全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)助力新型能源體系建設(shè)

張永平 周峰 彭麗楠 俞洋

(能源基金會(huì)清潔電力項(xiàng)目)

黨的二十大報(bào)告提出“加快規(guī)劃建設(shè)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(jié)構(gòu)，即能源結(jié)構(gòu)中非化石能源占比逐漸提升，也意味著構(gòu)建新的體制機(jī)制，以保障能源安全。對(duì)能源系統(tǒng)而言，能源生產(chǎn)供給和儲(chǔ)備調(diào)運(yùn)能力尤其關(guān)鍵，而對(duì)于電力系統(tǒng)，區(qū)域電力調(diào)配和互濟(jì)能力同樣關(guān)鍵，其中電力市場(chǎng)的作用毋庸置疑。隨著第一、二批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)先后在14個(gè)省份展開以及省間現(xiàn)貨工作的推進(jìn)，市場(chǎng)化交易電量明顯提升。相比2017年，2022年全國(guó)市場(chǎng)化交易電量(含省內(nèi)和省間)增加了兩倍多，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的構(gòu)建進(jìn)入新的階段。

一、全國(guó)電力市場(chǎng)交易現(xiàn)狀及演進(jìn)

自2015年《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡(jiǎn)稱“9號(hào)文”)發(fā)布以來，中國(guó)電力市場(chǎng)逐步形成以省級(jí)電力交易和中長(zhǎng)期電力交易為主的格局，市場(chǎng)化交易電量逐年攀升。

空間維度上，在9號(hào)文的指導(dǎo)下，2017年以來，以省為單元的電力市場(chǎng)體系和試點(diǎn)建設(shè)初見成效，輸配電價(jià)改革試點(diǎn)在省級(jí)層面全面開展并覆蓋全國(guó)，電力改革綜合試點(diǎn)在三分之二的省份得以推進(jìn)，為進(jìn)一步的市場(chǎng)化電力交易鋪平道路。據(jù)相關(guān)統(tǒng)計(jì)分析，2017年到2022年間，全國(guó)市場(chǎng)化交易電量(含省內(nèi)和省間)從2017年的16324億千瓦時(shí)逐年提升至52543億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量比重從25.9%躍升至60.8%，年均復(fù)合增長(zhǎng)率為26%。其中，省內(nèi)電力市場(chǎng)交易占主體，占全國(guó)市場(chǎng)交易電量達(dá)80%以上;其余的為省間市場(chǎng)交易電量，且份額有增長(zhǎng)趨勢(shì)，省間市場(chǎng)交易占全國(guó)市場(chǎng)交易電量比重從2017年的17.9%波動(dòng)式上升為2022年的19.7%。2022年，省內(nèi)市場(chǎng)交易電量合計(jì)為42181.3億千瓦時(shí)(含綠電交易227.8億千瓦時(shí))，省間市場(chǎng)交易電量合計(jì)為10362.1億千瓦時(shí)，皆為2017年水平的三倍。

2017—2022年全國(guó)市場(chǎng)化交易電量及趨勢(shì)

注：2018年省內(nèi)和省間交易數(shù)據(jù)不含發(fā)電權(quán)交易。

(數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)、北極星售電網(wǎng))

在此基礎(chǔ)上，近期出臺(tái)的政策文件將“建立全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)”提到國(guó)家戰(zhàn)略層面給予重視。2022年1月，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》，在保留既有省級(jí)電力市場(chǎng)的基礎(chǔ)上，提出了到2030年將系統(tǒng)性地統(tǒng)籌推進(jìn)國(guó)家級(jí)多層次統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系建設(shè)。2022年3月，《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》將“加快建立全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)”列入“十四五”時(shí)期電力領(lǐng)域重點(diǎn)改革任務(wù)。2023年1月，在國(guó)家能源局發(fā)布的《2023年能源監(jiān)管工作要點(diǎn)》中，“加快建立全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)”也被列為首位，著重強(qiáng)調(diào)電力市場(chǎng)發(fā)展規(guī)劃和規(guī)范的制定，推進(jìn)建設(shè)南方區(qū)域電力市場(chǎng)機(jī)制，加快推進(jìn)長(zhǎng)三角、京津冀等區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)。由此可見，未來跨省跨區(qū)電力市場(chǎng)在促進(jìn)資源優(yōu)化配置及余缺互濟(jì)上被賦予較高的期待。

