6月2日，在杭州，國電投新疆能源化工公司等4家發電企業代表在第19屆亞組委、浙江省能監辦、浙江省能源局的見證下，通過北京電力交易中心、浙江電力交易中心，與奧體博覽城開發建設運營管理有限公司等4家場館代表簽訂亞運綠電交易框架協議，助力實現亞運會的首次碳中和。越來越多的企業正在加入電力市場化交易的行列。特別是2021年進一步深化燃煤發電市場化改革實施后，工商業用戶全面入市，電力交易市場主體數量、交易電量規模大幅增長。

(來源：微信公眾號“浙電e家” 作者：陳麗莎)

電力市場化的土壤培育眼見愈加深厚。在此發展基礎上，去年年初，國家發展改革委、國家能源局出臺了關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見，促進能源資源在全國范圍優化配置，服務國家能源戰略。隨后，中共中央、國務院也印發了關于加快建設全國統一大市場的意見，提出健全多層次統一電力市場體系。今年年初，國家電網公司發布了關于加快建設全國統一電力市場體系的實施意見，積極貫徹中央關于電力市場建設的有關部署。

無疑，全國統一電力市場建設已邁出新步伐。為何統一?難點在哪?如何建設?記者采訪了多名業內專家，一探究竟。

打破壁壘的意義

正如秦統一發行貨幣和度量衡的重要性，打破跨省跨區交易壁壘，實現能源電力在全國“統一”電力市場自由流動，也有其重要意義。

從宏觀層面看，黨的二十大報告強調了要構建全國統一大市場、深化要素市場化改革、建設高標準市場體系，這是增強國內大循環內生動力和可靠性的應有之義。而全國統一電力大市場建設，則是全國統一大市場的重要環節，關乎國家能源安全和能源轉型。中國地域遼闊，各地發展情況不一，其中也包括能源的生產和消費差異。比如，在東部沿海地區，能源自給自足稟賦差，但需求巨大，可謂全國的用電負荷中心，供不應求凸顯。

而擁有廣袤平原的西北地區，承載了大片的光伏板和風機，但本地能源需求小，全額就地消納難度大。因此，跨省跨區電力輸送，長期以來都是電力電量平衡的重要支撐。

同時，全國各地的電力供需特性、發電資源均不一致。例如，西北的新能源呈爆發式增長，電源的波動性、隨機性、間歇性讓電力系統安全穩定面臨多重調整。

四川水電豐富，但受制來水情況，譬如2022年夏季遭遇極端高溫，倚仗水電的四川因枯水陷缺電困局。

安徽、浙江同處華東區域，但用電的峰谷時段差異較大。

這個時候，如果有一個統一的“大腦”來進行全國范圍內的能源電力調度，那么，供與需、波動與穩定的關系，都將得到更好地互助應對。

在國網浙江電力相關研究專家看來，更綠色、更安全是建設統一電力市場帶來的兩大好處。它能夠實現電力資源在更大范圍內共享互濟和優化配置，拓展新能源消納空間，并且更有效地統籌全國供需平衡，提升電力系統穩定性和靈活調節能力，具備更強的抗壓能力，保障全國范圍內的能源安全供應。

從微觀操作看，對市場建設進行統一規劃也有其必要性。

一名長期從事一線電力交易的工作人員告訴記者，在初期電力市場中，各區域運行機制存在差異，未必同步，可能是“肩并肩”也可能是“背靠背”。各省在積極推動電力市場建設中，如果沒有統一引導，因建設思路、市場模式差異較大，極易導致省內交易與省間交易時序交錯，大范圍調度難以實現，協調困難。

舉例來說，假設省間市場10點開市、15點閉市并發布跨區跨省交易結果，某省電力市場14點閉市進行交易出清，如果該省為電力受入省份且外來電占比高，從省間市場購入的電量電力不確定，在省間現貨及區域市場未形成外來電最終結果之前，省內交易就無法開展。

