史连军：电力市场建设需以系统思维统筹推进

　　中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(简称《指导意见》)，为下一步深化电力市场体系建设指明了方向。国家发改委相继发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号，简称1439号文)以及《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809号，简称809号文)，电力市场建设进入了加速推进的新阶段。

　　结合笔者工作实际，本文将分三个部分，谈谈我国电力市场建设和运营的新特点与下一步工作思考。

　　近期电力市场运行基本情况

　　从去年下半年以来，我国电力市场出现三方面新变化。

　　第一是中央深改委审议通过《指导意见》，习近平总书记指出，要遵循电力市场运行规律和市场经济规律，优化电力市场总体设计，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，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。

　　第二是去年下半年出现的能源供应形势的变化。前几年，能源供需形势相对宽松，去年下半年煤炭价格出现较大波动，电力供需形势转向紧平衡。由于煤炭价格的高位运行以及负荷增长、新能源波动性等因素，电力紧平衡情况可能还将延续。

　　第三是国家发改委相继印发了1439号文和809号文。在发电侧，全部燃煤机组全面进入市场;在用户侧，除居民和农业等保障性用电外，所有工商业用电也全面进入市场，电力市场建设进一步提速。

　　从近期电力市场运行的基本情况来看，呈现以下几个特点——

　　一是从市场整体看，市场主体数量显著增加。2021年10月以来，国家电网公司经营区域内市场主体数量相应大幅增长，新增市场主体超过14.5万家，截至目前累计注册市场主体达到42万家。新增用户中，直接交易电力用户1.8万家，占比12.27%;零售用户12.7万家，占比87.73%。从去年11月至今年2月，市场主体月均新增超3万家。随着全部工商业用户进入市场，今年市场主体数量和市场电量还将增长。但目前大约还有4000万用户仍通过电网公司代理购电，包括一般工商业、小微企业和其他企业等等。

　　二是从电量规模来看，交易规模跃迁式增长。随着全部工商业用户进入市场，市场交易电量规模大幅增加，各省份月度直接交易电量总体规模环比增加超1200亿千瓦时。据测算，2022年电力市场化交易占比将从50%左右提高到75%左右。随着发用电计划进一步放开，用电侧基本实现“应放尽放”。

　　三是从价格来看，交易电价随一次能源价格波动。去年下半年以来，市场电价逐月走高，从中长期市场来看，通过落实国家政策要求，积极组织换签、改签等方式开展交易，中长期市场价格于去年10月开始上升，今年1月达到了0.4元/千瓦时的水平，上浮比例约20%，初步实现了一次、二次能源的价格传导和政策预期目标。从现货市场来看，现货市场价格先升后降，基本与燃煤发电变动成本变化同步。国家电网公司现有山西、甘肃两个连续运营的现货市场试点，现货市场价格波动范围较大。去年9月，现货价格最高达到了633元/兆瓦时(两个现货市场的加权平均)，随国家对煤炭宏观调控后回落至去年一二季度水平，并呈现波动态势，基本体现了燃煤发电变动成本变化和新能源出力波动对市场交易价格的影响。

　　四是新能源市场化交易规模逐步增长。去年，国家电网公司经营区域累计消纳新能源电量7569亿千瓦时，同比增长38.7%，新能源利用率超过97%。其中，新能源市场交易电量2314亿千瓦时，占比30.5%，较2020年提高4.2个百分点。今年一季度，新能源市场电量占比同比增长12个百分点，达到约38%。

　　五是全网统一平衡特征更加凸显。从购电来看，北京、上海外来电的比例占60%以上;送出省份比较典型的蒙东、宁夏，外送电量已经超过了本省区用电量。当前，外受/送电对各省区平衡影响日益增大，2021年国家电网公司经营区域内外送/受电超过用电量30%的省份共10个;省间交易规模近几年稳步攀升，截至2021年底达1.24万亿千瓦时，约占国家电网公司售电量的四分之一，全网统一平衡格局进一步深化。

　　六是电网公司代理购电工作平稳实施。去年12月以来，按照1439号文和809号文要求，国家电网公司经营区域内各省级电网公司开展首次代理购电交易。去年12月和2022年1月，国家电网公司经营区域内代理工商业用户售电量分别达到1420亿千瓦时和1216亿千瓦时，分别占总售电量的32%和26%。从代理价格来看，电网代理购电均价高于批发市场均价，与零售用户均价持平。去年12月、今年1月，国家电网公司经营范围内各省(区、市)代理购电均价分别为433.65元/兆瓦时、439.16元/兆瓦时(不含优购损益等)，较批发市场(大用户+售电公司)购电价格高13~15元/兆瓦时，较零售用户购电均价高0.5~0.8元/兆瓦时，基本持平。造成上述价格差的主要原因是优发电量与优购电量的不匹配。