時(shí)間維度上，當(dāng)前電力交易形成了以中長(zhǎng)期電力交易為主、以現(xiàn)貨交易為補(bǔ)充的格局。據(jù)相關(guān)統(tǒng)計(jì)分析，2022年，全國(guó)市場(chǎng)化交易電量中79%為中長(zhǎng)期交易電量，共41407.7億千瓦時(shí)。與中長(zhǎng)期交易相輔相成的現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)步伐正在加快，自2018年啟動(dòng)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行以來，省級(jí)現(xiàn)貨市場(chǎng)已鋪開，更加靈活的跨省跨區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)有待建立和發(fā)展。政策方面，2022年11月，國(guó)家能源局發(fā)布了《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則(征求意見稿)》和《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)監(jiān)管辦法(征求意見稿)》，進(jìn)一步將電力現(xiàn)貨市場(chǎng)從試點(diǎn)向全國(guó)推廣，為未來電力市場(chǎng)設(shè)計(jì)的一致性和高效的市場(chǎng)運(yùn)行打下基礎(chǔ)。同時(shí)，以廣東起步的南方區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)也為全國(guó)層面建立統(tǒng)一電力現(xiàn)貨市場(chǎng)起到先行先導(dǎo)的示范作用。數(shù)據(jù)方面，2022年省間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)(國(guó)網(wǎng)區(qū)域)試運(yùn)行期間，全年累計(jì)交易電量278億千瓦時(shí)。從成交電源類型來看，春季主要以新能源為主，度夏和度冬期間以火電為主，5—6月、10—11月西南水電大發(fā)時(shí)期以水電為主。

二、省內(nèi)市場(chǎng)交易電量占比高成因分析

對(duì)新型能源體系而言，更高的能源安全水平意味著更強(qiáng)的跨省區(qū)的能源調(diào)配能力，就電力市場(chǎng)而言，則意味著更多的省間交易能力。然而目前電力市場(chǎng)呈現(xiàn)出省內(nèi)多、省間少的市場(chǎng)交易格局。如上文所述，近五年全國(guó)市場(chǎng)交易電量里80%以上為省內(nèi)市場(chǎng)交易，省間市場(chǎng)交易電量占比不足20%，2022年省間現(xiàn)貨交易電量占比不足1%，省內(nèi)多、省間少，背后的原因主要為以下三個(gè)維方面：

政策引導(dǎo)方面，考慮到各省的電力能源結(jié)構(gòu)不同和改革難度，2015年的9號(hào)文奠定了以省為單位推進(jìn)電力市場(chǎng)改革的格局，各省有權(quán)自行決定本省內(nèi)電力市場(chǎng)推進(jìn)路徑和試點(diǎn)實(shí)施方案，2019年開啟的首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)也是以省為主體推進(jìn)的。這一系列的政策實(shí)踐將省級(jí)電力市場(chǎng)培育得相對(duì)成熟，也使得各省在各自的電力市場(chǎng)規(guī)則、標(biāo)準(zhǔn)、輸配電價(jià)上產(chǎn)生差異，省間協(xié)調(diào)難度加大。

通道建設(shè)方面，跨省跨區(qū)聯(lián)絡(luò)線及輸電通道仍有待優(yōu)化完善。例如，2022年四川電力短缺暴露了四川與外省聯(lián)絡(luò)線主要是單向的外送輸電線路的問題，相較于四川3000萬千瓦左右的外送電能力，去年四川缺電時(shí)期入川的省外支援電力僅有600萬千瓦，導(dǎo)致入川緊急電力保供協(xié)調(diào)難度很大。又例如，以特高壓工程為代表的跨區(qū)跨省電網(wǎng)建設(shè)滯后于風(fēng)光大基地電源建設(shè)，制約著省間電量充分交換。特高壓外送通道審批建設(shè)周期為3年左右，但千萬千瓦規(guī)模的集中式光伏項(xiàng)目只需1至2年即可完工。在電網(wǎng)建設(shè)與新能源投資熱度形成錯(cuò)配的情況下，亟需重新評(píng)估新增輸電通道的需求，并通過市場(chǎng)機(jī)制引導(dǎo)電力電量資源跨省跨區(qū)優(yōu)化配置，提升既有輸電通道的利用率。

