国外电力市场建设对我国新时期电力市场化改革的启示与建议

张紫鹤，卢继平

（重庆大学电气工程学院，重庆 400044）

电力现货市场被称为新电改的“最后一公里”，实施难度和重要性兼备，实行现货市场的目的是优化资源配置，发现真实的电价，进一步拓宽和挖掘电力商品和服务的交易品种，吸引更多主体进入市场。但由于电能目前不能大量储存的特性，还需要中长期合约来帮助电能“虚拟储存”，而且电能中长期交易不仅发挥金融避险功能，还帮助发电厂根据市场预测提前做好发电计划，是一个不可或缺的交易环节。一个较为稳定健康的电力市场应该能让现货市场和中长期市场共同发力，最大程度反映电能的商品特性，拥有较强的市场力和竞争活力。文章将系统总结国外主要国家电力市场化新进展、发展经验，最后提出对当前我国电力市场建设的启示和建议。

1 中国电力体制市场化历程

我国电力体制改革的早期阶段，是在改革开放背景下以解决电力供应不足、改善电力行业运行机制僵化、激发电力行业发展活力为导向，而进行的一系列主要针对电力企业结构的改革。

2015 年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即9 号文）的印发，标志着我国新电改时代的开启，新电改结合我国电力行业迅速发展、行业规模大幅增长的现状，基于实现电力行业数字化和清洁化、促进新能源电力企业竞争力的未来愿景，从输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、售电侧改革等方面开展工作[1]，对电网企业的交易方式、交易职能等产生了巨大影响，也促进了大量售电公司的出现。

随着新电改不断纵向推进，电能商品属性进一步得到发掘，大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的电量交易方式已得到实践[2]；2017 年，国家能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8 个地区作为第一批电力现货市场建设试点，开始了现货市场的探索，成为新电改的又一里程碑。

2 国外电力市场建设现状

2.1 英国

英国市场是全球最早开始改革的电力市场之一，经历了由电力库到NETA 再到EMR 的三大改革阶段（如图1 所示），根据安全运行、低碳生产、降低电价的目标，在最新一轮电改中主要计划引入容量市场（Capacity Market）和差价合同（Contract for Difference，简称：CFD）两大机制。差价合同让发电企业可以获得市场参考电价和合约价格之间的差别支付，降低了新能源收益的不稳定性，并且促使发电商合理报价，吸引投资，英国国家电网已于2014 年和2017 年举行了两轮差价合同拍卖[3]。容量市场独立于电量市场设立，用来保证在电力供应紧张时的充足容量，在2014 年的第一次交易后，暴露出了新机组受阻、成交价格过低、对需求侧管理重视不足等缺陷，受到了能否有效增加供电灵活性的质疑。为了实现2050 年净零排放目标，英国提出了脱碳行动计划[4]，并在近期发布计划对容量市场的设计进行改进，推进储能项目参与，允许跨境容量直接参与；今年3月，Ofgem(这是什么组织)提出对可再生能源的CfD进行修订，在激励新能源投资的同时尽可能降低发电成本[5]。

图1 英国发电结构变化，1970-2017[3]

2.2 美国

美国电力市场分为批发和零售两部分，各州独立运营，可以自行选择监管性或者竞争性市场，其中代表性的有PJM 集中式市场[6]、零售商竞争激烈的德州市场[7]和分布式储能参与的加州市场[8]，上述3 个市场机制的设计差异见表1。美国也是实施可再生能源绿色证书的先行者，除了政府规定的强制性最小新能源在电力供应中的占比以外，个人或组织可以自愿购买具有绿色证书的清洁能量，绿证制度将可再生能源市场资源送到全国购买者的面前，同时也使新能源项目直接获得投资。

表1 美国各电力市场设计对比

2.3 澳大利亚

澳大利亚的电力市场规则和市场架构经过20年的发展已经相当完善，分为现货市场和合同市场。澳大利亚国家市场（NEM）的现货市场实行全电量池交易市场（Gross Pool Market）和分区电价，目前实时市场价格以30min 间隔结算一次，但2021 年计划将结算周期将改为与出清周期一致的5min[9]。实时市场供需平衡过程的预测负荷可分为两部分之和，一是上一个5min 结束时的实际负荷，二是神经网络对5min 内负荷变动的预测[2]。从区域的历史电价来看，全电量现货市场模式的结算电价能较好的反映实时供需关系并且稳定电能的供给。为了对冲现货市场中的价格波动风险，NEM 采用了包括差价合同和远期合同的合约市场，不同于中长期电量合同，合约市场主要以金融交割，这使零售商能为用户长期提供稳定的电价，还可以提高发电企业收入资金的确定性。现货市场和合约市场通过补偿差价，将现货价格信号和电力系统的物理状态直接联系在一起[10]。

