能源转型下的电力市场发展思考

史连军

近年来，在新冠肺炎疫情全球流行、大国政治博弈加剧、低碳转型深入推进的格局形势下，全球能源市场进入了一个动荡与变革的时期。国际方面，受俄乌冲突、国际贸易保护主义抬头、经济制裁加剧等外部环境影响，一次能源价格大幅波动，电力市场同步呈现新变化；国内方面，自2015 年中发9 号文印发以来，我国电力市场化改革持续深化，电力市场建设取得积极成效，形成了覆盖省间省内、覆盖多时间尺度和多交易品种的全市场结构体系，有效承接发用电计划放开，有力促进能源资源大范围优化配置。2022 年是我国电力市场全形态运营的第一年，也是我国电力市场建设历程中具有标志性意义的一年。

国外能源政策转变及国内电力市场建设运行情况

国际层面

能源供应紧张推动多国能源政策由“ 气候安全 ”向“ 能源安全 ”转变。从短期来看，为解决能源供应缺口，欧洲部分国家重启煤电、推动油气供应多元化、缩减能源消费，同时推进核电建设；从长远来看，欧盟认定只有坚定发展可再生能源，才能提高自身能源独立性，维护能源安全。为此，欧盟于去年5 月实施RE Power EU 计划，从节约能源、能源供应多样化、加速推进可再生能源三方面着手，取代家庭、工业和发电领域的化石燃料，2030 年可再生能源占比目标由32%提高至40%。

欧洲“ 碳减排 ”政策“ 外紧内松 ”。从对外方面来看，今年2 月9 日，欧洲议会通过碳边境调节机制修正提案，要求从2026 年起开始逐步征收碳关税，征收范围扩大到间接排放（即包括外购电力等环节的碳排放），包含钢铁、铝、化肥等行业及一些下游产品，且以欧盟碳价核算。这一政策将对全球贸易特别是中国出口型产业带来冲击。对内方面来看，2022 年7 月6 日，欧洲议会把满足特定条件的天然气和核能项目，纳入用以判别绿色经济活动和投资的《欧盟可持续金融分类目录》，可享受利率等方面的优惠。

能源供应危机对电力市场运行造成冲击。俄乌冲突以来，美国等西方国家对俄罗斯实施经济制裁，极大影响了俄罗斯能源出口，国际石油、煤炭、天然气等一次能源价格出现大幅上涨，最高价较2020 年上涨超400%。去年，欧洲等地电价出现大幅波动，9 月德国电力期货价格最高飙升至1000 欧元/兆瓦时。近期，受欧洲需求下降、政府补贴及高库存影响，国际天然气价格已下降至俄乌冲突前，电力市场价格相应回落。

各国纷纷推动电力市场改革应对能源供应波动。2022 年9 月14 日，欧盟委员会公布了紧急干预市场以降低电价的一系列措施。包括限电节电、对低成本发电企业征税（“ 暴利税 ”）、向化石能源发电企业征税等。

国内层面

我国电力市场化改革稳步推进。2021 年，国家发改委印发1439 号文、809 号文，燃煤机组计划全面放开，工商业用户全部进入市场，市场化电量占比已超过3/4；2022 年，国家电网公司经营区市场交易电量4.13 万亿千瓦时，同比大幅增长43%，市场化电量占公司售电量的比重已达到75.9%。其中，电力直接交易3.19 万亿千瓦时，代理购电交易6384 亿千瓦时。

全品种市场体系初步形成。市场体系建设方面，我国电力市场已形成空间上覆盖省间、省内，时间上覆盖中长期、现货，品种上覆盖电能量、辅助服务的全范围、全周期、全品种市场体系。电能量市场运行方面，省间中长期交易已实现连续运营，省内中长期连续运营稳步推进，现货市场建设取得积极成效。此外，辅助服务市场体系不断完善，容量价格机制积极探索，绿电绿证交易取得突破。