除此之外，因?yàn)榭缡】鐓^(qū)電量交換涉及省份之間經(jīng)濟(jì)發(fā)展和安全保供問題上的諸多博弈，客觀存在的壁壘也給省間交易帶來挑戰(zhàn)。以送端省份云南省和受端省份廣東省為例，在2015年9號(hào)文發(fā)布前后，國(guó)內(nèi)電力供需形勢(shì)整體寬松，云南本地用電需求下降疊加水電增發(fā)，致使2015年云電送粵電量同比增加2%，超過廣東全社會(huì)用電量同比增長(zhǎng)率1.4%，擠壓了廣東省內(nèi)火電機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)和利潤(rùn)空間，引發(fā)雙方的矛盾和分歧。2021—2022年電力供需形勢(shì)偏緊時(shí)期，各地保供壓力上升，省間協(xié)調(diào)難度加大。在這期間，云南削減部分外送電量，一方面因?yàn)閬硭輰?dǎo)致水電出力大幅下降，另一方面和其他清潔能源送端省份一樣，云南希望利用本地水電電價(jià)洼地和綠能價(jià)值吸引產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移以增加省內(nèi)綜合經(jīng)濟(jì)收益。例如，以電解鋁為代表的高耗能行業(yè)赴云南建廠，大幅推高了云南當(dāng)?shù)氐挠秒娏浚瑥亩黾恿吮镜乇９毫ΑV東作為受端省份，在電力供應(yīng)形勢(shì)緊張時(shí)也希望減少外部依賴度，規(guī)避外調(diào)電帶來的安全穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)。廣東省電力靠外區(qū)供應(yīng)比重從2020年約30%下降到2022年23%，相應(yīng)的外受西電電量從2009億千瓦時(shí)降到1772億千瓦時(shí)，隨著2023年5月廣東省發(fā)布未來三年本地新增9000萬千瓦裝機(jī)的目標(biāo)，廣東未來新增用電需求將逐步由本地新增裝機(jī)支撐，外購(gòu)電長(zhǎng)協(xié)需求會(huì)相應(yīng)降低。

雖然發(fā)展博弈、省間壁壘等因素對(duì)跨省跨區(qū)電力交易整體帶來挑戰(zhàn)，但受全球一次能源價(jià)格波動(dòng)和國(guó)內(nèi)季節(jié)性缺電影響，跨省跨區(qū)市場(chǎng)化交易電量有顯著增長(zhǎng)，省間現(xiàn)貨市場(chǎng)購(gòu)電需求明顯。2022年，南方區(qū)域跨省跨區(qū)電力交易電量2306.9億千瓦時(shí)，同比減少1.4%，但是，其中市場(chǎng)化交易電量762.0億千瓦時(shí)，實(shí)現(xiàn)同比增長(zhǎng)13.4%。近兩年迎峰度夏、迎峰度冬面臨保供壓力，而省間現(xiàn)貨交易由于具有大范圍、短周期的機(jī)制優(yōu)勢(shì)，能夠以市場(chǎng)化的手段引導(dǎo)富裕電量向供應(yīng)吃緊地區(qū)及時(shí)調(diào)配，激勵(lì)發(fā)電企業(yè)在滿足本省電力供需的基礎(chǔ)上主動(dòng)頂峰發(fā)電，提升全網(wǎng)電力供應(yīng)和平衡能力。例如，山西現(xiàn)貨市場(chǎng)在2021年7—8月晚高峰電力供應(yīng)緊張時(shí)段，現(xiàn)貨價(jià)格達(dá)到上限1.5元/千瓦時(shí)，充分激勵(lì)各類機(jī)組主動(dòng)頂峰發(fā)電，保障省內(nèi)電力可靠供應(yīng)和電力跨省外送。由此可見，通過跨省跨區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)提升全網(wǎng)保供能力，以市場(chǎng)化手段引導(dǎo)電能從平衡富余地區(qū)流向平衡緊張地區(qū)，在當(dāng)前電力供需環(huán)境下意義重大。

