觀瀾 | “十四五”中后期深化電力市場改革的若干思考_天天新視野

自2015年3月15日“中發(fā)9號文”開啟我國第三輪電力體制改革以來，我國電力市場化探索步入第9個年頭，從最初的緩慢推進、小心試錯，到現(xiàn)在已初步形成規(guī)模龐大、運行平穩(wěn)的市場體系，逐步建立現(xiàn)貨電能量、輔助服務、容量價值、綠電交易、金融衍生品等多元電力商品的市場化體系，并明確了2030年建立全國統(tǒng)一電力市場的戰(zhàn)略方向。面向2030年國家能源電力重大戰(zhàn)略目標，“十四五”期間，我國電力市場化改革要同步推進“縱向深挖多元市場機制引導潛力”和“橫向擴展資源市場化調(diào)度的區(qū)域協(xié)同”，推動新型電力系統(tǒng)的有序平穩(wěn)轉(zhuǎn)型。

新一輪電力市場化改革的總體原則與階段性進展

我國電力市場化改革按照“管住中間、放開兩頭”的要求，實施“中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為輔”的改革策略，推動發(fā)用電有序放開，逐步完善“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務+……”的市場運行框架，提升資源配置效率和引導電力低碳轉(zhuǎn)型。我國電力市場化改革進程是以2~3年為一個階段，不斷試錯、糾錯、創(chuàng)新和完善，逐步打開市場化交易局面。

(資料圖片)

第一階段（2015~2017）：2015年出臺電力市場化改革的頂層設計后，有長達兩年的“空轉(zhuǎn)期”為改革醞釀開局環(huán)境，避免2002年改革失敗的歷史重演；

第二階段（2017~2020）：2017年電力中長期交易和現(xiàn)貨市場試點工作的開展是我國真正邁入市場化改革的標志，并且在三年時間內(nèi)取得了輸配電價核定、現(xiàn)貨試點長周期連續(xù)結算試運行和敲定中長期交易規(guī)則等標志性成績；

第三階段（2020~2023）：在電力保供壓力陡增的局勢下，我國推動煤電價格進一步放開、燃煤發(fā)電量原則上全部進入市場、工商業(yè)用戶全部進入市場，電力市場的“計劃”“市場”屬性此消彼長的局面已經(jīng)凸顯，在特高壓輸電網(wǎng)絡的支撐下，建立全國統(tǒng)一電力市場體系的條件基本成熟，以全國市場建設帶動地方（省/區(qū)域）市場建設，以地方市場探索基礎機制促進全國市場建設，降低市場建設成本、提高資源大范圍配置效率。

我國電力市場化改革取得顯著成效

市場體系建設

我國以中長期交易替代計劃發(fā)電制度，銜接現(xiàn)貨交易實現(xiàn)電能量的市場化出清，可以減輕改革阻力，實現(xiàn)“計劃”到“市場”的平穩(wěn)過渡。全國首批8個電力現(xiàn)貨試點地區(qū)均開展了出清結算試運行工作，試運行期間電網(wǎng)運行安全、市場運行平穩(wěn)。截至2023年1月，全國已有21個省市/地區(qū)啟動現(xiàn)貨市場試點，覆蓋全國近80%的用電量。同時，我國加快推動省內(nèi)和省間輔助服務市場建設，完善服務定價、產(chǎn)品種類、主體范圍、交易規(guī)則等關鍵細則，調(diào)動各類靈活調(diào)節(jié)資源的服務積極性，適配高比例新能源躍升式發(fā)展的需求。山東、廣東、云南等省份正在探索容量機制，作為“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務”市場體系的補充，給予保供機組合理回報，提升新型電力系統(tǒng)的長期容量充裕度。

