全國統一電力市場助力新型能源體系建設

張永平 周峰 彭麗楠 俞洋

(能源基金會清潔電力項目)

黨的二十大報告提出“加快規(guī)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(qū)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。相比2017年，2022年全國市場化交易電量(含省內和省間)增加了兩倍多，全國統一電力市場體系的構建進入新的階段。

一、全國電力市場交易現狀及演進

自2015年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱“9號文”)發(fā)布以來，中國電力市場逐步形成以省級電力交易和中長期電力交易為主的格局，市場化交易電量逐年攀升。

空間維度上，在9號文的指導下，2017年以來，以省為單元的電力市場體系和試點建設初見成效，輸配電價改革試點在省級層面全面開展并覆蓋全國，電力改革綜合試點在三分之二的省份得以推進，為進一步的市場化電力交易鋪平道路。據相關統計分析，2017年到2022年間，全國市場化交易電量(含省內和省間)從2017年的16324億千瓦時逐年提升至52543億千瓦時，占全社會用電量比重從25.9%躍升至60.8%，年均復合增長率為26%。其中，省內電力市場交易占主體，占全國市場交易電量達80%以上;其余的為省間市場交易電量，且份額有增長趨勢，省間市場交易占全國市場交易電量比重從2017年的17.9%波動式上升為2022年的19.7%。2022年，省內市場交易電量合計為42181.3億千瓦時(含綠電交易227.8億千瓦時)，省間市場交易電量合計為10362.1億千瓦時，皆為2017年水平的三倍。

2017—2022年全國市場化交易電量及趨勢

注：2018年省內和省間交易數據不含發(fā)電權交易。

(數據來源：中電聯、北極星售電網)

在此基礎上，近期出臺的政策文件將“建立全國統一電力市場”提到國家戰(zhàn)略層面給予重視。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，在保留既有省級電力市場的基礎上，提出了到2030年將系統性地統籌推進國家級多層次統一電力市場體系建設。2022年3月，《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》將“加快建立全國統一電力市場”列入“十四五”時期電力領域重點改革任務。2023年1月，在國家能源局發(fā)布的《2023年能源監(jiān)管工作要點》中，“加快建立全國統一電力市場”也被列為首位，著重強調電力市場發(fā)展規(guī)劃和規(guī)范的制定，推進建設南方區(qū)域電力市場機制，加快推進長三角、京津冀等區(qū)域電力市場建設。由此可見，未來跨省跨區(qū)電力市場在促進資源優(yōu)化配置及余缺互濟上被賦予較高的期待。

時間維度上，當前電力交易形成了以中長期電力交易為主、以現貨交易為補充的格局。據相關統計分析，2022年，全國市場化交易電量中79%為中長期交易電量，共41407.7億千瓦時。與中長期交易相輔相成的現貨市場建設步伐正在加快，自2018年啟動電力現貨市場試運行以來，省級現貨市場已鋪開，更加靈活的跨省跨區(qū)現貨市場有待建立和發(fā)展。政策方面，2022年11月，國家能源局發(fā)布了《電力現貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》和《電力現貨市場監(jiān)管辦法(征求意見稿)》，進一步將電力現貨市場從試點向全國推廣，為未來電力市場設計的一致性和高效的市場運行打下基礎。同時，以廣東起步的南方區(qū)域電力市場建設也為全國層面建立統一電力現貨市場起到先行先導的示范作用。數據方面，2022年省間電力現貨市場(國網區(qū)域)試運行期間，全年累計交易電量278億千瓦時。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)時期以水電為主。

二、省內市場交易電量占比高成因分析

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

政策引導方面，考慮到各省的電力能源結構不同和改革難度，2015年的9號文奠定了以省為單位推進電力市場改革的格局，各省有權自行決定本省內電力市場推進路徑和試點實施方案，2019年開啟的首批電力現貨試點也是以省為主體推進的。這一系列的政策實踐將省級電力市場培育得相對成熟，也使得各省在各自的電力市場規(guī)則、標準、輸配電價上產生差異，省間協調難度加大。

