全国电力市场交易现状及演进

近期，由国际能源署（IEA）撰写、能源基金会支持的《中国建设全国统一电力市场：电力现货市场路径》在京发布。报告提出了全国统一电力现货市场的余量市场和容量耦合市场的“两级市场”演进路径，以及远期的全国统一电力市场“一级市场”模式。建设多层次、全国统一的电力市场是一项复杂的系统性工程。在电力行业既要助力“双碳”目标达成、又要确保电力安全保供的双重背景下，全国统一电力市场的建设具有格外重要的现实意义和长远影响。本文试图从当前跨省跨区电力市场交易的现状和制约因素出发，分析总结以电力现货市场为核心的全国统一电力市场建设，对引导市场价值发现、促进新能源发展利用、助力电力安全保供、实现煤电功能转变和有序转型的重要作用。基于此，分析了电力现货市场路径选择的内在逻辑，并提出相应的政策建议。

自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即中发9号文）发布以来，中国电力市场逐步形成以省级电力交易和中长期电力交易为主的时空格局，市场化交易电量逐年攀升。

空间维度上，在9号文的指导下，2017年以来，以省为主体的电力市场体系和试点建设初见成效，输配电价改革试点在省级层面全面开展并覆盖全国，电力改革综合试点在三分之二的省份得以推进，为进一步的市场化电力交易铺平道路。据统计分析（见下图），2017年到2022年间，全国市场化交易电量（含省内和省间）从2017年的16324亿千瓦时逐年提升至52543亿千瓦时，占全社会用电量比重从25.9%跃升至60.8%，年均复合增长率（CAGR）为26%。其中，省内电力市场交易占主体，占全国市场交易电量达80%以上；其余的为省间市场交易电量，且份额有增长趋势，省间市场交易占全国市场交易电量比重从2017年的17.9%波动式上升为2022年的19.7%。2022年，省内市场交易电量合计为42181.3亿千瓦时（含绿电交易227.8亿千瓦时），省间市场交易电量合计为10362.1亿千瓦时，皆为2017年水平的三倍。

在此基础上，近期出台的政策文件将“建立全国统一电力市场”提到国家战略层面给予重视。2022年1 月，国家发展和改革委员会和国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（118 号），在保留既有省级电力市场的基础上，提出了到2030年将系统性地统筹推进国家级多层次统一电力市场体系建设。2022年3月，《“十四五”现代能源体系规划（2021-2025）》将“加快建立全国统一电力市场”列入“十四五”时期电力领域重点改革任务。2023年1月，在国家能源局发布的《2023年能源监管工作要点》中，“加快建立全国统一电力市场”也被列为首位，着重强调电力市场发展规划和规范的制定，推进建设南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设¹。由此可见，未来跨省跨区电力市场在促进资源优化配置及余缺互济上被赋予较高的期待。

时间维度上，当前电力交易形成了以中长期电力交易为主、以现货交易为补充的格局。据统计分析，2022年，全国市场化交易电量中79%为中长期交易电量，共41407.7亿千瓦时。与中长期交易相辅相成的现货市场建设步伐正在加快，自2018年启动电力现货市场试运行以来，省级现货市场已铺开，更加灵活的跨省跨区现货市场有待建立和发展。政策方面，2022年11月，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，进一步将电力现货市场从试点向全国推广，为未来电力市场设计的一致性和高效的市场运行打下基础。同时，以广东起步的南方区域电力市场建设也为全国层面建立统一电力现货市场起到先行先导的示范作用。数据方面，2022年省间电力现货市场（国网区域）试运行期间，全年累计交易电量278亿千瓦时。从成交电源类型来看，春季主要以新能源为主，度夏和度冬期间以火电为主，5-6月、10-11月西南水电大发时期以水电为主²。

省内多而省间少的市场交易格局缘何形成

如上文所述，近五年全国市场交易电量里80%以上为省内市场交易，省间市场交易电量占比不足20%，2022年省间现货交易电量占比不足1%，“省内多省间少”背后的原因体现在以下三个维度。

政策引导方面，考虑到各省的电力能源结构不同和改革难度，2015年的9号文奠定了以省为单位推进电力市场改革的格局，各省有权自行决定本省内电力市场推进路径和试点实施方案，2019年开启的电力现货试点也是以省为主体推进的。这一系列的政策实践将省级电力市场培育地相对成熟，也使得各省在各自的电力市场规则、标准、输配电价上产生差异，省间协调难度加大。

通道建设方面，跨省跨区联络线及输电通道仍有待优化完善。例如，2022年四川限电暴露了四川与外省联络线主要是单向的外送输电线路的问题，相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力，去年四川缺电时期入川的省外支援电力仅有600万千瓦³，导致入川紧急电力保供协调难度很大。又例如，以特高压工程为代表的跨区跨省电网建设恐滞后于风光大基地电源建设，制约着省间电量充分交换。特高压外送通道审批建设周期为3年左右，但千万千瓦规模的集中式光伏项目只需1至2年即可完工⁴。在电网建设与新能源投资热度形成错配的设定下，亟需重新评估新增输电通道的需求，并通过市场机制引导电力电量资源跨省跨区优化配置，提升既有输电通道的利用率。