海量主体积极入市，市场主体数量指数级增长。当前，国家电网公司经营区市场用户累计已超过50 万户，较2021 年底增长39.4%，是2015年改革初期的近20 倍；同时存在约4000 万小微用户通过代理购电方式参与市场。从主体结构看，截至2022 年底，发电企业、电力用户、售电公司分别为30848、443940、3660 家。改革以来，售电公司从无到有，在推进市场化改革过程中发挥了重要作用。2022 年，公司经营区域内共有1704 家售电公司参与市场化交易，完成结算电量2.26 万亿千瓦时，占省内市场化交易电量的71.5%。其中，江苏、山东、浙江3 省售电公司结算电量突破2000 亿千瓦时，江苏、山东、湖南、四川4 省售电公司交易电量占市场化交易电量的比重超过80%；有86%的售电公司盈利，14%的售电公司亏损。

近期，中长期交易基本按最高限价成交。2021 年出现电力供应紧张后，国家电网落实国家政策要求，通过换签、新签等方式，中长期价格达到上浮20%的预期目标，初步实现了一、二次能源的价格传导。从2022 年中长期交易组织情况看，各地基本维持电价上浮20%的价格。交易价格全部顶格上涨，实质上失去了价格传导作用。煤炭价格难以进一步通过中长期市场实现成本疏导。

在省间交易方面，累计组织开展省间交易230 笔，成交电量10029 亿千瓦时、同比增加42.6%，规模首次突破万亿千瓦时。市场价格方面，火电、新能源价格较往年有所上涨，水电价格保持相对稳定。

现货市场价格呈现上涨趋势，省间中长期、现货价格衔接需要加强。去年迎峰度夏期间，受华东等地电力供需紧张因素影响，省间现货交易“ 量价齐涨 ”。省间现货市场与中长期价格“ 脱节 ”，部分送端省出现机组在省内市场惜售、在省间市场博弈高价的情况，影响了省间供电秩序和供应基本盘稳定。

新能源市场化占比不断提高。2022 年，国家电网经营区域累计消纳新能源电量9989 亿千瓦时，新能源利用率高达97.3%。其中，新能源市场化交易电量3465 亿千瓦时，同比增长60%，占全部新能源的比重达34.8%，较去年提高9 个百分点。

积极推动绿电交易，创新开展绿证交易。目前，通过绿电交易已初步实现新能源绿色溢价。2022 年，北京电力交易中心累计组织绿电交易152 亿千瓦时，平均溢价为71.51 元/兆瓦时。

绿电交易需求稳步增长，但供给不足。随着“ 双碳 ”目标的落实，绿色电力购买需求显著增长。但受限于政策原因，目前带补贴项目进入市场意愿较低，绿电交易存在供给不足的问题，需要通过政策加快支持带补贴项目参与。2022 年，北京电力交易中心创新开展绿证交易，累计交易量145 万张（合14.5 亿千瓦时），购买方主要为售电公司及制造企业。

随着新型电力系统建设不断推进，以及电力市场化改革逐步迈入“ 深水区 ”“ 无人区 ”，电力市场建设面临供需形势变化拐点和新能源消纳与发展形势拐点。下一步，电力市场建设必须紧密结合电力市场建设外部环境发生的新变化，更好地服务和支撑新型电力系统建设运行需要。

我国电力市场建设面临的两个拐点

供需形势变化拐点

长期平衡形势日趋紧张。长期看，全网可靠供电能力增长不足。近年来，我国传统能源装机增长速度远小于最高负荷增长。考虑到我国用电需求仍保持中高速增长，以及新能源出力的不确定性，满足高峰负荷特别是晚高峰需要进一步提升可靠供应能力。“ 十四五 ”后半段至“ 十五五 ”期间，电力供应保障的主要矛盾可能会从一次能源供应不足向可靠发电装机容量不足转变。

极端条件下，电力系统供应保障难度加大。去年迎峰度夏期间，高温天气来得早、范围大、持续久，国家电网经营区域内最高负荷达10.69亿千瓦，较去年最高增长约1 亿千瓦，增幅接近10%，远高于用电量增速，电力供应保障难度前所未有。水电供应出现“ 黑天鹅 ”，去年迎峰度夏期间，水能资源较常年明显偏少，水电总体出力不足，导致四川、重庆等地区出现极端供应紧张局面。

