完善电力市场体系 优化能源资源配置

电力是关系国家经济发展、社会繁荣、能源安全的基础行业。打造统一的要素和资源市场，建设全国统一电力市场体系，是支撑高质量发展和新发展格局的应有之义。2022年3月，相关意见提出了“健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心”等要求，为逬一步深化电力市场化改革明确了方向。

近年来，全国统一电力市场体系建设取得积极进展，目前已基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，电力市场化交易正在成为配置电力资源的最主要方式。

相关报告提出“加快规划建设新型能源体系”，相比以往概念，突出“新型”和“体系”。“新型”不仅意味着新的能源结构，即能源结构中非化石能源占比逐渐提升，也意味着构建新的体制机制，以保障能源安全。对能源系统而言，能源生产供给和储备调运能力尤其关键，而对于电力系统，区域电力调配和互济能力同样关键，其中电力市场的作用毋庸置疑。随着第一、二批电力现货试点先后在14个省份展开以及省间现货工作的推进，市场化交易电量明显提升，全国统一电力市场体系的构建进入新的阶段。

电力市场优化配置资源潜力待挖掘

电力市场交易（现货市场、辅助服务市场）里的电价信号可以引导新能源和煤电科学有序开发，通过完善全国统一电力市场机制而缓解未来顶峰保供压力的潜力巨大，从而降低未来对新增装机的依赖。

新能源发电方面，其特点有预测难度大、出力波动性大，对市场供需双方而言，以年为单位的中长期电力交易合约不适合新能源品种，易造成偏差考核和风险，不利于新能源参与市场和创收。从原则上讲，交易周期短且灵活的现货市场更有利于新能源从中获利。然而，在实操层面上，当前新能源入市后面临的市场电价波动影响着新能源入市的积极性。比如，省内新能源同一性导致零电价甚至是负电价，对电网产生逆调峰的影响，山东省级电网2022年全年负电价出现概率为48%，反映出山东省内新能源装机在大发时段存在一定的产能过剩和浪费。未来需要从市场机制角度扩展新能源省间现货交易，利用不同地区负荷曲线的差别，包括跨时区特性，从更大时空层面平滑新能源发电曲线，实现尖峰时刻余缺互济。

煤电方面，全国统一电力市场体系可以更好地挖掘煤电存量机组调峰潜力，避免因顶峰上马的新增煤电装机造成资源浪费或进一步亏损。新能源入市已是大势所趋，新能源品种特性将拉低平均电价，对于实施现货市场的省份，新能源大发时市场电价降低甚至为负，刺激本省及外省火电降低出力，挤压煤电的利润空间。未来煤电亟待转向顶峰出力，需要通过参与辅助服务和容量机制/市场获得合理的收益。然而，当前煤电参与顶峰调节和备用容量支撑的积极性欠佳，一方面，长协上网电价浮动范围虽上调为20%，但煤价高位震荡时仍然难以覆盖煤电发电成本；另一方面，为保障未来新能源大比例入市和消纳，供给侧需发展灵活性资源，煤电未来可依赖灵活性改造，但由于市场化改革缓慢，以及缺少成本疏导机制，使得发电企业当前对灵活性改造积极性不高。例如，在2022年四川缺电期间，四川当地存量煤电机组并没有充分发挥顶峰作用，未来需要通过市场价格信号更好地激发存量煤电机组的积极性和潜力。

除了上述存量煤电机组调节潜力有待开发，还需谨防“十四五”末煤电局部过剩与短缺并存。根据相关发布的《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》统计，2022年1至11月，国内新核准煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过2021年核准总量的3倍。近年来，中国用电量快速增长，但电力增速更高，大部分地区缺电力而非缺电量。全年用电负荷季节性差异巨大，需要顶峰保供的时间仅为5%左右。当迎峰度夏、迎峰度冬用电紧张时，价格对供需的引导机制未充分发挥作用，供给侧现货市场“价格帽”限制了顶峰出力机组的高收益，需求侧因缺乏包含居民用电在内的需求侧响应机制，使得供需出现较大缺口。按照全年仅几十个小时的“硬缺口”建设煤电，未来将拉低煤电的平均利用小时数。为避免这些问题发生，亟需建立完善现货和容量补偿市场机制，谨防资源浪费。

进一步加强电力市场建设的着力点

相关国际能源署发布的《中国建设全国统一电力市场：电力现货市场路径》提出，2030年前中国先建成省间和省内两级市场联合运营的两级市场模式，包括类似于当前国网经营区试行的跨省余量交易（即报告中的余量市场模式），以及类似于当前南方电网经营区试行的区域集中出清模式（即报告中的容量耦合市场模式）；远期在两级市场模式的基础上，逐步发展成为更成熟的全国统一电力市场（即报告里的一级市场模式或价格耦合市场模式）。在这一演进过程中，电力现货市场体系里的日前市场建设是建立一个多层次、全国统一的电力市场的核心环节，也是整个系统运营中连接中长期市场和现货实时市场的重要一环。

具体而言，两级市场模式是指地方市场与全国市场并存的两级市场模式，即统一市场、协同运作，这一模式可以在延续当前政策惯性，即保持各省在市场设计和调度决策方面自主权的基础上，促进各省间交易，兼具可操作性和经济效益。其中，余量市场模式较易于建立，指在自愿的基础上各地方将过剩的发电量上架至一个统一的全国市场中进行交易。此模式下各省可以在保留本地电力市场规则的情况下与其他市场联通，可以在提高总体使用率的情况下仍能保持本地市场的自主独立性，和当前国家电网有限公司在省间现货市场推进模式类似，国际上以中美洲SIEPAC、南非SAPP为代表。容量耦合市场模式为更高一级的市场协同，此模式下全国日前市场与地方市场并行，优先进行全国市场的出清并进行合理的资源优化、分配，利用相应的输电通道实现交易，从而可以一定程度上避开因市场模式不同而产生的省间壁垒，和当前南方区域电力市场推进模式相似。

我们认为，建设全国统一电力市场体系的着力点应为：

一是突出强调能源安全的优先位置。国家“西电东送”战略性与省级市场的自主性属于不同层面的资源优化配置和能源安全保供，应在贯彻国家战略、保障省级市场市场设计和调度决策自主性的前提下，从现有省间电力现货市场逐步建立全国电力现货市场，这是一条兼顾安全可靠性、可实施性和综合效益的较优路径。

二是完善省间、省内现货市场的功能定位。完善的市场机制将有助于缓解未来电力顶峰保供压力。在电力供需紧张阶段，需进一步释放现货市场价格信号空间，以发挥其引导跨省跨区保供资源配置的作用，一方面促进尖峰时刻余缺互济，另一方面也在更大范围内平抑新能源的波动性。

三是合理引导新能源开发和煤电转型。通过电力市场价格信号（可正可负、可高可低）引导不同省份电源结构转变进程，避免扎堆上马新能源和煤电，在保证适当备用基础上最大化新增装机的边际效用，促进不同品种电源合理有序开发。

四是妥善解决省间壁垒背后利益诉求。全国多层次统一电力市场体系是全国统一大市场中能源市场的重要组成部分，打破地方保护和市场分割需要打通影响利益诉求的关键堵点，可基于南方区域电力市场经验进一步探索构建区域市场的路径，并研究推动适时组建全国电力交易中心。
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