多輪改革奠定基礎

統一有其深遠意義，但統一的難度也恰恰在于此，牽一發而動全身。說到電力體制改革，業內人士都會提到一個“中發9號文”，即2015年中共中央國務院發布的關于進一步深化電力體制改革的若干意見，為新一輪電改定調。電力體制改革是針對包括發電、輸配電、售電、用電的整體電力系統。2015年以來，多層次多維度的電力市場建設一直在進行中。其中電價市場化改革為統一電力市場建設奠定了市場基礎。2019年，國家發展改革委出臺相關指導意見，將實施多年的燃煤發電標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化電價機制，各地燃煤發電通過參與電力市場交易，由市場形成價格。“基準價+上下浮動”市場化電價機制的實施，有力推動了電力市場化進程，2020年我國超過70%的燃煤發電電量通過市場交易形成上網電價。

2021年，國家發展改革委先后發文，再次推進電價市場化改革，在以往改革基礎上進一步深化。此次改革按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”的總體要求，也就是管住電網企業的輸配電價，放開發電側上網電價、用戶側銷售電價，讓終端用戶電價更靈活反映電力供需形勢和成本變化，構建“能跌能漲”的市場化電價機制，在一定程度上激勵發電企業響應市場價格信號調整發電能力、電力用戶優化用電習慣。

值得一提的是，此次改革擴大市場交易電價上下浮動范圍。將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。也就是說高耗能企業要接受更多的上浮空間，用電多、能耗高的企業要多付費。改革明確推動其余30%的燃煤發電電量全部進入電力市場，這樣進一步帶動了其他類別電源發電電量進入市場，也加快推動了電力中長期交易、現貨市場和輔助服務市場建設發展。

當前，建設全國統一電力市場已具備一定基礎。在市場主體方面，北京電力交易中心數據顯示，截至2023年2月14日，國網經營區市場主體注冊數量已突破50萬家，達到500015家，較2021年底增長36.4%，是2015年底的18.2倍。此外，交易電量、交易品種也持續擴大，市場在資源優化配置中的作用明顯增強。

從輸送通道看，全國跨區域的特高壓建設不斷加強，也為統一電力市場建設提供了堅強的物理網絡支撐。

多層次的統一

電力市場談統一，談的是多層次的統一。如果說把建設全國統一電力市場體系，比作建造一座大樓，那么里面若干層次的體系，就好像是在搭建房屋的梁柱框架。而完善中長期市場、現貨市場等各類市場功能，就是在填充這個框架。

中長期市場、現貨市場是電力市場在交易時序的分類方式，一般來說，中長期市場泛指在發用電時間前多日以上周期進行的交易，現貨市場一般指在發用電的前一天開始買賣電力的交易。拿物資采購來打比方，一般工廠都有穩定的供應商，根據訂單情況簽訂長期的采購合同，這就是中長期交易。受市場變化等因素影響，工廠需求會有調整，這時需要臨時增減的交易，就類似于現貨市場。

不過，電力跟普通物資有一點區別，工廠可以建立倉庫存儲物資，但電力不能大規模存儲。

中長期市場和現貨市場就像硬幣的兩面，不可分割?，F貨市場更能反映市場供需和發用電成本，具有價格發現功能。中長期市場可以穩定供需雙方預期、鎖定資源、穩定價格，是能源保供穩價的“壓艙石”和“穩定器”。因此，中長期價格錨定電力現貨價格，現貨市場通過價格反映電能時空價值，為中長期市場提供價格基準。

專家認為，要構建全國統一電力市場體系，要統籌好政策與市場、統籌省間和省內交易、統籌中長期市場和現貨市場、統籌新能源與常規能源、統籌電力市場與碳市場等不同市場層次及功能間的統一。

當前建設過程中難點依然存在。業內普遍認為，原先以省為主體的建設模式一時間還難以完全打破，各省市場的建設進程以及市場模式不一致。

以華東區域四省一市為例，浙江和福建是第一批電力現貨市場建設試點，浙江選擇以集中式電力市場模式起步，福建選擇以分散式電力市場模式起步，目前均已積累一定現貨市場運行經驗，江蘇、安徽和上海屬于第二批電力現貨市場建設試點，現貨市場建設還在發展階段。同時，省間、省內、區域等電力市場之間，銜接流程復雜，還有待進一步梳理。

