完善電力市場體系 優化能源資源配置

電力是關系國家經濟發展、社會繁榮、能源安全的基礎行業。打造統一的要素和資源市場，建設全國統一電力市場體系，是支撐高質量發展和新發展格局的應有之義。2022年3月，相關意見提出了“健全多層次統一電力市場體系，研究推動適時組建全國電力交易中心”等要求，為逬一步深化電力市場化改革明確了方向。

近年來，全國統一電力市場體系建設取得積極進展，目前已基本建成“統一市場、協同運作”的電力市場架構，形成了銜接省間、省內，覆蓋全國范圍、全類型周期、不同交易品種的市場體系，電力市場化交易正在成為配置電力資源的最主要方式。

相關報告提出“加快規劃建設新型能源體系”，相比以往概念，突出“新型”和“體系”。“新型”不僅意味著新的能源結構，即能源結構中非化石能源占比逐漸提升，也意味著構建新的體制機制，以保障能源安全。對能源系統而言，能源生產供給和儲備調運能力尤其關鍵，而對于電力系統，區域電力調配和互濟能力同樣關鍵，其中電力市場的作用毋庸置疑。隨著第一、二批電力現貨試點先后在14個省份展開以及省間現貨工作的推進，市場化交易電量明顯提升，全國統一電力市場體系的構建進入新的階段。

電力市場優化配置資源潛力待挖掘

電力市場交易（現貨市場、輔助服務市場）里的電價信號可以引導新能源和煤電科學有序開發，通過完善全國統一電力市場機制而緩解未來頂峰保供壓力的潛力巨大，從而降低未來對新增裝機的依賴。

新能源發電方面，其特點有預測難度大、出力波動性大，對市場供需雙方而言，以年為單位的中長期電力交易合約不適合新能源品種，易造成偏差考核和風險，不利于新能源參與市場和創收。從原則上講，交易周期短且靈活的現貨市場更有利于新能源從中獲利。然而，在實操層面上，當前新能源入市后面臨的市場電價波動影響著新能源入市的積極性。比如，省內新能源同一性導致零電價甚至是負電價，對電網產生逆調峰的影響，山東省級電網2022年全年負電價出現概率為48%，反映出山東省內新能源裝機在大發時段存在一定的產能過剩和浪費。未來需要從市場機制角度擴展新能源省間現貨交易，利用不同地區負荷曲線的差別，包括跨時區特性，從更大時空層面平滑新能源發電曲線，實現尖峰時刻余缺互濟。

煤電方面，全國統一電力市場體系可以更好地挖掘煤電存量機組調峰潛力，避免因頂峰上馬的新增煤電裝機造成資源浪費或進一步虧損。新能源入市已是大勢所趨，新能源品種特性將拉低平均電價，對于實施現貨市場的省份，新能源大發時市場電價降低甚至為負，刺激本省及外省火電降低出力，擠壓煤電的利潤空間。未來煤電亟待轉向頂峰出力，需要通過參與輔助服務和容量機制/市場獲得合理的收益。然而，當前煤電參與頂峰調節和備用容量支撐的積極性欠佳，一方面，長協上網電價浮動范圍雖上調為20%，但煤價高位震蕩時仍然難以覆蓋煤電發電成本；另一方面，為保障未來新能源大比例入市和消納，供給側需發展靈活性資源，煤電未來可依賴靈活性改造，但由于市場化改革緩慢，以及缺少成本疏導機制，使得發電企業當前對靈活性改造積極性不高。例如，在2022年四川缺電期間，四川當地存量煤電機組并沒有充分發揮頂峰作用，未來需要通過市場價格信號更好地激發存量煤電機組的積極性和潛力。

