北京電力交易中心總經理史連軍：電力市場建設需以系統思維統籌推進

　　中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(簡稱《指導意見》)，為下一步深化電力市場體系建設指明了方向。國家發(fā)改委相繼發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號，簡稱1439號文)以及《關于組織開展電網企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》(發(fā)改辦價格〔2021〕809號，簡稱809號文)，電力市場建設進入了加速推進的新階段。

　　結合筆者工作實際，本文將分三個部分，談談我國電力市場建設和運營的新特點與下一步工作思考。

　　近期電力市場運行基本情況

　　從去年下半年以來，我國電力市場出現三方面新變化。

　　第一是中央深改委審議通過《指導意見》，習近平總書記指出，要遵循電力市場運行規(guī)律和市場經濟規(guī)律，優(yōu)化電力市場總體設計，實現電力資源在全國更大范圍內共享互濟和優(yōu)化配置，加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。

　　第二是去年下半年出現的能源供應形勢的變化。前幾年，能源供需形勢相對寬松，去年下半年煤炭價格出現較大波動，電力供需形勢轉向緊平衡。由于煤炭價格的高位運行以及負荷增長、新能源波動性等因素，電力緊平衡情況可能還將延續(xù)。

　　第三是國家發(fā)改委相繼印發(fā)了1439號文和809號文。在發(fā)電側，全部燃煤機組全面進入市場;在用戶側，除居民和農業(yè)等保障性用電外，所有工商業(yè)用電也全面進入市場，電力市場建設進一步提速。

　　從近期電力市場運行的基本情況來看，呈現以下幾個特點——

　　一是從市場整體看，市場主體數量顯著增加。2021年10月以來，國家電網公司經營區(qū)域內市場主體數量相應大幅增長，新增市場主體超過14.5萬家，截至目前累計注冊市場主體達到42萬家。新增用戶中，直接交易電力用戶1.8萬家，占比12.27%;零售用戶12.7萬家，占比87.73%。從去年11月至今年2月，市場主體月均新增超3萬家。隨著全部工商業(yè)用戶進入市場，今年市場主體數量和市場電量還將增長。但目前大約還有4000萬用戶仍通過電網公司代理購電，包括一般工商業(yè)、小微企業(yè)和其他企業(yè)等等。

　　二是從電量規(guī)模來看，交易規(guī)模躍遷式增長。隨著全部工商業(yè)用戶進入市場，市場交易電量規(guī)模大幅增加，各省份月度直接交易電量總體規(guī)模環(huán)比增加超1200億千瓦時。據測算，2022年電力市場化交易占比將從50%左右提高到75%左右。隨著發(fā)用電計劃進一步放開，用電側基本實現“應放盡放”。

　　三是從價格來看，交易電價隨一次能源價格波動。去年下半年以來，市場電價逐月走高，從中長期市場來看，通過落實國家政策要求，積極組織換簽、改簽等方式開展交易，中長期市場價格于去年10月開始上升，今年1月達到了0.4元/千瓦時的水平，上浮比例約20%，初步實現了一次、二次能源的價格傳導和政策預期目標。從現貨市場來看，現貨市場價格先升后降，基本與燃煤發(fā)電變動成本變化同步。國家電網公司現有山西、甘肅兩個連續(xù)運營的現貨市場試點，現貨市場價格波動范圍較大。去年9月，現貨價格最高達到了633元/兆瓦時(兩個現貨市場的加權平均)，隨國家對煤炭宏觀調控后回落至去年一二季度水平，并呈現波動態(tài)勢，基本體現了燃煤發(fā)電變動成本變化和新能源出力波動對市場交易價格的影響。

　　四是新能源市場化交易規(guī)模逐步增長。去年，國家電網公司經營區(qū)域累計消納新能源電量7569億千瓦時，同比增長38.7%，新能源利用率超過97%。其中，新能源市場交易電量2314億千瓦時，占比30.5%，較2020年提高4.2個百分點。今年一季度，新能源市場電量占比同比增長12個百分點，達到約38%。

　　五是全網統一平衡特征更加凸顯。從購電來看，北京、上海外來電的比例占60%以上;送出省份比較典型的蒙東、寧夏，外送電量已經超過了本省區(qū)用電量。當前，外受/送電對各省區(qū)平衡影響日益增大，2021年國家電網公司經營區(qū)域內外送/受電超過用電量30%的省份共10個;省間交易規(guī)模近幾年穩(wěn)步攀升，截至2021年底達1.24萬億千瓦時，約占國家電網公司售電量的四分之一，全網統一平衡格局進一步深化。