通道建設方面，跨省跨區(qū)聯絡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絡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，去年四川缺電時期入川的省外支援電力僅有600萬千瓦，導致入川緊急電力保供協調難度很大。又例如，以特高壓工程為代表的跨區(qū)跨省電網建設滯后于風光大基地電源建設，制約著省間電量充分交換。特高壓外送通道審批建設周期為3年左右，但千萬千瓦規(guī)模的集中式光伏項目只需1至2年即可完工。在電網建設與新能源投資熱度形成錯配的情況下，亟需重新評估新增輸電通道的需求，并通過市場機制引導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，因為跨省跨區(qū)電量交換涉及省份之間經濟發(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號文發(fā)布前后，國內電力供需形勢整體寬松，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%，超過廣東全社會用電量同比增長率1.4%，擠壓了廣東省內火電機組的利用小時數和利潤空間，引發(fā)雙方的矛盾和分歧。2021—2022年電力供需形勢偏緊時期，各地保供壓力上升，省間協調難度加大。在這期間，云南削減部分外送電量，一方面因為來水偏枯導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洼地和綠能價值吸引產業(yè)轉移以增加省內綜合經濟收益。例如，以電解鋁為代表的高耗能行業(yè)赴云南建廠，大幅推高了云南當地的用電量，從而增加了本地保供壓力。廣東作為受端省份，在電力供應形勢緊張時也希望減少外部依賴度，規(guī)避外調電帶來的安全穩(wěn)定風險。廣東省電力靠外區(qū)供應比重從2020年約30%下降到2022年23%，相應的外受西電電量從2009億千瓦時降到1772億千瓦時，隨著2023年5月廣東省發(fā)布未來三年本地新增9000萬千瓦裝機的目標，廣東未來新增用電需求將逐步由本地新增裝機支撐，外購電長協需求會相應降低。

雖然發(fā)展博弈、省間壁壘等因素對跨省跨區(qū)電力交易整體帶來挑戰(zhàn)，但受全球一次能源價格波動和國內季節(jié)性缺電影響，跨省跨區(qū)市場化交易電量有顯著增長，省間現貨市場購電需求明顯。2022年，南方區(qū)域跨省跨區(qū)電力交易電量2306.9億千瓦時，同比減少1.4%，但是，其中市場化交易電量762.0億千瓦時，實現同比增長13.4%。近兩年迎峰度夏、迎峰度冬面臨保供壓力，而省間現貨交易由于具有大范圍、短周期的機制優(yōu)勢，能夠以市場化的手段引導富裕電量向供應吃緊地區(qū)及時調配，激勵發(fā)電企業(yè)在滿足本省電力供需的基礎上主動頂峰發(fā)電，提升全網電力供應和平衡能力。例如，山西現貨市場在2021年7—8月晚高峰電力供應緊張時段，現貨價格達到上限1.5元/千瓦時，充分激勵各類機組主動頂峰發(fā)電，保障省內電力可靠供應和電力跨省外送。由此可見，通過跨省跨區(qū)現貨市場提升全網保供能力，以市場化手段引導電能從平衡富余地區(qū)流向平衡緊張地區(qū)，在當前電力供需環(huán)境下意義重大。

三、電力現貨市場的重要作用

相比原來以化石能源為基礎的能源系統，構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基礎，考慮非化石新能源的波動性和難預測性，如何在動態(tài)演變中兼顧能源安全和成本效益尤為重要，因此亟需電力現貨市場通過日前或實時價格信號引導電量品種(例如煤電和新能源發(fā)電)更富經濟性地參與市場，促進供需平衡。

在引導電力價值發(fā)現方面，雖然當前交易量占據主導的中長期市場從理論上具有穩(wěn)定電價、規(guī)避風險的優(yōu)勢，但由于當下中長期市場的定價缺少現貨日前價格作為參考，合約框定缺乏一定的靈活變動空間。2021年下半年以來，煤價暴漲，而中長期交易對電價反應嚴重滯后，未能及時反映市場真實的供需情況并疏導激增的煤電發(fā)電成本，造成了煤電企業(yè)大面積虧損。據中電聯測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。8—11月部分集團煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。而電力現貨交易具有價格發(fā)現功能，更能實時反映市場供需和成本，且可以吸收中長期合同外的余量進入實時市場，競爭上網。2022年隨著現貨市場機制向發(fā)電側進一步滲透，疊加國家對煤價實行區(qū)間調控、對長協上網電價浮動范圍上調等舉措，煤電企業(yè)實現減虧。