尋求創新協調

我國東部沿海省份能源對外依存程度普遍較高，受全國供電形勢影響大，特殊時期省間中長期框架協議合同存在無法履行的情況。比如去年夏天，就有多省份出現“買電難”問題。

作為受端省份，浙江推進電力市場建設有其典型性。由于外來電電量約占全社會用電量的三分之一，因此浙江在尋求省間和省內市場的銜接與平衡上持續發力。

過去一年，國網浙江電力發揮市場機制作用，積極主動對接電力富余省份，助力保障電力系統安全運行和電力可靠供應。多渠道簽訂外購協議，去年全年中長期外來電受入電量近1800 億千瓦時，同比增長4%。同時，促請北京電力交易中心開展杭州亞運會綠色電力交易，購入青海、寧夏、甘肅等省份綠電，最大限度保障亞運場館用上“綠電”。同時，探索開展浙皖、浙渝電力互濟置換，有效增加迎峰度夏期間用電高峰電力受入水平。

國網浙江電力還積極建設輔助服務市場。輔助服務市場就是以輔助服務為標的物的市場，現有的輔助服務包括備用、調峰、填谷、調頻、無功補償、黑啟動等，它們都是維持電能質量的重要保障。2023年2月1日起，浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務已轉入常態運行，交易標的物包括旋轉備用、削峰調峰、填谷調峰，參與主體包括儲能、虛擬電廠、負荷聚合商、電力用戶等，截至目前已累計組織開展了12場填谷交易。

在省內電力市場建設中，國網浙江電力還注重發揮平臺型作用，完善電力市場服務體系、電費結算核算機制，創新打造電力零售交易平臺，實現“一站式”購電服務，在寧波余姚試點投用全省首批電力交易咨詢服務站，為工商業客戶提供多種市場化電力交易信息咨詢渠道。同時，注重構建適應新型電力系統的市場機制，推動完善新能源進入市場的方式，目前浙江綠電交易已進入“日常模式”，2022年交易電量達26億千瓦時，還推出了分布式光伏聚合交易模式，在全國范圍內率先實現分布式光伏“綠色”價值變現。

尚需多方發力

與其他商品交易相比，電力交易存在特殊性，并沒那么簡單。電能交易最本質的差異在于與電力系統緊密相連。電力系統需要實時平衡，如果這種平衡遭到破壞，不僅電能無法交易，甚至整個供電區域還會面臨停電風險。安全銜接是大前提。電力市場的“統一”主要體現在市場框架、核心規則、運營平臺、服務規范等方面。從市場框架角度看，首先是明確省間市場和省內市場功能定位，彼此間協調互補，省間市場定位于落實組織跨省跨區電力交易，服務國家能源戰略，促進能源資源大范圍優化配置;而省內市場定位于提高省域內電力資源配置效率，發揮電力電量平衡基礎性作用，保障電力安全供應。交易時序上，省間交易早于省內交易開展，省間交易形成的交易結果和交易合約作為各省市場邊界。交易執行上，省間交易優先安排并結算，不受送受端省內電力供需變化、電源發電能力變化而調整，否則省間交易變化牽動各省市場。業內人士表示，目前各層級市場銜接建設正在持續優化完善中。但在“雙碳”背景下，創新建立有利于促進新能源消納、多種能源協調發展的市場機制仍迫在眉睫。

在市場運行過程中，會碰到一些高價機組參與市場，比如天然氣，去年市場平均價格每立方約3.7元，按一方氣轉化5度電計算，電價將遠超現在水平。高價機組如何參與市場?這些都需要頂層設計上的考慮。

專家建議，在建設統一電力市場過程中，一要加強頂層設計的包容性，在基本交易規則、交易技術標準統一的前提下，考慮不同建設進程、不同模式市場的協同方式，確保電力系統安全運行;二要細化全市場流程的操作銜接，理順省間、省內各市場環節在市場成員管理、輸電通道利用、交易組織、交易結算和交易結果執行、資金結算等全流程環節的銜接配合;三要尊重新型電力系統技術規律，充分考慮新能源發電特點，實現新能源大范圍優化配置，健全適應能源綠色發展的政策和市場機制，建立完善有利于電力系統調節能力提升的輔助服務市場和價格機制;四要對傳統煤電項目進行靈活性改造，有效激發各類電源調節能力，充分調動需求側資源參與系統的調峰調節，加強電力市場和碳市場的協同發展;五要加快儲能建設，更好地解決電能儲存問題，進一步推動源網荷儲一體化和多能互補發展。

而要解決這些難題仍任重道遠，需要各方發力，包括政府、電網企業、發電企業、售電公司和用戶多方主體共同參與，去突破、去突圍。長風破浪，未來可期。