　　六是電網公司代理購電工作平穩(wěn)實施。去年12月以來，按照1439號文和809號文要求，國家電網公司經營區(qū)域內各省級電網公司開展首次代理購電交易。去年12月和2022年1月，國家電網公司經營區(qū)域內代理工商業(yè)用戶售電量分別達到1420億千瓦時和1216億千瓦時，分別占總售電量的32%和26%。從代理價格來看，電網代理購電均價高于批發(fā)市場均價，與零售用戶均價持平。去年12月、今年1月，國家電網公司經營范圍內各省(區(qū)、市)代理購電均價分別為433.65元/兆瓦時、439.16元/兆瓦時(不含優(yōu)購損益等)，較批發(fā)市場(大用戶+售電公司)購電價格高13~15元/兆瓦時，較零售用戶購電均價高0.5~0.8元/兆瓦時，基本持平。造成上述價格差的主要原因是優(yōu)發(fā)電量與優(yōu)購電量的不匹配。

　　七是從交易組織情況來看，年度中長期交易出現惜售現象，短期靈活交易需求大幅上升。受供需形勢變化、一次能源波動、新能源預測因素影響，考慮到合同履約執(zhí)行等因素，市場主體對較長周期電力交易的謹慎度明顯提高。從交易周期看，2021年各類型發(fā)電企業(yè)參與省間交易年度交易報價1.13萬次，較2020年減少了510次。從報價成交比來看(成交次數與報價次數之比)，年度交易成交比最低，為41.08%。而月度和月內相應成交比是比較高的，分別為84.86%和77.90%。與此同時，購售雙方對短期靈活交易需求大幅上升。從供需比或購售比來看，年度購售比僅106%。但月度、月內購售比則逐步上升。分月來看，2021年第四季度省間交易購售比較小，去年11月份低于100%。上述供需比完全由市場的申報電量和購電量計算得出(不考慮阻塞、安全核驗等因素)，如此看來，靈活性交易的需求大幅度增加。

　　八是綠電購買需求大幅度增長。去年9月，在國家發(fā)展改革委指導下，北京電力交易中心創(chuàng)新組織開展了綠色電力交易，2021年累積開展綠電交易75.21億千瓦時。首次交易成交電價比中長期市場均價高0.03~0.05元/千瓦時，隨著燃煤電量市場化價格上漲，后續(xù)交易價格也有所增長，較原燃煤基準價平均上漲0.06元/千瓦時，充分體現了綠電的環(huán)境價值。與用戶側購買需求相比，發(fā)電側呈現供給不足的問題。主要原因是目前平價新能源電量總體規(guī)模較小，帶補貼的新能源機組暫未參與綠電交易。

　　市場建設面臨的三大挑戰(zhàn)

　　按照中央深改委會議精神和118號文的要求，統籌考慮當前電力市場建設實際進展和實踐中呈現的新趨勢，下一步電力市場建設將面臨三方面的挑戰(zhàn)，也可概括為安全、低碳、高效的“能源不可能三角”。

　　第一大挑戰(zhàn)就是如何適應供需形勢新變化。

　　從整個電力系統的平衡角度來看，要發(fā)揮好火電機組保障作用。將來，火電機組主要發(fā)揮支撐和調節(jié)作用，電量將逐步降低，但調節(jié)作用則越來越突出。但是，目前火電企業(yè)的經營方式沒有發(fā)生過多改變，企業(yè)仍在用發(fā)電量、設備利用小時數等指標來判斷自身經營狀況或進行投入，這種經營模式其實已經不可持續(xù)。當下，火電企業(yè)需要去研究市場轉型期自身市場地位的變化，以及在新的市場定位中如何實現盈利。

　　新能源反調峰、難預測的特性不利于保障供應和市場運行，要進一步通過市場來消除或減少新能源的不可預見性、反調節(jié)性。從電力曲線來看，發(fā)用電計劃放開后還存在電量、電力不匹配的問題。發(fā)電側放開的經營性發(fā)電機組如火電機組調節(jié)能力強，保留的優(yōu)先發(fā)電機組卻是呈反調節(jié)特性的新能源機組;而用戶側放開的經營性用戶的峰谷差小，保留的優(yōu)購用戶卻是峰谷差大且需要發(fā)電側提供調峰能力的。優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電在電力交易曲線上難以匹配，需要合理設計保障優(yōu)購用戶高峰用電需求的機制。

