完善電力市場體系 優(yōu)化能源資源配置

電力是關(guān)系國家經(jīng)濟發(fā)展、社會繁榮、能源安全的基礎(chǔ)行業(yè)。打造統(tǒng)一的要素和資源市場，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系，是支撐高質(zhì)量發(fā)展和新發(fā)展格局的應(yīng)有之義。2022年3月，相關(guān)意見提出了“健全多層次統(tǒng)一電力市場體系，研究推動適時組建全國電力交易中心”等要求，為逬一步深化電力市場化改革明確了方向。

近年來，全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)取得積極進展，目前已基本建成“統(tǒng)一市場、協(xié)同運作”的電力市場架構(gòu)，形成了銜接省間、省內(nèi)，覆蓋全國范圍、全類型周期、不同交易品種的市場體系，電力市場化交易正在成為配置電力資源的最主要方式。

相關(guān)報告提出“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”?！靶滦汀辈粌H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)建新的體制機制，以保障能源安全。對能源系統(tǒng)而言，能源生產(chǎn)供給和儲備調(diào)運能力尤其關(guān)鍵，而對于電力系統(tǒng)，區(qū)域電力調(diào)配和互濟能力同樣關(guān)鍵，其中電力市場的作用毋庸置疑。隨著第一、二批電力現(xiàn)貨試點先后在14個省份展開以及省間現(xiàn)貨工作的推進，市場化交易電量明顯提升，全國統(tǒng)一電力市場體系的構(gòu)建進入新的階段。

電力市場優(yōu)化配置資源潛力待挖掘

電力市場交易（現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場）里的電價信號可以引導(dǎo)新能源和煤電科學(xué)有序開發(fā)，通過完善全國統(tǒng)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，其特點有預(yù)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(fēng)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(xiàn)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(nèi)新能源同一性導(dǎo)致零電價甚至是負電價，對電網(wǎng)產(chǎn)生逆調(diào)峰的影響，山東省級電網(wǎng)2022年全年負電價出現(xiàn)概率為48%，反映出山東省內(nèi)新能源裝機在大發(fā)時段存在一定的產(chǎn)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(xiàn)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(xiàn)尖峰時刻余缺互濟。

煤電方面，全國統(tǒng)一電力市場體系可以更好地挖掘煤電存量機組調(diào)峰潛力，避免因頂峰上馬的新增煤電裝機造成資源浪費或進一步虧損。新能源入市已是大勢所趨，新能源品種特性將拉低平均電價，對于實施現(xiàn)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(zhuǎn)向頂峰出力，需要通過參與輔助服務(wù)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(diào)節(jié)和備用容量支撐的積極性欠佳，一方面，長協(xié)上網(wǎng)電價浮動范圍雖上調(diào)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(cè)需發(fā)展靈活性資源，煤電未來可依賴靈活性改造，但由于市場化改革緩慢，以及缺少成本疏導(dǎo)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?shù)卮媪棵弘姍C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(diào)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(jù)相關(guān)發(fā)布的《中國典型五省煤電發(fā)展現(xiàn)狀與轉(zhuǎn)型優(yōu)化潛力研究》統(tǒng)計，2022年1至11月，國內(nèi)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。近年來，中國用電量快速增長，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(dǎo)機制未充分發(fā)揮作用，供給側(cè)現(xiàn)貨市場“價格帽”限制了頂峰出力機組的高收益，需求側(cè)因缺乏包含居民用電在內(nèi)的需求側(cè)響應(yīng)機制，使得供需出現(xiàn)較大缺口。按照全年僅幾十個小時的“硬缺口”建設(shè)煤電，未來將拉低煤電的平均利用小時數(shù)。為避免這些問題發(fā)生，亟需建立完善現(xiàn)貨和容量補償市場機制，謹防資源浪費。

進一步加強電力市場建設(shè)的著力點

相關(guān)國際能源署發(fā)布的《中國建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場：電力現(xiàn)貨市場路徑》提出，2030年前中國先建成省間和省內(nèi)兩級市場聯(lián)合運營的兩級市場模式，包括類似于當前國網(wǎng)經(jīng)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(wǎng)經(jīng)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(chǔ)上，逐步發(fā)展成為更成熟的全國統(tǒng)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(xiàn)貨市場體系里的日前市場建設(shè)是建立一個多層次、全國統(tǒng)一的電力市場的核心環(huán)節(jié)，也是整個系統(tǒng)運營中連接中長期市場和現(xiàn)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(tǒng)一市場、協(xié)同運作，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(shè)計和調(diào)度決策方面自主權(quán)的基礎(chǔ)上，促進各省間交易，兼具可操作性和經(jīng)濟效益。其中，余量市場模式較易于建立，指在自愿的基礎(chǔ)上各地方將過剩的發(fā)電量上架至一個統(tǒng)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(lián)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，和當前國家電網(wǎng)有限公司在省間現(xiàn)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(xié)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(yīng)的輸電通道實現(xiàn)交易，從而可以一定程度上避開因市場模式不同而產(chǎn)生的省間壁壘，和當前南方區(qū)域電力市場推進模式相似。

我們認為，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的著力點應(yīng)為：

一是突出強調(diào)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(yīng)在貫徹國家戰(zhàn)略、保障省級市場市場設(shè)計和調(diào)度決策自主性的前提下，從現(xiàn)有省間電力現(xiàn)貨市場逐步建立全國電力現(xiàn)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(nèi)現(xiàn)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(xiàn)貨市場價格信號空間，以發(fā)揮其引導(dǎo)跨省跨區(qū)保供資源配置的作用，一方面促進尖峰時刻余缺互濟，另一方面也在更大范圍內(nèi)平抑新能源的波動性。

三是合理引導(dǎo)新能源開發(fā)和煤電轉(zhuǎn)型。通過電力市場價格信號（可正可負、可高可低）引導(dǎo)不同省份電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變進程，避免扎堆上馬新能源和煤電，在保證適當備用基礎(chǔ)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(tǒng)一電力市場體系是全國統(tǒng)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(guān)鍵堵點，可基于南方區(qū)域電力市場經(jīng)驗進一步探索構(gòu)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。
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