2.4 欧盟

欧盟市场由多国市场组成，为了充分利用跨国跨区互联传输能力使区域化市场向一体化市场转型，形成了日前市场的价格联合机制（Price Coupling Mechanism）：联合算法以社会福利最大化为目标，在日前市场预测不同国家的产能和需求，根据供需估计不同国家的现货市场价格，计划让电价较高的国家进口电能而电价较低的国家出口电能，直到相邻国家的电价平衡或者可用传输能量耗尽为止，但由于传输容量普遍不足，不同国家之间仍会存在价格差[11]。这种适用于多区域电力市场的机制，提高了市场流动性、降低了电价波动、实现了资源的优化配置。欧盟正在推动日内现货市场进行多次公开拍卖（Auction），以利用新能源出力信息重新分配日前市场的剩余传输容量，以此来适应2030 年新能源发电占比将提升至50%以上的预测[12]。

2.5 日本

在福岛核电站泄漏事件后日本已经进行了五轮电力体制改革，目前电力市场已实现售电侧全面放开，但是除传统大型电力公司以外的新电力公司市场占比仍然较小，2018 年统计数据为11.7%[13]。与中国现阶段电力市场改革发展相似，日本电力交易所（JPEX）也建立了中长期市场、日前现货市场和日内现货市场，不同的是，其日内市场和远期市场的交易方式是撮合出清，并且增添了由交易所代理发电商的公告板市场（bulletin board），帮助规模较小的发电商参与售电，此外正在建设基荷市场、容量市场、平衡市场和非化石燃料市场[14]。但面对占比不断提升的可再生能源，日本政府仍旧采取固定上网电价制度（FIT），这样既不能反映市场供需关系也不能刺激市场竞争力的价格制度，是不利于高占比新能源消纳的。

3 新时期我国电力市场化建设情况

新电改5 周年来，电力行业各方坚持5 号文件和9 号文件精神不动摇，在一系列动态更新的国家政策框架的持续引导下，电力改革在多方面都取得了显著成果。最直观的成效是电价总体水平在供大于需的关系下合理降低，2018 年和2019 年一般工业平均电价连续每年降低10%，达到0.635 元/千瓦时，仅为36 个OCED 国家平均电价的70%。“市场交易价格”+“输配电价”这一新的电价形成机制已基本实现[15]，电价改革直接影响着社会各方的利益和电力工业的发展，其复杂性和重要性决定了未来必须进一步探索合理的定价机制。

特高压输电通道建设为促进跨省电量交易、扩大资源优化配置范围保驾护航。截至2020 年3 月，已建成投运的特高压直流输电项目有25 条，包括世界首条±1100 特高压线路，亚中-江西等7 条特高压线路在建，其中包括多端柔性直流输电线路等国际领先项目[16]。截至2019 年底，全国跨区输电能力达到14815 万千瓦，为跨省跨区电能交易提供客观可行性，“西电东送”战略缓解了中国能源与负荷逆向分布问题，促进能源从西北、华北、东北等区域向华中、华东等经济发达省份输送。

新电改实施至今，电力交易机构组建在省级层面基本完成，并且建设了北京、广州两个国家级交易中心负责南北跨省跨区交易。2019 年全年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量28344 亿千瓦时，比上年增长37.2%。其中，全国电力市场电力直接交易电量合计21771.4 亿千瓦时，占全社会用电量的30.0%，占电网企业销售电量的36.8%，全国电力市场化交易规模再创新高度[17]。目前的工作重点是加速推进电网企业独资的交易中心股份制改造，明确划分交易机构和调度机构的职能，积极应对跨省跨区电力交易挑战。