放開市場化電價

2021年10月，在煤價大幅上漲引發(fā)大規(guī)模缺電問題的形勢下，國家發(fā)改委印發(fā)了《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，要求燃煤發(fā)電量原則上全部進入市場，將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)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(yè)市場交易電價不受上浮20%限制），電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制，在平穩(wěn)電價的同時，進一步釋放市場化電價“能漲能跌”的引導能力。從市場運行狀況來看，中長期電能量成交均價低于現(xiàn)貨市場均價，且現(xiàn)貨市場的日前成交均價低于實時均價。以廣東電力市場為例，2022年廣東省中長期市場成交均價0.499元/千瓦時，現(xiàn)貨日前均價0.572元/千瓦時，現(xiàn)貨實時均價0.602元/千瓦時、價格波動范圍在0.048~1.181元/千瓦時。以中長期交易鎖定價格、穩(wěn)定市場預期，以現(xiàn)貨交易反映市場供需狀況、優(yōu)化資源配置組合，能夠強化“有效市場”的角色作用。

市場化交易電量

2022年，全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點。其中，跨省跨區(qū)市場化交易電量首次超1萬億千瓦時，同比增長近50%，市場在促進電力資源更大范圍優(yōu)化配置的作用不斷增強。從交易形式來看，我國電能量的市場化交易是以中長期雙邊協(xié)商交易為主、約占總交易量的78%，現(xiàn)貨交易電量所占比重較小，體現(xiàn)了“中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為輔”的市場運行思路。從跨省跨區(qū)市場試運行情況來看，南方區(qū)域現(xiàn)貨市場于2022年7月23日啟動不結算試運行，并于12月開展了連續(xù)2天調(diào)電運行，初步實現(xiàn)了區(qū)域電力現(xiàn)貨交易與電力生產(chǎn)運行的有序銜接；2023年1月，北京電力交易中心充分發(fā)揮省間中長期市場連續(xù)運營作用，共開展多月、月度、月內(nèi)增量交易52筆，交易規(guī)模547億千瓦時；2023年3月27日，《2023年南方區(qū)域電力市場中長期交易總體方案》發(fā)布，預計全年南方區(qū)域市場化交易規(guī)?？蛇_11196億千瓦時左右。

市場化引導轉(zhuǎn)型

電力市場體系及市場化電價機制的逐步完善，為各類電力資源發(fā)現(xiàn)自身功能價值提供了機會和平臺，引導電力轉(zhuǎn)型。按照中長期交易穩(wěn)定長期供需、現(xiàn)貨交易引導短時供需平衡、輔助服務交易激勵靈活調(diào)節(jié)服務、綠電交易發(fā)現(xiàn)綠色電力環(huán)境價值的市場作用，在新能源消納與平價發(fā)展、源荷資源的出力與負荷調(diào)節(jié)、靈活調(diào)節(jié)資源的經(jīng)濟激勵等方面逐步調(diào)整電力資源的競爭格局，將新能源發(fā)展由保障性收購轉(zhuǎn)向市場化消納與定價，將常規(guī)電源行政調(diào)峰轉(zhuǎn)向市場價格信號引導，將輔助服務產(chǎn)品與主體范圍進一步擴大，推動新能源行業(yè)進入成熟商業(yè)化階段，并探索激勵靈活火電、抽水蓄能、新型儲能、需求響應等調(diào)節(jié)資源積極保障電力系統(tǒng)平衡的有效機制。

電力市場體制機制存在的短板

輔助服務市場不完善會拖累現(xiàn)貨市場

現(xiàn)貨市場以邊際電價出清的原則有利于新能源優(yōu)先上網(wǎng)，而高成本的火電機組在電力供需緊張時段才可能會在現(xiàn)貨市場被調(diào)用（機組在現(xiàn)貨市場不被調(diào)用時，可按中長期交易執(zhí)行出力計劃），這類火電機組的部分容量被閑置、壓低出力運行，反而使得度電發(fā)電成本上漲，影響中長期交易的利潤。對此，這類機組可能會采用低報價策略獲取現(xiàn)貨市場出清發(fā)電空間，通過維持高負荷運行保證“中長期+現(xiàn)貨”交易的總體利潤不受太大影響。這種“惡意”競價的行為雖然可以降低短時的市場出清電價，但是對于市場秩序的平穩(wěn)運行和發(fā)電側的長期效益是有破壞性影響的。此時，引入輔助服務市場作為現(xiàn)貨市場的補充，可以給予機組空閑容量額外的盈利機會，但是如果輔助服務機制不合理，例如服務定價、成本分攤、產(chǎn)品設計等存在缺陷，機組空閑容量參與輔助服務加上中長期交易的獲利，不及機組壓低報價后獲得的“中長期+現(xiàn)貨”總體收益，是無法吸引機組空閑容量參與靈活調(diào)節(jié)服務的，也就難以達成設計輔助服務市場補充現(xiàn)貨市場的目的，從而拖累電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展。