　　七是从交易组织情况来看，年度中长期交易出现惜售现象，短期灵活交易需求大幅上升。受供需形势变化、一次能源波动、新能源预测因素影响，考虑到合同履约执行等因素，市场主体对较长周期电力交易的谨慎度明显提高。从交易周期看，2021年各类型发电企业参与省间交易年度交易报价1.13万次，较2020年减少了510次。从报价成交比来看(成交次数与报价次数之比)，年度交易成交比最低，为41.08%。而月度和月内相应成交比是比较高的，分别为84.86%和77.90%。与此同时，购售双方对短期灵活交易需求大幅上升。从供需比或购售比来看，年度购售比仅106%。但月度、月内购售比则逐步上升。分月来看，2021年第四季度省间交易购售比较小，去年11月份低于100%。上述供需比完全由市场的申报电量和购电量计算得出(不考虑阻塞、安全核验等因素)，如此看来，灵活性交易的需求大幅度增加。

　　八是绿电购买需求大幅度增长。去年9月，在国家发展改革委指导下，北京电力交易中心创新组织开展了绿色电力交易，2021年累积开展绿电交易75.21亿千瓦时。首次交易成交电价比中长期市场均价高0.03~0.05元/千瓦时，随着燃煤电量市场化价格上涨，后续交易价格也有所增长，较原燃煤基准价平均上涨0.06元/千瓦时，充分体现了绿电的环境价值。与用户侧购买需求相比，发电侧呈现供给不足的问题。主要原因是目前平价新能源电量总体规模较小，带补贴的新能源机组暂未参与绿电交易。

　　市场建设面临的三大挑战

　　按照中央深改委会议精神和118号文的要求，统筹考虑当前电力市场建设实际进展和实践中呈现的新趋势，下一步电力市场建设将面临三方面的挑战，也可概括为安全、低碳、高效的“能源不可能三角”。

　　第一大挑战就是如何适应供需形势新变化。

　　从整个电力系统的平衡角度来看，要发挥好火电机组保障作用。将来，火电机组主要发挥支撑和调节作用，电量将逐步降低，但调节作用则越来越突出。但是，目前火电企业的经营方式没有发生过多改变，企业仍在用发电量、设备利用小时数等指标来判断自身经营状况或进行投入，这种经营模式其实已经不可持续。当下，火电企业需要去研究市场转型期自身市场地位的变化，以及在新的市场定位中如何实现盈利。

　　新能源反调峰、难预测的特性不利于保障供应和市场运行，要进一步通过市场来消除或减少新能源的不可预见性、反调节性。从电力曲线来看，发用电计划放开后还存在电量、电力不匹配的问题。发电侧放开的经营性发电机组如火电机组调节能力强，保留的优先发电机组却是呈反调节特性的新能源机组;而用户侧放开的经营性用户的峰谷差小，保留的优购用户却是峰谷差大且需要发电侧提供调峰能力的。优先发电、优先用电在电力交易曲线上难以匹配，需要合理设计保障优购用户高峰用电需求的机制。

　　第二大挑战是如何通过市场机制承接新能源的大规模接入。

　　新能源的主要特征是低边际成本、高系统成本、出力高波动性、高随机性和高不可预见性。由于上述特性，决定了新能源参与市场后，电力市场机制和价格体系都需要重新设计。目前的电力市场机制和理论都是以边际出清为原则，即以满足负荷需求的最后一台机组的价格进行市场出清。在现有模式下，现货市场在面对高比例新能源时，极端价格频现，例如甘肃现货市场较多时段按照最高、最低限价出清;近期山西现货市场运行中，更是出现了一日长达17小时零电价的极端情况。新能源反调峰特性下，如何保障其在市场中的收益和健康发展，是新能源进入市场必须考虑的问题，也是关乎新能源未来发展的根本性问题。

　　第三大挑战是如何保障电力价格稳定。

　　首先，“双碳”目标下，各类电源功能定位的变化造成电力商品价值的精细化和差异化，亟需对电力市场价值体系进行细分。在电能量价值的基础上，进一步细分出电力容量价值、调节价值和绿色价值，有助于通过价格信号促进系统主体进一步明确分工，促进火电机组提高灵活性和供电保障基础能力，提升系统调节能力。相关电价体系需要系统设计，相关市场机制需要深入研究。其次，需要促进一二次能源价格合理传导。受全球疫情、局部冲突等因素影响，国际能源价格大幅飙升。我国煤炭价格自去年7月开始快速上涨，在国家有力调控后下降企稳但仍然维持高位运行，近期受需求回暖、库存下降影响，煤价再次走高。2月，国家发改委发布了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了570~770元/吨(秦皇岛5500千卡)的价格指导区间。下一步需要进一步理顺一二次价格传导机制，缓解“煤-电顶牛”问题，促进燃料成本向终端用户合理疏导。最后，要进一步发挥好中长期交易压舱石作用。2022年省间年度交易组织中，传统外送省份外送规模和活跃度大幅度下降，西北、东北典型外送省份在年度市场达成的网对网送电规模仅为去年的三分之一。省间中长期交易无法足量签约，中长期交易在稳定省间基础潮流、稳定电力价格方面的作用无法得到充分体现，给系统运行和稳定电力价格带来新的不确定性。需要促进中长期交易足量签约，稳定市场价格预期，平抑电力价格波动。