新能源消纳与发展面临拐点

新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站建设成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源投资、系统调节成本、电网补强、接网及配网投资等系统成本。目前，新能源渗透率已经跨过15%这一重要分界线，下一步，新能源系统成本将快速增长；根据国网能源院测算，新能源渗透率每提高1 个百分点，系统成本将增加1分/千瓦时左右，应合理疏导新能源系统消纳成本。

对能源转型下市场建设的思考

以党的二十大精神为指导，对电力市场建设进行再认识

党的二十大报告系统阐述了新时代坚持和发展中国特色社会主义的重大理论和实践问题，科学谋划了党和国家事业发展的目标任务和大政方针。报告对党和国家事业发展作出了全面部署，特别是关于以中国式现代化推进中华民族伟大复兴、构建高水平社会主义市场经济体制、加快规划建设新型能源体系等重大部署，为电力市场建设指明了方向。

新型电力系统下的电力市场五大特征

随着“ 双碳 ”目标的落实和新型电力系统的构建，电力系统特征发生重大、根本性变化，电力市场设计也需要适应新变化。从供给结构来看，新能源装机、发电量占比高，“ 常规电源保电力供应、新能源调电量结构 ”的生产结构正在形成；从电网形态来看，大电网主导、微网与多种电网形态相融并存的格局逐步形成；从市场主体来看，抽蓄、储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体快速发展，产消者涌现，市场双向互动特征明显；从平衡模式来看，平衡机理由确定性向概率性转变，极端场景频发；源网荷储协调互动的非完全实时平衡模式逐步建立；从成本特性来看，新能源低边际成本、高系统成本的特性逐步显现。

与此同时，新型电力市场将呈现五大特征，即市场建设目标多元化、电力商品价值多维化、电力市场空间分层化、需求侧资源聚合化、市场组织方式精细化。

市场建设目标多元化。我国电力市场建设面临三期叠加，即计划向市场过渡期、碳排放达峰期、新型电力系统建设期。市场目标由以往提高电力行业运行效率的单一目标向“ 保安全、促转型、提效率 ”的多元目标转变。电力市场建设需要系统思维，统筹实现“ 能源安全 ”“ 绿色转型 ”“ 经济高效 ”三大目标，实现市场建设目标三角形面积最大化。

电力商品价值多维化。在构建新型电力系统背景下，随着新能源逐步成为装机、电量主体，电力商品的价值较以往出现细分，由以电能量价值为主，逐步向电能量价值、可靠性价值、灵活性价值及绿色环境价值等多维价值体系转变。

电能量价值通过电能量市场体现，反映电能量的生产成本。随着新能源的发展、占比的提升，生产成本出现下降，系统总成本增加，电能量价值在总价值的比例降低；可靠性价值通过容量市场体现，引导各类电源协调发展；通过辅助服务市场（调节能力市场）体现系统灵活调节能力，保障电网安全稳定运行；绿色环境价值通过绿电市场体现，以市场机制实现绿色价值的外部属性内部化，推动能源电力低碳转型。

电力市场空间分层化。新能源快速发展呈现出能源基地集中开发和负荷中心分布式建设齐头并进的趋势，与之相适应，电力市场空间将呈现整体分层化、范围扩大化、局部分散化的特点。一方面需要依托大电网互济能力实现集中式新能源大范围优化配置，另一方面依托微电网灵活调节能力实现分布式新能源就地消纳，提升整个电网新能源消纳能力。

需求侧资源聚合化。随着新型电力系统加快构建，分布式电源、多元负荷、储能等新兴市场主体不断涌现，电力系统由原先“ 源随荷动 ”向“ 源网荷储 ”协同互动转变。需要不断挖掘需求侧资源调节潜力，增大负荷弹性，促进需求侧参与市场互动和电网调节，实现源网荷储协调发展。

市场组织方式精细化。传统市场基于常规电源设计，不需要考虑新能源的波动特性。由于新能源大发展条件下，系统运行方式复杂多变，电力市场运营与系统运行联系更为紧密，市场运行模式需要主动适应新能源的发电特性。新型电力系统条件下，市场的组织方式要向精细化转型，确保市场与运行、中长期与现货的统筹衔接，如市场进一步贴近实时运行、电能价值的时空属性细化等。