三、電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的重要作用

相比原來以化石能源為基礎(chǔ)的能源系統(tǒng)，構(gòu)建新型能源體系意味著非化石能源將逐漸成為新的能源系統(tǒng)基礎(chǔ)，考慮非化石新能源的波動(dòng)性和難預(yù)測(cè)性，如何在動(dòng)態(tài)演變中兼顧能源安全和成本效益尤為重要，因此亟需電力現(xiàn)貨市場(chǎng)通過日前或?qū)崟r(shí)價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)電量品種(例如煤電和新能源發(fā)電)更富經(jīng)濟(jì)性地參與市場(chǎng)，促進(jìn)供需平衡。

在引導(dǎo)電力價(jià)值發(fā)現(xiàn)方面，雖然當(dāng)前交易量占據(jù)主導(dǎo)的中長(zhǎng)期市場(chǎng)從理論上具有穩(wěn)定電價(jià)、規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)的優(yōu)勢(shì)，但由于當(dāng)下中長(zhǎng)期市場(chǎng)的定價(jià)缺少現(xiàn)貨日前價(jià)格作為參考，合約框定缺乏一定的靈活變動(dòng)空間。2021年下半年以來，煤價(jià)暴漲，而中長(zhǎng)期交易對(duì)電價(jià)反應(yīng)嚴(yán)重滯后，未能及時(shí)反映市場(chǎng)真實(shí)的供需情況并疏導(dǎo)激增的煤電發(fā)電成本，造成了煤電企業(yè)大面積虧損。據(jù)中電聯(lián)測(cè)算，2021年因電煤價(jià)格上漲導(dǎo)致全國(guó)煤電企業(yè)電煤采購(gòu)成本額外增加6000億元左右。8—11月部分集團(tuán)煤電板塊虧損面達(dá)到100%，全年累計(jì)虧損面達(dá)到80%左右。而電力現(xiàn)貨交易具有價(jià)格發(fā)現(xiàn)功能，更能實(shí)時(shí)反映市場(chǎng)供需和成本，且可以吸收中長(zhǎng)期合同外的余量進(jìn)入實(shí)時(shí)市場(chǎng)，競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)。2022年隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制向發(fā)電側(cè)進(jìn)一步滲透，疊加國(guó)家對(duì)煤價(jià)實(shí)行區(qū)間調(diào)控、對(duì)長(zhǎng)協(xié)上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍上調(diào)等舉措，煤電企業(yè)實(shí)現(xiàn)減虧。

國(guó)外電力市場(chǎng)一般先建設(shè)現(xiàn)貨(日前和實(shí)時(shí))市場(chǎng)、后建設(shè)中長(zhǎng)期(期貨)市場(chǎng)，中長(zhǎng)期市場(chǎng)的定位主要是對(duì)沖現(xiàn)貨風(fēng)險(xiǎn)。而中國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)始于電力中長(zhǎng)期交易，因而當(dāng)下亟需通過現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制在電價(jià)發(fā)現(xiàn)和電力平衡兩個(gè)方面對(duì)中長(zhǎng)期市場(chǎng)進(jìn)行補(bǔ)充，以優(yōu)化中長(zhǎng)期交易里的價(jià)格信號(hào)和資源配置。

在促進(jìn)新能源利用方面，建設(shè)現(xiàn)貨市場(chǎng)至少有如下三方面的優(yōu)勢(shì)：第一，現(xiàn)貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動(dòng)性、難以預(yù)測(cè)等特點(diǎn)。第二，在平等的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制下，新能源發(fā)電邊際成本較低，隨著全球能源危機(jī)拉高一次能源價(jià)格，火電的邊際成本相比較高，因此新能源發(fā)電在市場(chǎng)中能夠自動(dòng)實(shí)現(xiàn)優(yōu)先調(diào)度。第三，現(xiàn)貨交易形成峰谷價(jià)差，為儲(chǔ)能等第三方新型市場(chǎng)主體打開盈利空間，鼓勵(lì)靈活調(diào)節(jié)資源配合新能源消納。目前，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)于促進(jìn)新能源消納的積極作用已初步顯現(xiàn)。根據(jù)國(guó)家電網(wǎng)公司統(tǒng)計(jì)，域省跨區(qū)富余可再生能源現(xiàn)貨交易運(yùn)行4年間累計(jì)減少可再生能源棄電超230億千瓦時(shí)。其中蒙西作為第一批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)，于2022年6月正式啟動(dòng)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期試運(yùn)行，在國(guó)內(nèi)首次實(shí)現(xiàn)燃煤機(jī)組和新能源無差別參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，2022年第三季度蒙西地區(qū)風(fēng)電利用率為98.1%，同比提升0.3個(gè)百分點(diǎn);光伏發(fā)電利用率為99.1%，同比上升1.2 個(gè)百分點(diǎn)。