在市场机制变革方面，中长期交易机制不断完善，交易周期和交易品类不断增加；现货市场于2018年在八地开始试点运行并稳步推进，尽管受到上半年新冠疫情的影响，甘肃电力现货市场已率先于2020 年4 月实现连续整月现货结算试运行，运行期间分时电价明显且市场供需关系能跟随新能源出力变化，增加了新能源消纳空间，并有望在下半年完善运行规则后再次开展省内现货市场连续运行；广东电力现货市场已进行多次系统结算测试，并定于8月进行全月现货结算试运行[18]；其余各试点省份均结合省内情况，正在加速开展多种交易机制下的现货市场试运行探索[19]，先试点再推广的发展模式积累了大量经验。同时，辅助服务市场建设加速，西北跨省和华中区域电力辅助市场已开始正式运行，河南、湖北、湖南等地的辅助市场试运行也相继启动。

新电改促进新能源消纳成果显著，2019 年度，国网公司经营区域新能源利用率达到96.8%，提前一年完成弃能率低于5%的目标[20]，省间新能源市场化交易电量4931 亿千瓦时，同比增长40.1%[21]，尤其是甘肃、新疆消纳率随特高压外送通道的配套建设大幅提高。新能源参与日前市场和现货市场、与常规能源打捆外送、替代火电发电权交易、绿电交易、调峰辅助服务市场等新机制的实施，减弱了新能源平价上网对政策补贴的需求，市场化因素有力推动新能源产业发展和发电结构转变。

4 对我国电力市场建设的启示与建议

电力市场化改革是我国能源战略转型发展的必然要求，也是新时期全面提升能源供给质量，提高能源配置效率重要途径。虽然欧美等国电力能源政策随资源禀赋及国情不同而存在差异，但在电力市场化改革方面起步早，积累了一定的政策和实践经验，可以为我国电力市场建设提供一定参考。近年来，虽然我国在能源供给政策、电力体制机制改革等方面均取得了重大进展，但同时也存在一定不足，为更好完善我国电力市场运行机制，结合国外电力市场建设与运行经验，提出以下建议：

1)注重跨省输送通道规划合理性。欧盟的区域耦合电价机制由于输送通道的容量限制还无法完全实现，而我国部分输电通道工程建成后达不到设计输送容量，例如湖南丰水期时水电大发接受甘肃外送新能源的空间很小，仍有富余电量无法充分利用。输电项目规划时应在安全前提下，充分考虑未来供需关系和产能结构的影响，在建设中进行长期动态优化。

2)打破省间交易壁垒。对比国外比较成功的区域电力市场：唯一调度机构统筹全区的PJM 集中式市场和各区仅交易规则统一的北欧电力市场，我国各省间市场在交割方式、交易频率和开放程度上的差异，外加地方政府对市场的干预都增加了区域市场协调优化的难度。

3)增强综合能源出力预测能力，提高新能源中长期期预测精度，减少结算偏差。精准的产量预测不仅有利于电网制定科学的运行计划、准确预测电价，更利于发电商发挥新能源成本优势，以技术弥补新能源不确定性，不断增加新能源的市场竞争力。

4)尽快完善市场信息披露机制。美、澳、英等国家都拥有可查询电力市场实时价格等运行数据的网站页面，其交易中心及监管机构还在每季度、每年向公众发布市场分析报告。信息透明有利于降低发用双方的信息不对等、提高市场效率和公平性、为开展电力市场相关学术研究提供数据基础。

5)继续发掘真正的电力市场。英、美等国的用户都可以自由选择不同售电商提供的用电方案，在我国由于市场发展客观规律、电网体系结构庞大复杂、参与者市场意识不强等现实因素，在市场化推进过程中仍存在诸多阻力，导致政府必须参与维持市场秩序。深化改革需要多管齐下，以激励相容的市场机制设计、清晰的职能划分以及有力的监管机构，放开发、售两侧，给予市场主体更多选择权和自由度。

5 总结

我国的电力市场建设仍存在规则不完善、对应政策缺乏等问题，面临输电拥堵和新能源消纳受限等困难，电力市场架构仍有待进一步探索，但优化现货市场交易的方向是不变的，现阶段研究外国发展经验和模式，对我国寻找因地制宜、符合国情的市场配合方案十分重要。文章结合国内电力市场建设现状以及国外电力市场的新进展，概述了新电改以来在电价、输电、市场建设、新能源消纳等方面取得的成绩，对深入推进我国电力市场化改革提出了建议。在未来随着电力市场机制不断完善、交易品种更加丰富，对现货市场与辅助服务市场、跨省跨区域市场等各市场衔接的研究，也有很长的路要走。