　　第二大挑戰(zhàn)是如何通過市場機制承接新能源的大規(guī)模接入。

　　新能源的主要特征是低邊際成本、高系統成本、出力高波動性、高隨機性和高不可預見性。由于上述特性，決定了新能源參與市場后，電力市場機制和價格體系都需要重新設計。目前的電力市場機制和理論都是以邊際出清為原則，即以滿足負荷需求的最后一臺機組的價格進行市場出清。在現有模式下，現貨市場在面對高比例新能源時，極端價格頻現，例如甘肅現貨市場較多時段按照最高、最低限價出清;近期山西現貨市場運行中，更是出現了一日長達17小時零電價的極端情況。新能源反調峰特性下，如何保障其在市場中的收益和健康發(fā)展，是新能源進入市場必須考慮的問題，也是關乎新能源未來發(fā)展的根本性問題。

　　第三大挑戰(zhàn)是如何保障電力價格穩(wěn)定。

　　首先，“雙碳”目標下，各類電源功能定位的變化造成電力商品價值的精細化和差異化，亟需對電力市場價值體系進行細分。在電能量價值的基礎上，進一步細分出電力容量價值、調節(jié)價值和綠色價值，有助于通過價格信號促進系統主體進一步明確分工，促進火電機組提高靈活性和供電保障基礎能力，提升系統調節(jié)能力。相關電價體系需要系統設計，相關市場機制需要深入研究。其次，需要促進一二次能源價格合理傳導。受全球疫情、局部沖突等因素影響，國際能源價格大幅飆升。我國煤炭價格自去年7月開始快速上漲，在國家有力調控后下降企穩(wěn)但仍然維持高位運行，近期受需求回暖、庫存下降影響，煤價再次走高。2月，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》，明確了570~770元/噸(秦皇島5500千卡)的價格指導區(qū)間。下一步需要進一步理順一二次價格傳導機制，緩解“煤-電頂牛”問題，促進燃料成本向終端用戶合理疏導。最后，要進一步發(fā)揮好中長期交易壓艙石作用。2022年省間年度交易組織中，傳統外送省份外送規(guī)模和活躍度大幅度下降，西北、東北典型外送省份在年度市場達成的網對網送電規(guī)模僅為去年的三分之一。省間中長期交易無法足量簽約，中長期交易在穩(wěn)定省間基礎潮流、穩(wěn)定電力價格方面的作用無法得到充分體現，給系統運行和穩(wěn)定電力價格帶來新的不確定性。需要促進中長期交易足量簽約，穩(wěn)定市場價格預期，平抑電力價格波動。

　　對下一步電力市場建設的思考

　　針對前述種種問題和挑戰(zhàn)，筆者認為，重點要從健全多層次市場體系、完善市場體系功能、健全交易機制等幾個方面開展工作。

　　第一，要以系統化思維開展電力市場設計，健全多層次統一電力市場體系。從當前電力市場建設運營實際看，不同品種、不同周期、不同范圍的市場之間相互耦合、彼此影響，例如保障新能源發(fā)展就與優(yōu)先發(fā)用電匹配、健全中長期交易機制、推動現貨市場建設、輔助服務市場建設等多個方面相關。市場建設呈現“牽一發(fā)而動全身”的特點，要避免“頭痛醫(yī)頭，腳痛醫(yī)腳”。實際工作中，要強化電力市場的頂層設計，以系統思維構建市場體系，繪制市場建設的“施工圖”和“路線圖”，統籌推進市場建設。

　　第二，現階段需要堅持和完善“統一市場、兩級運作”的市場建設路徑?？紤]到省間市場在保障平衡格局、促進新能源消納方面的重要作用，我們認為，現階段應繼續(xù)堅持“統一市場、兩級運作”的市場架構，省間市場定位于落實國家能源戰(zhàn)略、促進大規(guī)模資源優(yōu)化配置，建設資源配置型市場;省內市場定位于保障電力供需平衡和電網安全穩(wěn)定運行，建設電力平衡型市場。省間優(yōu)先于省內開展交易組織，其結果應作為省內市場的邊界。同時，結合電力市場建設面臨的新形勢和關鍵問題，應堅持省間-省內市場“三個統一”，即“統一核心規(guī)則、統一運營平臺、統一服務規(guī)范”，不斷完善“兩級運作”機制，隨市場建設不斷深入推進，逐步實現多層次市場的融合和協同運行。

