐月走高，從中長期市場來看，通過落實國家政策要求，積極組織換簽、改簽等方式開展交易，中長期市場價格于去年10月開始上升，今年1月達到了0.4元/千瓦時的水平，上浮比例約20%，初步實現了一次、二次能源的價格傳導和政策預期目標。從現貨市場來看，現貨市場價格先升后降，基本與燃煤發電變動成本變化同步。國家電網公司現有山西、甘肅兩個連續運營的現貨市場試點，現貨市場價格波動范圍較大。去年9月，現貨價格最高達到了633元/兆瓦時(兩個現貨市場的加權平均)，隨國家對煤炭宏觀調控后回落至去年一二季度水平，并呈現波動態勢，基本體現了燃煤發電變動成本變化和新能源出力波動對市場交易價格的影響。

　　四是新能源市場化交易規模逐步增長。去年，國家電網公司經營區域累計消納新能源電量7569億千瓦時，同比增長38.7%，新能源利用率超過97%。其中，新能源市場交易電量2314億千瓦時，占比30.5%，較2020年提高4.2個百分點。今年一季度，新能源市場電量占比同比增長12個百分點，達到約38%。

　　五是全網統一平衡特征更加凸顯。從購電來看，北京、上海外來電的比例占60%以上;送出省份比較典型的蒙東、寧夏，外送電量已經超過了本省區用電量。當前，外受/送電對各省區平衡影響日益增大，2021年國家電網公司經營區域內外送/受電超過用電量30%的省份共10個;省間交易規模近幾年穩步攀升，截至2021年底達1.24萬億千瓦時，約占國家電網公司售電量的四分之一，全網統一平衡格局進一步深化。

　　六是電網公司代理購電工作平穩實施。去年12月以來，按照1439號文和809號文要求，國家電網公司經營區域內各省級電網公司開展首次代理購電交易。去年12月和2022年1月，國家電網公司經營區域內代理工商業用戶售電量分別達到1420億千瓦時和1216億千瓦時，分別占總售電量的32%和26%。從代理價格來看，電網代理購電均價高于批發市場均價，與零售用戶均價持平。去年12月、今年1月，國家電網公司經營范圍內各省(區、市)代理購電均價分別為433.65元/兆瓦時、439.16元/兆瓦時(不含優購損益等)，較批發市場(大用戶+售電公司)購電價格高13~15元/兆瓦時，較零售用戶購電均價高0.5~0.8元/兆瓦時，基本持平。造成上述價格差的主要原因是優發電量與優購電量的不匹配。

　　七是從交易組織情況來看，年度中長期交易出現惜售現象，短期靈活交易需求大幅上升。受供需形勢變化、一次能源波動、新能源預測因素影響，考慮到合同履約執行等因素，市場主體對較長周期電力交易的謹慎度明顯提高。從交易周期看，2021年各類型發電企業參與省間交易年度交易報價1.13萬次，較2020年減少了510次。從報價成交比來看(成交次數與報價次數之比)，年度交易成交比最低，為41.08%。而月度和月內相應成交比是比較高的，分別為84.86%和77.90%。與此同時，購售雙方對短期靈活交易需求大幅上升。從供需比或購售比來看，年度購售比僅106%。但月度、月內購售比則逐步上升。分月來看，2021年第四季度省間交易購售比較小，去年11月份低于100%。上述供需比完全由市場的申報電量和購電量計算得出(不考慮阻塞、安全核驗等因素)，如此看來，靈活性交易的需求大幅度增加。

　　八是綠電購買需求大幅度增長。去年9月，在國家發展改革委指導下，北京電力交易中心創新組織開展了綠色電力交易，2021年累積開展綠電交易75.21億千瓦時。首次交易成交電價比中長期市場均價高0.03~0.05元/千瓦時，隨著燃煤電量市場化價格上漲，后續交易價格也有所增長，較原燃煤基準價平均上漲0.06元/千瓦時，充分體現了綠電的環境價值。與用戶側購買需求相比，發電側呈現供給不足的問題。主要原因是目前平價新能源電量總體規模較小，帶補貼的新能源機組暫未參與綠電交易。

　　市場建設面臨的三大挑戰

　　按照中央深改委會議精神和118號文的要求，統籌考慮當前電力市場建設實際進展和實踐中呈現的新趨勢，下一步電力市場建設將面臨三方面的挑戰，也可概括為安全、低碳、高效的“能源不可能三角”。