目前，我國的輔助服務市場仍在初期探索階段，一方面，我國輔助服務定價偏低，2021年，我國輔助服務補償費用共307億元，約占全社會總電費的0.9%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%；另一方面，我國電力輔助服務費用主要在發(fā)電側內(nèi)部分攤，并未將成本壓力傳導到用戶。2021年12月，國家能源局出臺了新版《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕60號）和《電力輔助服務管理辦法》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號），對市場主體、服務產(chǎn)品、定價原則、分攤機制等輔助服務市場建設指導細則進行修訂完善，但距離落地省級市場的可行操作層面還有較大差距。

電力保供壓力下可靠容量的稀缺性價值未得到充分重視

2021年大范圍缺煤限電和2022年四川高溫干旱嚴重缺電的連續(xù)重大電力安全事件，將“保供”重要性提升到了新的高度。在新型電力系統(tǒng)構建和電力市場化改革的過程中，我國依托龐大的煤電機組體系來保障供電可靠性的做法正在失效。一方面是新型電力系統(tǒng)供需結構特性的變化對可靠靈活資源的要求更高，煤電在快速爬坡、短時調(diào)節(jié)、啟停調(diào)節(jié)等方面的性能表現(xiàn)不佳，其他類型可靠靈活性資源逐漸被重視，但部署規(guī)模遠未達到?jīng)Q定電力系統(tǒng)可靠性的程度；另一方面是電力市場缺少電力可靠容量的有效定價機制，盡管放寬了煤電（中長期）電價的浮動范圍、提高了現(xiàn)貨電價上限（山東、山西的出清價格上限是1.5元/千瓦時），但針對煤價波動的煤電中長期電價“頂格”浮動、短時現(xiàn)貨電價上限“不夠高”，不能為可靠煤電機組提供與保供服務價值相當?shù)氖找?。煤電在?jīng)歷我國電力體制機制改革的“陣痛”后，正逐漸轉(zhuǎn)換自身角色定位，在未來很長一段時間內(nèi)仍將發(fā)揮重要的兜底支撐功能，如果缺少合理的價值回報，尤其是缺少可靠容量服務收益的激勵，企業(yè)自身的可持續(xù)經(jīng)營和電力系統(tǒng)的供電安全都將面臨很大挑戰(zhàn)。

建設全國統(tǒng)一電力市場面臨重重障礙

全國統(tǒng)一電力市場建設的一大障礙就是省間銜接的行政壁壘。省級政府負責地方經(jīng)濟發(fā)展，因此往往優(yōu)先考慮地方的發(fā)展利益。在電力部門，各省負責電力發(fā)展規(guī)劃、省內(nèi)電力市場的運營和調(diào)度及核定輸配電價格等重要事務，傾向于優(yōu)先開發(fā)利用本地的電力資源，以拉動當?shù)氐慕?jīng)濟增長。雖然我國建立了完備的跨區(qū)跨省網(wǎng)架基礎、鼓勵跨區(qū)可再生能源消納、并在南方區(qū)域電力市場開展試運行，但省間電力市場化改革尚未觸及以省級為主導單位的電力體制核心問題，地方仍以完成政策指標任務為主要出發(fā)點參與跨省跨區(qū)電力交易，有限的區(qū)域協(xié)調(diào)和行政調(diào)度激勵限制了省間電力輸送，從全局思維和市場角度推動區(qū)域資源高效流動的局面遠未成熟。

優(yōu)化電力資源配置的國家級平臺功能不完善，以及各地市場化進展差異，不利于全國統(tǒng)一電力市場在實現(xiàn)“雙碳”目標過程中發(fā)揮重要作用。省級電力交易體系對省內(nèi)電力基本平衡和省內(nèi)電力資源配置有很好的優(yōu)化引導作用，但對于“省內(nèi)電”“省外電”“外送電”的協(xié)調(diào)能力不足，交易主要依靠政府指定的長期合約，難以動態(tài)、準確地反映電力的真實價值。我國省間電力交易機制尚未完善成熟，國家級電力交易平臺發(fā)揮統(tǒng)籌協(xié)調(diào)區(qū)域資源調(diào)度出清的全局性作用的能力也有限。同時，不同省份市場階段進展不一帶來的交易銜接問題，易引起利益攸關方之間的矛盾沖突。