除此之外，因为跨省跨区电量交换涉及省份之间在经济发展和安全保供问题上的诸多博弈，客观存在的省间壁垒也给省间交易带来挑战。以送端省份云南省和受端省份广东省为例，在2015年9号文发布前后，国内电力供需形势整体宽松，云南本地用电需求下降叠加水电增发，致使2015年云电送粤电量同比增加2％，超过广东全社会用电量同比增长率1.4％，挤压了广东省内火电机组的利用小时数和利润空间，引发双方的矛盾和分歧。2021-2022年电力供需形势偏紧时期，各地保供压力上升，省间协调难度加大。在这期间，云南削减部分外送电量，一方面因为来水偏枯导致水电出力大幅下降，另一方面和其他清洁能源送端省份一样，云南希望利用本地水电电价洼地和绿能价值吸引产业转移以增加省内综合经济收益。例如，以电解铝为代表的高耗能行业赴云南建厂，大幅推高了云南当地的用电量，从而增加了本地保供压力。广东作为受端省份，在电力供应形势紧张时也希望减少外部依赖度，规避外调电带来的安全稳定风险，防止受制于人。广东省电力靠外区供应比重从2020年约30%下降到2022年23%，相应的外受西电电量从2009亿千瓦时降到1772亿千瓦时⁵，随着2023年5月广东省发布未来三年本地新增9000万千瓦装机的目标，广东未来新增用电需求将逐步被新增本地装机所支持，外购电长协需求会相应降低。

虽然发展博弈、省间壁垒等因素对跨区跨省电力交易整体带来挑战，但受全球一次能源价格波动和国内季节性缺电影响，跨区跨省市场化交易电量有显著增长，省间现货市场购电需求明显。2022年，南方区域跨区跨省电力交易电量2306.9亿千瓦时，同比减少1.4%，但是，其中市场化交易电量762.0亿千瓦时，实现反向同比增长13.4%⁶。近两年迎峰度夏、迎峰度冬面临保供压力，而省间现货交易由于具有大范围、短周期的机制优势，能够以市场化的手段引导富裕电量向供应吃紧地区及时调配，激励发电企业在满足本省电力供需的基础上主动顶峰发电，提升全网电力供应和平衡能力⁷。例如，山西现货市场在2021年7-8月晚高峰电力供应紧张时段，现货价格达到上限1.5元/千瓦时，充分激励各类机组主动顶峰发电，保障省内电力可靠供应和跨省外送电力。由此可见，通过跨省跨区现货市场提升全网保供能力，以市场化手段引导电能从平衡富余地区流向平衡紧张地区⁸，在当前电力供需环境下意义重大。

为什么建设全国统一电力市场需要以电力现货市场为核心

随着电力市场交易的不断推进，亟需现货市场通过日前或实时价格信号引导电量品种（例如煤电和新能源发电）更富经济性地参与市场，促进供需平衡。

在引导电力价值发现方面，虽然当前交易量占据主导的中长期市场从理论上具有稳定电价、规避风险的优势，但由于当下中长期市场的定价缺少现货日前价格给与参考，合约框定缺乏一定的灵活变动空间。2021 年下半年以来，煤价暴涨，而中长期交易对电价反应严重滞后，未能及时反映市场真实的供需情况并疏导激增的煤电发电成本，造成了煤电企业大面积亏损⁹。据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8-11月部分集团煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右¹º。而电力现货交易具有价格发现功能，更能实时反映市场供需和成本，且可以吸收中长期合同外的余量进入实时市场，竞争上网。2022年随着现货市场机制向发电侧进一步渗透，叠加国家对煤价实行区间调控、对长协上网电价浮动范围上调等举措，煤电企业实现减亏。

国外电力市场一般先建设现货（日前和实时）市场、后建设中长期（期货）市场，中长期市场的定位主要是对冲现货风险。而中国电力市场建设始于电力中长期交易，因而当下亟需通过现货市场机制在电价发现和电力平衡两个方面对中长期市场进行补充，以优化中长期交易里的价格信号和资源配置。

在促进新能源利用方面，建设现货市场至少有如下三方面的优势：首先，现货交易频次高（7*24h不间断开市）、周期短（小时/15分钟），更符合新能源波动性、难以预测等特点¹¹。其次，在平等的市场竞争机制下，新能源发电边际成本较低，随着全球能源危机拉高一次能源价格，火电的边际成本相比较高，因此新能源发电在市场中能够自动实现优先调度¹²。第三，现货交易形成峰谷价差，为储能等第三方新型市场主体打开盈利空间，鼓励灵活调节资源配合新能源消纳。目前，电力现货市场对于促进新能源消纳的积极作用已初步显现。根据国家电网统计，跨区域省间富余可再生能源现货交易运行4年间累计减少可再生能源弃电超230亿千瓦时。其中蒙西作为第一批电力现货试点地区，于2022年6月正式启动电力现货市场长周期试运行，在国内首次实现燃煤机组和新能源无差别参与现货市场，2022 年第三季度蒙西地区风电利用率为98.1%，同比提升0.3 个百分点；光伏发电利用率为99.1%，同比上升1.2个百分点¹³。