四、全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)未來緩解頂峰保供壓力潛力巨大

電力市場(chǎng)交易(現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng))里的電價(jià)信號(hào)可以引導(dǎo)新能源和煤電科學(xué)有序開發(fā)，通過完善全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)機(jī)制而緩解未來頂峰保供壓力的潛力巨大，從而降低未來對(duì)新增裝機(jī)的依賴。

新能源發(fā)電方面，新能源發(fā)電預(yù)測(cè)難度大、出力波動(dòng)性大，對(duì)市場(chǎng)供需雙方而言，以年為單位的中長(zhǎng)期電力交易合約不適合新能源品種，易造成偏差考核和風(fēng)險(xiǎn)，不利于新能源參與市場(chǎng)和創(chuàng)收。從原則上講，交易周期短且靈活的現(xiàn)貨市場(chǎng)更有利于新能源從中獲利。然而，在實(shí)操層面上，當(dāng)前新能源入市后面臨的市場(chǎng)電價(jià)波動(dòng)影響著新能源入市的積極性。比如，省內(nèi)新能源同一性導(dǎo)致零電價(jià)甚至是負(fù)電價(jià)，對(duì)電網(wǎng)產(chǎn)生逆調(diào)峰的影響，山東省級(jí)電網(wǎng)2022年全年負(fù)電價(jià)出現(xiàn)概率為48%，反映出山東省內(nèi)新能源裝機(jī)在大發(fā)時(shí)段存在一定的產(chǎn)能過剩和浪費(fèi)。未來需要從市場(chǎng)機(jī)制角度擴(kuò)展新能源省間現(xiàn)貨交易，利用不同地區(qū)負(fù)荷曲線的差別，包括跨時(shí)區(qū)特性，從更大時(shí)空層面平滑新能源發(fā)電曲線，實(shí)現(xiàn)尖峰時(shí)刻余缺互濟(jì)。

煤電方面，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)可以更好地挖掘煤電存量機(jī)組調(diào)峰潛力，避免因頂峰上馬的煤電新增裝機(jī)造成資源浪費(fèi)或進(jìn)一步虧損。新能源入市大勢(shì)所趨，新能源品種特性將拉低平均電價(jià)，對(duì)于實(shí)施現(xiàn)貨市場(chǎng)的省份，新能源大發(fā)時(shí)市場(chǎng)電價(jià)降低甚至為負(fù)，刺激本省及外省火電降低出力，擠壓煤電的利潤(rùn)空間。未來煤電亟待轉(zhuǎn)向頂峰出力，需要通過參與輔助服務(wù)和容量機(jī)制/市場(chǎng)獲得合理的收益。然而，當(dāng)前煤電參與頂峰調(diào)節(jié)和備用容量支撐的積極性欠佳，一方面，由于煤電頂牛依然存在，長(zhǎng)協(xié)上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍雖上調(diào)為20%，但煤價(jià)高位震蕩時(shí)仍然難以覆蓋煤電發(fā)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(cè)需發(fā)展靈活性資源，煤電未來需依賴靈活性改造，但由于市場(chǎng)化改革緩慢、以及缺少成本疏導(dǎo)機(jī)制，使得發(fā)電企業(yè)當(dāng)前對(duì)靈活性改造積極性不高。例如，在2022年四川缺電期間，四川當(dāng)?shù)卮媪棵弘姍C(jī)組并沒有充分發(fā)揮頂峰作用，未來需要通過市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)更好地激發(fā)存量煤電機(jī)組的積極性和潛力。