對“十四五”中后期電力市場改革的若干建議

“縱向深挖”：以現(xiàn)貨電能量市場為軸心，完善輔助服務市場機制適配新能源躍升式發(fā)展，完善容量補償機制作為新型電力系統(tǒng)保供的過渡手段

“現(xiàn)貨+輔助服務+容量”的組合機制分別對應電能量（千瓦時）價值、電力調(diào)節(jié)（Δ千瓦）價值和有效容量支撐（千瓦）價值，三個市場的合理價格機制銜接發(fā)現(xiàn)“電”的服務價值（疊加綠電市場可以反映電能的環(huán)境價值），有利于更為直觀地理清市場主體權責與疏導各項電力成本，從而調(diào)動各類資源參與電力系統(tǒng)平衡的積極性。

提升靈活調(diào)節(jié)和可靠供應能力是構建新型電力系統(tǒng)最為緊迫和核心的工作。根據(jù)新型電力系統(tǒng)物理特性和轉(zhuǎn)型結構性矛盾，現(xiàn)貨電能量市場分時出清電價要真實反映電能的時空價值，引導市場主體調(diào)整自身策略（例如發(fā)電商機組出力安排、用戶的用電計劃、儲能的充放電等）；輔助服務市場要完善產(chǎn)品定價和成本分攤機制，以合理回報吸引可調(diào)節(jié)機組參與輔助服務，并豐富輔助服務產(chǎn)品種類，例如快速爬坡、動態(tài)響應，平抑新能源波動性、保證電能質(zhì)量；以容量補償過渡到容量市場的方式，對提供實時有效電力容量服務的資源進行浮動性補償（補償針對服務效果而非容量本身），避免電力供應緊張時出現(xiàn)極高稀缺電價或市場限價下短期發(fā)電成本難以回收的負面問題，分散市場主體價格風險。在全國統(tǒng)一電力市場框架下，我國要加快構建適應新型電力系統(tǒng)減排與保供需求的，涵蓋電能量、輔助服務和容量機制的全方位市場機制。

“橫向擴展”：探索建立省間二級市場，完善區(qū)域電力現(xiàn)貨市場機制，協(xié)調(diào)強化省間電力資源互濟

2017年8月，國家電網(wǎng)啟動了跨區(qū)域省間富余可再生能源現(xiàn)貨交易試點；2021年11月，國家電網(wǎng)印發(fā)《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》，在跨區(qū)域富余可再生能源電力現(xiàn)貨試點的實踐基礎上，進一步優(yōu)化完善省間電力市場交易體系。國家發(fā)改委發(fā)布的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）指出，條件成熟時支持?。▍^(qū)、市）市場與國家市場融合發(fā)展，或多?。▍^(qū)、市）聯(lián)合形成區(qū)域市場后再與國家市場融合發(fā)展。省間二級市場是作為當前省間電力現(xiàn)貨交易機制和全國統(tǒng)一電力市場體系的銜接過渡，與省間雙邊交易相比，其允許各省之間的多邊交易在全國市場或系統(tǒng)運營安排的基礎上單獨進行，在省內(nèi)低成本資源優(yōu)先平衡預出清的基礎上，以電力盈余或容量耦合模式在全國日前市場對各省自愿參與的超額電量（不止是富余的可再生能源電量）進行競價出清。這種省間二級市場的運作模式允許在更大范圍內(nèi)更好地共享資源，同時保留差異化的省級電力市場設計、價格形成和運營自主權，便于逐步過渡到全國統(tǒng)一電力市場體系。需要注意的是，市場過渡過程中要加強國家主管部門對市場的監(jiān)督，利用好價格工具和透明磋商協(xié)調(diào)解決省級/區(qū)域市場設計銜接的利益沖突問題。

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