　　第一大挑戰就是如何適應供需形勢新變化。

　　從整個電力系統的平衡角度來看，要發揮好火電機組保障作用。將來，火電機組主要發揮支撐和調節作用，電量將逐步降低，但調節作用則越來越突出。但是，目前火電企業的經營方式沒有發生過多改變，企業仍在用發電量、設備利用小時數等指標來判斷自身經營狀況或進行投入，這種經營模式其實已經不可持續。當下，火電企業需要去研究市場轉型期自身市場地位的變化，以及在新的市場定位中如何實現盈利。

　　新能源反調峰、難預測的特性不利于保障供應和市場運行，要進一步通過市場來消除或減少新能源的不可預見性、反調節性。從電力曲線來看，發用電計劃放開后還存在電量、電力不匹配的問題。發電側放開的經營性發電機組如火電機組調節能力強，保留的優先發電機組卻是呈反調節特性的新能源機組;而用戶側放開的經營性用戶的峰谷差小，保留的優購用戶卻是峰谷差大且需要發電側提供調峰能力的。優先發電、優先用電在電力交易曲線上難以匹配，需要合理設計保障優購用戶高峰用電需求的機制。

　　第二大挑戰是如何通過市場機制承接新能源的大規模接入。

　　新能源的主要特征是低邊際成本、高系統成本、出力高波動性、高隨機性和高不可預見性。由于上述特性，決定了新能源參與市場后，電力市場機制和價格體系都需要重新設計。目前的電力市場機制和理論都是以邊際出清為原則，即以滿足負荷需求的最后一臺機組的價格進行市場出清。在現有模式下，現貨市場在面對高比例新能源時，極端價格頻現，例如甘肅現貨市場較多時段按照最高、最低限價出清;近期山西現貨市場運行中，更是出現了一日長達17小時零電價的極端情況。新能源反調峰特性下，如何保障其在市場中的收益和健康發展，是新能源進入市場必須考慮的問題，也是關乎新能源未來發展的根本性問題。

　　第三大挑戰是如何保障電力價格穩定。

　　首先，“雙碳”目標下，各類電源功能定位的變化造成電力商品價值的精細化和差異化，亟需對電力市場價值體系進行細分。在電能量價值的基礎上，進一步細分出電力容量價值、調節價值和綠色價值，有助于通過價格信號促進系統主體進一步明確分工，促進火電機組提高靈活性和供電保障基礎能力，提升系統調節能力。相關電價體系需要系統設計，相關市場機制需要深入研究。其次，需要促進一二次能源價格合理傳導。受全球疫情、局部沖突等因素影響，國際能源價格大幅飆升。我國煤炭價格自去年7月開始快速上漲，在國家有力調控后下降企穩但仍然維持高位運行，近期受需求回暖、庫存下降影響，煤價再次走高。2月，國家發改委發布了《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，明確了570~770元/噸(秦皇島5500千卡)的價格指導區間。下一步需要進一步理順一二次價格傳導機制，緩解“煤-電頂牛”問題，促進燃料成本向終端用戶合理疏導。最后，要進一步發揮好中長期交易壓艙石作用。2022年省間年度交易組織中，傳統外送省份外送規模和活躍度大幅度下降，西北、東北典型外送省份在年度市場達成的網對網送電規模僅為去年的三分之一。省間中長期交易無法足量簽約，中長期交易在穩定省間基礎潮流、穩定電力價格方面的作用無法得到充分體現，給系統運行和穩定電力價格帶來新的不確定性。需要促進中長期交易足量簽約，穩定市場價格預期，平抑電力價格波動。

　　對下一步電力市場建設的思考

　　針對前述種種問題和挑戰，筆者認為，重點要從健全多層次市場體系、完善市場體系功能、健全交易機制等幾個方面開展工作。

　　第一，要以系統化思維開展電力市場設計，健全多層次統一電力市場體系。從當前電力市場建設運營實際看，不同品種、不同周期、不同范圍的市場之間相互耦合、彼此影響，例如保障新能源發展就與優先發用電匹配、健全中長期交易機制、推動現貨市場建設、輔助服務市場建設等多個方面相關。市場建設呈現“牽一發而動全身”的特點，要避免“頭痛醫頭，腳痛醫腳”。實際工作中，要強化電力市場的頂層設計，以系統思維構建市場體系，繪制市場建設的“施工圖”和“路線圖”，統籌推進市場建設。