除了上述存量煤電機(jī)組調(diào)節(jié)潛力有待開發(fā)，還需謹(jǐn)防“十四五”末煤電局部過剩與短缺并存。根據(jù)北大能源研究院發(fā)布的《中國(guó)典型五省煤電發(fā)展現(xiàn)狀與轉(zhuǎn)型優(yōu)化潛力研究》統(tǒng)計(jì)，2022年1至11月，國(guó)內(nèi)新核準(zhǔn)煤電項(xiàng)目裝機(jī)總量已達(dá)6524萬千瓦，超過2021年核準(zhǔn)總量的3倍。長(zhǎng)期以來我國(guó)用電量快速增長(zhǎng)，但電力增速更高，大部分地區(qū)缺電力而非缺電量。全年用電負(fù)荷季節(jié)性差異巨大，需要頂峰保供的時(shí)間僅為5%左右。當(dāng)迎峰度夏、迎峰度冬用電緊張時(shí)，價(jià)格對(duì)供需的引導(dǎo)機(jī)制未充分發(fā)揮作用，供給側(cè)現(xiàn)貨市場(chǎng)“價(jià)格帽”限制了頂峰出力機(jī)組的高收益，需求側(cè)因缺乏包含居民用電在內(nèi)的需求側(cè)響應(yīng)機(jī)制，使得供需出現(xiàn)較大缺口。按照全年僅幾十個(gè)小時(shí)的“硬缺口”建設(shè)煤電，未來將拉低煤電的平均利用小時(shí)數(shù)。為避免這些問題發(fā)生，亟需建立完善現(xiàn)貨和容量補(bǔ)償市場(chǎng)機(jī)制，謹(jǐn)防資源浪費(fèi)。

五、建成全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)的現(xiàn)貨市場(chǎng)路徑建議

國(guó)際能源署發(fā)布的《中國(guó)建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)：電力現(xiàn)貨市場(chǎng)路徑》提出，2030年前中國(guó)先建成省間和省內(nèi)兩級(jí)市場(chǎng)聯(lián)合運(yùn)營(yíng)的兩級(jí)市場(chǎng)模式，包括類似于當(dāng)前國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)試行的跨省余量交易(即報(bào)告中的余量市場(chǎng)模式)，以及類似于當(dāng)前南方電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)試行的區(qū)域集中出清模式(即報(bào)告中的容量耦合市場(chǎng)模式);遠(yuǎn)期在兩級(jí)市場(chǎng)模式的基礎(chǔ)上，逐步發(fā)展成為更成熟的全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)(即報(bào)告里的一級(jí)市場(chǎng)模式或價(jià)格耦合市場(chǎng)模式)。在這一演進(jìn)過程中，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)體系里的日前市場(chǎng)建設(shè)是建立一個(gè)多層次、全國(guó)統(tǒng)一的電力市場(chǎng)的核心環(huán)節(jié)，也是整個(gè)系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)里連接中長(zhǎng)期市場(chǎng)和現(xiàn)貨實(shí)時(shí)市場(chǎng)的重要一環(huán)。

具體而言，兩級(jí)市場(chǎng)模式是指地方市場(chǎng)與全國(guó)市場(chǎng)并存的兩級(jí)市場(chǎng)模式，即統(tǒng)一市場(chǎng)，兩級(jí)運(yùn)作，這一模式可以在延續(xù)當(dāng)前政策慣性即保持各省在市場(chǎng)設(shè)計(jì)和調(diào)度決策方面自主權(quán)的基礎(chǔ)上，促進(jìn)各省間交易，兼具可操作性和經(jīng)濟(jì)效益。其中，余量市場(chǎng)模式較易于建立，指在自愿的基礎(chǔ)下各地方將過剩的發(fā)電量上架至一個(gè)統(tǒng)一的全國(guó)市場(chǎng)中進(jìn)行交易。此模式下各省可以在保留本地電力市場(chǎng)規(guī)則的情況下與其他市場(chǎng)聯(lián)通，可以在提高總體使用率的情況下仍能保持本地市場(chǎng)的自主獨(dú)立性，和當(dāng)前國(guó)網(wǎng)省間現(xiàn)貨市場(chǎng)推進(jìn)模式類似，國(guó)際上以中美洲SIEPAC、南非SAPP為代表。容量耦合市場(chǎng)模式為更高一級(jí)的市場(chǎng)協(xié)同，此模式下全國(guó)日前市場(chǎng)與地方市場(chǎng)并行，優(yōu)先進(jìn)行全國(guó)市場(chǎng)的出清并進(jìn)行合理的資源優(yōu)化、分配，利用相應(yīng)的輸電通道實(shí)現(xiàn)交易，從而可以一定程度上避開因市場(chǎng)模式不同而產(chǎn)生的省間壁壘，和當(dāng)前南方區(qū)域電力市場(chǎng)推進(jìn)模式相似。