新型电力系统下电力市场架构设计

现阶段我国电力市场设计需要考虑的三大关键问题：从空间维度来看，市场形态、层级和衔接关系，统筹考虑我国省为实体的格局和资源大范围优化配置需求，合理设计不同阶段下的电力市场形态、市场层级和衔接关系；从时间与价值维度出发，要在电能量交易的基础上，不断创新交易品种、丰富市场功能，反映经济、安全、绿色等不同的价值属性；从政策维度来看，计划与市场的衔接，基于计划与市场并存特点，合理设计计划逐步放开、向市场过渡的方式和路径，其中的关键问题在于发电侧如何放开，如优先发电计划的放开，以及用户侧如何保障，主要是优购用户的电量、电力、价格如何保障。

因此，市场功能体系整体设计方面，要推进电能交易向更短周期延伸，探索建立输电权市场，建立“ 长期平衡+短期调节 ”的平衡市场机制，实现绿电—绿证—碳协同优化，建立全时间尺度的平行交易机制，构建电能量—安全—绿色三维价值体系和市场功能体系。

新型电力系统的构建需要建立与之相适应的新型电力市场。新型电力市场既要尊重电力市场一般规律，也要结合我国国情，更加注重多元目标的协调，更好地发挥市场与政策作用，更为系统地设计运营中长期、现货等交易品种，更为灵活地兼容传统和新型市场主体。近期，新型电力市场建设需要重点关注深化中长期连续运营、持续完善现货市场建设、建设符合国情的发电容量保障机制、推动新能源市场化消纳和推动需求侧资源参与系统调节等五个方面。

推动中长期市场向灵活化、精细化、标准化转变。推动形成反映系统供需关系的中长期分时价格，做好与现货市场的衔接，包括全面开展带曲线交易，推动中长期交易逐步缩短交易周期、提升交易频次、丰富交易品种，进一步提升中长期交易的灵活性；推动中长期带时标能量块交易，包括对交易周期、交易流程等关键要素进行标准化设计，更好地适应电力供需时段性变化频繁和新能源发电波动性、随机性特点。

稳步推进省间、省内现货市场建设，加强中长期、现货交易衔接。推动中长期交易用户参与现货交易，构建符合双边交易特征的现货市场；加快省间现货市场建设，逐步扩大省级现货试点覆盖范围，支持具备条件的试点不间断运行，逐渐形成长期稳定的电力现货市场；完善现货交易限价、报价机制，研究适应新能源规模化参与现货市场的成本报价方式，形成更加合理的现货价格。

稳步推进适合国情的容量保障机制。充分考虑我国能源禀赋和能源转型路径，近期以容量保障机制起步，促进常规机组有效回收发电机组固定投资成本、引导清洁高效火电机组投资、保障系统发电能力充裕度。目前各国容量保障机制模式较多、规则复杂，存在诸如价格水平不合理，新旧机组不公平等争议问题。需要遵循稳妥有序的原则，分阶段推进容量机制建设，积极开展试点工作。根据新能源出力波动和电力供需形势变化，探索构建年度、月度备用容量市场，进一步细化容量市场颗粒度，促进容量资源更高效率、更精准配置，缓解实时环节平衡压力。

积极推进新能源参与电力市场。持续扩大绿电交易规模，包括推动平价项目市场化消纳，落实国家发改委75 号文要求，推动带补贴项目参与绿电交易；推动压实用户消纳责任，持续完善配套机制，探索通过政策制度，将可再生能源消纳责任落实到用户；不断完善新能源参与市场的交易组织、价格机制以及配套衔接，引导各类灵活资源主动参与系统调节并获得合理收益，促进“ 源网荷储 ”协同互动。

推动需求侧资源参与系统调节，引导分布式发电市场化消纳。充分考虑需求侧资源在调节意愿、调节能力、技术特性等方面的差异性，科学划分需求侧资源为“ 直接控制型 ”和“ 价格引导型 ”。构建“ 分时电价引导长期行为调整+需求响应实现短期灵活调整+直接控制高效参与系统调节 ”的需求侧多层次互动机制，以市场价格指挥棒引导需求侧资源参与系统互动调节。同时，高度重视分布式新能源对系统的影响，通过市场价格信号促进分布式新能源就近消纳，并合理承担系统备用等方面成本。