　　第三，要有序推動新能源進入市場。隨著新能源發(fā)電量不斷提高，需要從市場機制和政策體系上做好新能源市場化消納的承接。在機制設計上，不斷完善新能源參與市場的交易組織方式、價格機制以及配套銜接機制，明確新能源主體的市場平衡責任，對系統內支撐性、調節(jié)性電源進行合理補償;此外，做好綠色電力交易與綠證、可再生能源消納責任權重等方面的銜接，在交易中努力實現綠色溢價;在政策體系上，發(fā)電側區(qū)分存量與增量項目，增量平價項目直接參與市場交易，積極推進存量項目保障利用小時數外電量進入市場;用戶側壓實可再生能源消納責任，并通過高耗能用戶最低綠電消費比例等政策，進一步促進新能源消納。

　　第四，逐步推動各類主體參與市場。明確市場準入標準，規(guī)范準入流程，推動包括抽蓄、儲能、可調負荷資源、分布式能源、新能源汽車等靈活性調節(jié)資源，以獨立主體或聚合商模式參與市場。發(fā)揮好新興市場主體靈活調節(jié)優(yōu)勢，推動其參與輔助服務市場、調節(jié)容量市場和需求側響應，與新能源電源高效互動。針對以自平衡的差額部分參與市場，和全額直接參與市場等不同模式，積極開展研究分析，探索適應我國市場建設的新興主體參與市場模式。

　　第五，深化開展中長期市場連續(xù)運營。充分發(fā)揮中長期市場在穩(wěn)定基礎供需、穩(wěn)定價格水平方面的重要作用。一是要在時間尺度上更加貼近實際運行，進一步提高交易頻次，縮短交易周期，實現中長期市場按工作日連續(xù)交易。二是通過引入帶時標能量塊交易，實現中長期電能商品的標準化，便于市場主體更加靈活、更加充分地購買、售出電能，更好適應電力供需頻繁變化和新能源發(fā)電波動性、隨機性特點，盡量使中長期交易與現貨交易無縫銜接。

　　第六，在現貨市場建設方面，要發(fā)揮好現貨市場實時調節(jié)供需的重要功能，盡快推動省間現貨市場正式運行，形成“省間+省內、中長期+現貨”的市場完整體系，同時積極推動省級現貨市場建設，按照雙邊交易的要求逐步推動用戶側參與現貨市場，促進發(fā)用兩側協同互動。

　　第七，要深化輔助服務市場建設。在持續(xù)完善現有調頻、備用輔助服務機制基礎上，推動調峰市場與現貨市場融合，積極探索有利于常規(guī)能源發(fā)揮支撐作用的輔助服務新品種，比如快速爬坡、轉動慣量等，更好滿足系統調節(jié)需求。同時，需要按照“誰受益、誰承擔”的市場原則，推動輔助服務成本向用戶側疏導。

　　第八，建立容量補償機制和容量市場。需要遵循穩(wěn)妥有序原則，分階段推進容量機制建設，其中，容量市場的建設應包括兩個方面，一是考慮長期容量充裕度的容量市場，主要用于引導新增設備投資;二是考慮中長期電能量平衡的年度、月度備用容量市場，主要用于保障電力電量平衡格局。

　　第九，進一步完善電力市場價格形成和傳導機制。一是要穩(wěn)定一次能源供應與價格，為市場提供穩(wěn)定預期;二是要強化交易組織、細化合同設計，促進煤價波動在電價中合理體現;三是暢通傳導路徑，實現價格信號有效傳導到終端用戶，促進用戶調整自身用電行為、改善全網平衡。

　　最后,要強化多時間尺度市場平衡機制。未來，要充分考慮到全品種、全空間、全時間段，細化設計平衡市場，推動市場主體在各時間尺度、空間范圍內通過平衡機制有效互動，形成一個完整的交易體系，來保證新能源消納和新型電力市場建設。(本文根據作者在中電聯2022年經濟形勢與電力發(fā)展分析預測會上專題演講整理，由作者審定)

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年04期，作者系北京電力交易中心總經理