經(jīng)相關(guān)測(cè)算，以2035年為目標(biāo)年，假設(shè)調(diào)度市場(chǎng)化保持當(dāng)前水平，即當(dāng)下計(jì)劃調(diào)度和市場(chǎng)調(diào)度同時(shí)存在的前提下，建立二級(jí)市場(chǎng)模式以提升電力市場(chǎng)區(qū)域協(xié)調(diào)可使全國(guó)電力市場(chǎng)減少6%～12%的運(yùn)營(yíng)成本、減少2%～10%的二氧化碳排放、并減少10%左右的棄電量;若在電力市場(chǎng)區(qū)域協(xié)同的同時(shí)推進(jìn)全面調(diào)度，可使全國(guó)電力市場(chǎng)減少25%的運(yùn)營(yíng)成本、減少35%左右的二氧化碳排放、并減少20%以上的棄電量，綜合效益可達(dá)前者情景的兩至三倍。因此，促進(jìn)跨省跨區(qū)交易和市場(chǎng)化調(diào)度，并提升電力現(xiàn)貨交易份額，有利于降低電力系統(tǒng)綜合運(yùn)營(yíng)成本，提高新能源在更大時(shí)空范圍內(nèi)的消納并實(shí)現(xiàn)其環(huán)境效益，達(dá)成帕累托改進(jìn)。

六、建設(shè)新型能源體系下全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)的著力點(diǎn)

一是突出強(qiáng)調(diào)能源安全的優(yōu)先位置。國(guó)家“西電東送”戰(zhàn)略性與省級(jí)市場(chǎng)的自主性屬于不同層面的資源優(yōu)化配置和能源安全保供，應(yīng)在貫徹國(guó)家戰(zhàn)略、保障省級(jí)市場(chǎng)市場(chǎng)設(shè)計(jì)和調(diào)度決策自主性的前提下，從現(xiàn)有省間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)逐步建立全國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，這是一條兼顧安全可靠性、可實(shí)施性和綜合效益的較優(yōu)路徑。

二是完善省間、省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)的功能定位。完善的市場(chǎng)機(jī)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(jìn)一步釋放現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)空間，以發(fā)揮其引導(dǎo)跨省跨區(qū)保供資源配置的作用，一方面促進(jìn)尖峰時(shí)刻余缺互濟(jì)，另一方面也在更大范圍內(nèi)平抑新能源的波動(dòng)性。

三是合理引導(dǎo)新能源開發(fā)和煤電轉(zhuǎn)型。通過電力市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)(可正可負(fù)、可高可低)引導(dǎo)不同省份電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變進(jìn)程，避免扎堆上馬新能源和煤電，在保證適當(dāng)備用基礎(chǔ)上最大化新增裝機(jī)的邊際效用，促進(jìn)不同品種電源合理有序開發(fā)。

四是妥善解決省間壁壘背后利益訴求。全國(guó)多層次統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系是全國(guó)統(tǒng)一大市場(chǎng)中能源市場(chǎng)的重要組成部分，打破地方保護(hù)和市場(chǎng)分割需要打通影響利益訴求的關(guān)鍵堵點(diǎn)，可基于南方區(qū)域電力市場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)進(jìn)一步探索構(gòu)建區(qū)域市場(chǎng)的路徑，并研究推動(dòng)適時(shí)組建全國(guó)電力交易中心。