除了上述存量煤電機組調節潛力有待開發，還需謹防“十四五”末煤電局部過剩與短缺并存。根據相關發布的《中國典型五省煤電發展現狀與轉型優化潛力研究》統計，2022年1至11月，國內新核準煤電項目裝機總量已達6524萬千瓦，超過2021年核準總量的3倍。近年來，中國用電量快速增長，但電力增速更高，大部分地區缺電力而非缺電量。全年用電負荷季節性差異巨大，需要頂峰保供的時間僅為5%左右。當迎峰度夏、迎峰度冬用電緊張時，價格對供需的引導機制未充分發揮作用，供給側現貨市場“價格帽”限制了頂峰出力機組的高收益，需求側因缺乏包含居民用電在內的需求側響應機制，使得供需出現較大缺口。按照全年僅幾十個小時的“硬缺口”建設煤電，未來將拉低煤電的平均利用小時數。為避免這些問題發生，亟需建立完善現貨和容量補償市場機制，謹防資源浪費。

進一步加強電力市場建設的著力點

相關國際能源署發布的《中國建設全國統一電力市場：電力現貨市場路徑》提出，2030年前中國先建成省間和省內兩級市場聯合運營的兩級市場模式，包括類似于當前國網經營區試行的跨省余量交易（即報告中的余量市場模式），以及類似于當前南方電網經營區試行的區域集中出清模式（即報告中的容量耦合市場模式）；遠期在兩級市場模式的基礎上，逐步發展成為更成熟的全國統一電力市場（即報告里的一級市場模式或價格耦合市場模式）。在這一演進過程中，電力現貨市場體系里的日前市場建設是建立一個多層次、全國統一的電力市場的核心環節，也是整個系統運營中連接中長期市場和現貨實時市場的重要一環。

具體而言，兩級市場模式是指地方市場與全國市場并存的兩級市場模式，即統一市場、協同運作，這一模式可以在延續當前政策慣性，即保持各省在市場設計和調度決策方面自主權的基礎上，促進各省間交易，兼具可操作性和經濟效益。其中，余量市場模式較易于建立，指在自愿的基礎上各地方將過剩的發電量上架至一個統一的全國市場中進行交易。此模式下各省可以在保留本地電力市場規則的情況下與其他市場聯通，可以在提高總體使用率的情況下仍能保持本地市場的自主獨立性，和當前國家電網有限公司在省間現貨市場推進模式類似，國際上以中美洲SIEPAC、南非SAPP為代表。容量耦合市場模式為更高一級的市場協同，此模式下全國日前市場與地方市場并行，優先進行全國市場的出清并進行合理的資源優化、分配，利用相應的輸電通道實現交易，從而可以一定程度上避開因市場模式不同而產生的省間壁壘，和當前南方區域電力市場推進模式相似。

我們認為，建設全國統一電力市場體系的著力點應為：

一是突出強調能源安全的優先位置。國家“西電東送”戰略性與省級市場的自主性屬于不同層面的資源優化配置和能源安全保供，應在貫徹國家戰略、保障省級市場市場設計和調度決策自主性的前提下，從現有省間電力現貨市場逐步建立全國電力現貨市場，這是一條兼顧安全可靠性、可實施性和綜合效益的較優路徑。

二是完善省間、省內現貨市場的功能定位。完善的市場機制將有助于緩解未來電力頂峰保供壓力。在電力供需緊張階段，需進一步釋放現貨市場價格信號空間，以發揮其引導跨省跨區保供資源配置的作用，一方面促進尖峰時刻余缺互濟，另一方面也在更大范圍內平抑新能源的波動性。

三是合理引導新能源開發和煤電轉型。通過電力市場價格信號（可正可負、可高可低）引導不同省份電源結構轉變進程，避免扎堆上馬新能源和煤電，在保證適當備用基礎上最大化新增裝機的邊際效用，促進不同品種電源合理有序開發。

四是妥善解決省間壁壘背后利益訴求。全國多層次統一電力市場體系是全國統一大市場中能源市場的重要組成部分，打破地方保護和市場分割需要打通影響利益訴求的關鍵堵點，可基于南方區域電力市場經驗進一步探索構建區域市場的路徑，并研究推動適時組建全國電力交易中心。
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