國外電力市場一般先建設現貨(日前和實時)市場、后建設中長期(期貨)市場，中長期市場的定位主要是對沖現貨風險。而中國電力市場建設始于電力中長期交易，因而當下亟需通過現貨市場機制在電價發(fā)現和電力平衡兩個方面對中長期市場進行補充，以優(yōu)化中長期交易里的價格信號和資源配置。

在促進新能源利用方面，建設現貨市場至少有如下三方面的優(yōu)勢：第一，現貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預測等特點。第二，在平等的市場競爭機制下，新能源發(fā)電邊際成本較低，隨著全球能源危機拉高一次能源價格，火電的邊際成本相比較高，因此新能源發(fā)電在市場中能夠自動實現優(yōu)先調度。第三，現貨交易形成峰谷價差，為儲能等第三方新型市場主體打開盈利空間，鼓勵靈活調節(jié)資源配合新能源消納。目前，電力現貨市場對于促進新能源消納的積極作用已初步顯現。根據國家電網公司統計，域省跨區(qū)富余可再生能源現貨交易運行4年間累計減少可再生能源棄電超230億千瓦時。其中蒙西作為第一批電力現貨試點地區(qū)，于2022年6月正式啟動電力現貨市場長周期試運行，在國內首次實現燃煤機組和新能源無差別參與現貨市場，2022年第三季度蒙西地區(qū)風電利用率為98.1%，同比提升0.3個百分點;光伏發(fā)電利用率為99.1%，同比上升1.2 個百分點。

四、全國統一電力市場未來緩解頂峰保供壓力潛力巨大

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(fā)，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(fā)電方面，新能源發(fā)電預測難度大、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(chuàng)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(fā)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(qū)負荷曲線的差別，包括跨時區(qū)特性，從更大時空層面平滑新能源發(fā)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，避免因頂峰上馬的煤電新增裝機造成資源浪費或進一步虧損。新能源入市大勢所趨，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(fā)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(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(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，但由于市場化改革緩慢、以及缺少成本疏導機制，使得發(fā)電企業(yè)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(fā)揮頂峰作用，未來需要通過市場價格信號更好地激發(fā)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(jié)潛力有待開發(fā)，還需謹防“十四五”末煤電局部過剩與短缺并存。根據北大能源研究院發(fā)布的《中國典型五省煤電發(fā)展現狀與轉型優(yōu)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。長期以來我國用電量快速增長，但電力增速更高，大部分地區(qū)缺電力而非缺電量。全年用電負荷季節(jié)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(fā)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(fā)生，亟需建立完善現貨和容量補償市場機制，謹防資源浪費。

五、建成全國統一電力市場的現貨市場路徑建議

國際能源署發(fā)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(qū)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(qū)試行的區(qū)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(fā)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(huán)節(jié)，也是整個系統運營里連接中長期市場和現貨實時市場的重要一環(huán)。

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，兩級運作，這一模式可以在延續(xù)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，指在自愿的基礎下各地方將過剩的發(fā)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(guī)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，和當前國網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(yōu)先進行全國市場的出清并進行合理的資源優(yōu)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(qū)域電力市場推進模式相似。

經相關測算，以2035年為目標年，假設調度市場化保持當前水平，即當下計劃調度和市場調度同時存在的前提下，建立二級市場模式以提升電力市場區(qū)域協調可使全國電力市場減少6%～12%的運營成本、減少2%～10%的二氧化碳排放、并減少10%左右的棄電量;若在電力市場區(qū)域協同的同時推進全面調度，可使全國電力市場減少25%的運營成本、減少35%左右的二氧化碳排放、并減少20%以上的棄電量，綜合效益可達前者情景的兩至三倍。因此，促進跨省跨區(qū)交易和市場化調度，并提升電力現貨交易份額，有利于降低電力系統綜合運營成本，提高新能源在更大時空范圍內的消納并實現其環(huán)境效益，達成帕累托改進。

六、建設新型能源體系下全國統一電力市場的著力點

一是突出強調能源安全的優(yōu)先位置。國家“西電東送”戰(zhàn)略性與省級市場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，應在貫徹國家戰(zhàn)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(yōu)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(fā)揮其引導跨省跨區(qū)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(fā)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(fā)。

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(qū)域電力市場經驗進一步探索構建區(qū)域市場的路徑，并研究推動適時組建全國電力交易中心。