　　对下一步电力市场建设的思考

　　针对前述种种问题和挑战，笔者认为，重点要从健全多层次市场体系、完善市场体系功能、健全交易机制等几个方面开展工作。

　　第一，要以系统化思维开展电力市场设计，健全多层次统一电力市场体系。从当前电力市场建设运营实际看，不同品种、不同周期、不同范围的市场之间相互耦合、彼此影响，例如保障新能源发展就与优先发用电匹配、健全中长期交易机制、推动现货市场建设、辅助服务市场建设等多个方面相关。市场建设呈现“牵一发而动全身”的特点，要避免“头痛医头，脚痛医脚”。实际工作中，要强化电力市场的顶层设计，以系统思维构建市场体系，绘制市场建设的“施工图”和“路线图”，统筹推进市场建设。

　　第二，现阶段需要坚持和完善“统一市场、两级运作”的市场建设路径。考虑到省间市场在保障平衡格局、促进新能源消纳方面的重要作用，我们认为，现阶段应继续坚持“统一市场、两级运作”的市场架构，省间市场定位于落实国家能源战略、促进大规模资源优化配置，建设资源配置型市场;省内市场定位于保障电力供需平衡和电网安全稳定运行，建设电力平衡型市场。省间优先于省内开展交易组织，其结果应作为省内市场的边界。同时，结合电力市场建设面临的新形势和关键问题，应坚持省间-省内市场“三个统一”，即“统一核心规则、统一运营平台、统一服务规范”，不断完善“两级运作”机制，随市场建设不断深入推进，逐步实现多层次市场的融合和协同运行。

　　第三，要有序推动新能源进入市场。随着新能源发电量不断提高，需要从市场机制和政策体系上做好新能源市场化消纳的承接。在机制设计上，不断完善新能源参与市场的交易组织方式、价格机制以及配套衔接机制，明确新能源主体的市场平衡责任，对系统内支撑性、调节性电源进行合理补偿;此外，做好绿色电力交易与绿证、可再生能源消纳责任权重等方面的衔接，在交易中努力实现绿色溢价;在政策体系上，发电侧区分存量与增量项目，增量平价项目直接参与市场交易，积极推进存量项目保障利用小时数外电量进入市场;用户侧压实可再生能源消纳责任，并通过高耗能用户最低绿电消费比例等政策，进一步促进新能源消纳。

　　第四，逐步推动各类主体参与市场。明确市场准入标准，规范准入流程，推动包括抽蓄、储能、可调负荷资源、分布式能源、新能源汽车等灵活性调节资源，以独立主体或聚合商模式参与市场。发挥好新兴市场主体灵活调节优势，推动其参与辅助服务市场、调节容量市场和需求侧响应，与新能源电源高效互动。针对以自平衡的差额部分参与市场，和全额直接参与市场等不同模式，积极开展研究分析，探索适应我国市场建设的新兴主体参与市场模式。

　　第五，深化开展中长期市场连续运营。充分发挥中长期市场在稳定基础供需、稳定价格水平方面的重要作用。一是要在时间尺度上更加贴近实际运行，进一步提高交易频次，缩短交易周期，实现中长期市场按工作日连续交易。二是通过引入带时标能量块交易，实现中长期电能商品的标准化，便于市场主体更加灵活、更加充分地购买、售出电能，更好适应电力供需频繁变化和新能源发电波动性、随机性特点，尽量使中长期交易与现货交易无缝衔接。

　　第六，在现货市场建设方面，要发挥好现货市场实时调节供需的重要功能，尽快推动省间现货市场正式运行，形成“省间+省内、中长期+现货”的市场完整体系，同时积极推动省级现货市场建设，按照双边交易的要求逐步推动用户侧参与现货市场，促进发用两侧协同互动。

　　第七，要深化辅助服务市场建设。在持续完善现有调频、备用辅助服务机制基础上，推动调峰市场与现货市场融合，积极探索有利于常规能源发挥支撑作用的辅助服务新品种，比如快速爬坡、转动惯量等，更好满足系统调节需求。同时，需要按照“谁受益、谁承担”的市场原则，推动辅助服务成本向用户侧疏导。

　　第八，建立容量补偿机制和容量市场。需要遵循稳妥有序原则，分阶段推进容量机制建设，其中，容量市场的建设应包括两个方面，一是考虑长期容量充裕度的容量市场，主要用于引导新增设备投资;二是考虑中长期电能量平衡的年度、月度备用容量市场，主要用于保障电力电量平衡格局。

　　第九，进一步完善电力市场价格形成和传导机制。一是要稳定一次能源供应与价格，为市场提供稳定预期;二是要强化交易组织、细化合同设计，促进煤价波动在电价中合理体现;三是畅通传导路径，实现价格信号有效传导到终端用户，促进用户调整自身用电行为、改善全网平衡。

　　最后,要强化多时间尺度市场平衡机制。未来，要充分考虑到全品种、全空间、全时间段，细化设计平衡市场，推动市场主体在各时间尺度、空间范围内通过平衡机制有效互动，形成一个完整的交易体系，来保证新能源消纳和新型电力市场建设。(本文根据作者在中电联2022年经济形势与电力发展分析预测会上专题演讲整理，由作者审定)

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2022年04期，作者系北京电力交易中心总经理