　　第二，現階段需要堅持和完善“統一市場、兩級運作”的市場建設路徑。考慮到省間市場在保障平衡格局、促進新能源消納方面的重要作用，我們認為，現階段應繼續堅持“統一市場、兩級運作”的市場架構，省間市場定位于落實國家能源戰略、促進大規模資源優化配置，建設資源配置型市場;省內市場定位于保障電力供需平衡和電網安全穩定運行，建設電力平衡型市場。省間優先于省內開展交易組織，其結果應作為省內市場的邊界。同時，結合電力市場建設面臨的新形勢和關鍵問題，應堅持省間-省內市場“三個統一”，即“統一核心規則、統一運營平臺、統一服務規范”，不斷完善“兩級運作”機制，隨市場建設不斷深入推進，逐步實現多層次市場的融合和協同運行。

　　第三，要有序推動新能源進入市場。隨著新能源發電量不斷提高，需要從市場機制和政策體系上做好新能源市場化消納的承接。在機制設計上，不斷完善新能源參與市場的交易組織方式、價格機制以及配套銜接機制，明確新能源主體的市場平衡責任，對系統內支撐性、調節性電源進行合理補償;此外，做好綠色電力交易與綠證、可再生能源消納責任權重等方面的銜接，在交易中努力實現綠色溢價;在政策體系上，發電側區分存量與增量項目，增量平價項目直接參與市場交易，積極推進存量項目保障利用小時數外電量進入市場;用戶側壓實可再生能源消納責任，并通過高耗能用戶最低綠電消費比例等政策，進一步促進新能源消納。

　　第四，逐步推動各類主體參與市場。明確市場準入標準，規范準入流程，推動包括抽蓄、儲能、可調負荷資源、分布式能源、新能源汽車等靈活性調節資源，以獨立主體或聚合商模式參與市場。發揮好新興市場主體靈活調節優勢，推動其參與輔助服務市場、調節容量市場和需求側響應，與新能源電源高效互動。針對以自平衡的差額部分參與市場，和全額直接參與市場等不同模式，積極開展研究分析，探索適應我國市場建設的新興主體參與市場模式。

　　第五，深化開展中長期市場連續運營。充分發揮中長期市場在穩定基礎供需、穩定價格水平方面的重要作用。一是要在時間尺度上更加貼近實際運行，進一步提高交易頻次，縮短交易周期，實現中長期市場按工作日連續交易。二是通過引入帶時標能量塊交易，實現中長期電能商品的標準化，便于市場主體更加靈活、更加充分地購買、售出電能，更好適應電力供需頻繁變化和新能源發電波動性、隨機性特點，盡量使中長期交易與現貨交易無縫銜接。

　　第六，在現貨市場建設方面，要發揮好現貨市場實時調節供需的重要功能，盡快推動省間現貨市場正式運行，形成“省間+省內、中長期+現貨”的市場完整體系，同時積極推動省級現貨市場建設，按照雙邊交易的要求逐步推動用戶側參與現貨市場，促進發用兩側協同互動。

　　第七，要深化輔助服務市場建設。在持續完善現有調頻、備用輔助服務機制基礎上，推動調峰市場與現貨市場融合，積極探索有利于常規能源發揮支撐作用的輔助服務新品種，比如快速爬坡、轉動慣量等，更好滿足系統調節需求。同時，需要按照“誰受益、誰承擔”的市場原則，推動輔助服務成本向用戶側疏導。

　　第八，建立容量補償機制和容量市場。需要遵循穩妥有序原則，分階段推進容量機制建設，其中，容量市場的建設應包括兩個方面，一是考慮長期容量充裕度的容量市場，主要用于引導新增設備投資;二是考慮中長期電能量平衡的年度、月度備用容量市場，主要用于保障電力電量平衡格局。

　　第九，進一步完善電力市場價格形成和傳導機制。一是要穩定一次能源供應與價格，為市場提供穩定預期;二是要強化交易組織、細化合同設計，促進煤價波動在電價中合理體現;三是暢通傳導路徑，實現價格信號有效傳導到終端用戶，促進用戶調整自身用電行為、改善全網平衡。

　　最后,要強化多時間尺度市場平衡機制。未來，要充分考慮到全品種、全空間、全時間段，細化設計平衡市場，推動市場主體在各時間尺度、空間范圍內通過平衡機制有效互動，形成一個完整的交易體系，來保證新能源消納和新型電力市場建設。(本文根據作者在中電聯2022年經濟形勢與電力發展分析預測會上專題演講整理，由作者審定)

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2022年04期，作者系北京電力交易中心總經理

作者：史連軍