完善市场机制可降低未来对新增装机的依赖

电力市场交易（现货市场、辅助服务市场）里的电价信号可以引导新能源和煤电科学有序开发，通过完善全国统一电力市场机制而缓解未来顶峰保供的潜力巨大，从而降低未来对新增装机的依赖。

新能源发电方面，新能源预测难度大、出力波动性大，对市场供需双方而言，当前以年为单位的中长期电力交易合约不适合新能源品种，造成偏差考核和风险，不利于新能源参与市场和创收。从原则上讲，交易周期短且灵活的现货市场更有利于新能源从中获利。然而，在实操层面上，当前新能源入市后面临的市场电价波动影响着新能源入市的积极性。比如，省内新能源同一性导致零电价甚至是负电价，对电网产生逆调峰的影响，山东省级电网2022年全年负电价出现概率48%¹⁴，反映出山东省内新能源装机在大发时段存在一定的产能过剩和浪费。未来需要从市场机制角度扩展新能源省间现货交易，利用不同地区负荷曲线的差别，包括跨时区特性，从更大时空层面平滑新能源发电曲线，实现尖峰时刻余缺互济。如下图所示，单一省份的风电出力在不同时段波动较大，但当在更大地理范围做耦合，比如放眼“三北”及华中华东区域，整体风电出力曲线实现平滑，新能源可以得到更好的消纳。

中国各省区风电某周出力（实线为“三北”及华中华东地区）

煤电方面，全国统一电力市场可以更好地挖掘煤电存量机组调峰潜力，避免因顶峰上马的煤电新增装机造成资源浪费或进一步亏损。新能源入市大势所趋，新能源品种特性将拉低平均电价，对于实施现货市场的省份，新能源大发时市场电价降低甚至为负，刺激本省及外省火电降低出力，挤压煤电的利润空间。未来煤电亟待转向顶峰出力，需要通过参与辅助服务和容量机制/市场获得合理的收益。然而，当前煤电参与顶峰调节和备用容量支撑的积极性欠佳，一方面由于煤电顶牛依然存在，长协上网电价浮动范围虽上调为20%，但煤价高位震荡时仍然难以覆盖煤电发电成本；另一方面，为保障未来新能源大比例入市和消纳，供给侧需发展灵活性资源以支撑，煤电未来需依赖灵活性改造，但由于市场化改革缓慢、以及缺少成本疏导机制，使得发电企业当前对灵活性改造积极性不高。例如，在2022年四川缺电期间，四川当地存量煤电机组并没有充分发挥顶峰作用，未来需要通过市场价格信号更好地激发存量煤电机组的积极性和潜力¹⁵。

除了上述存量煤电机组调节潜力有待开发，还需谨防“十四五”末煤电局部过剩与短缺并存。根据北大能源研究院发布的《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》统计，2022年1月至11月，国内新核准煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过2021年核准总量的3倍¹⁶。长期以来我国用电量快速增长，但电力增速更高，大部分地区缺电力而非缺电量。全年用电负荷季节性差异巨大，需要顶峰保供的时间仅为5%左右。当迎峰度夏迎峰度冬用电紧张时，价格对供需的引导机制未充分发挥作用，供给侧现货市场“价格帽”限制了顶峰出力机组的高收益，需求侧因缺乏包含居民用电在内的需求侧响应机制，使得供需出现较大缺口。按照全年仅几十个小时的“硬缺口”建设煤电，未来将拉低煤电的平均利用小时数。为避免这些问题发生，亟需建立完善的现货和容量补偿市场机制，谨防因顶峰上马的煤电新增装机造成资源浪费或进一步亏损。

建成全国统一电力市场现货市场路径建议

由国际能源署（IEA）撰写、能源基金会支持的《中国建设全国统一电力市场：电力现货市场路径》报告于2023年4月25日在京发布¹⁷。报告认为，2030年前中国先建成省间和省内两级市场联合运营的“两级市场模式”，包括类似于当前国网经营区试行的跨省余量交易（即报告中的“余量市场模式”），以及类似于当前南方电网经营区试行的区域集中出清模式（即报告中的“容量耦合市场模式”）；远期在“两级市场模式”的基础上，逐步发展成为更成熟的全国统一电力市场（即报告里的“一级市场模式”或“价格耦合市场模式”）。在这一演进过程中，电力现货市场体系里的日前市场建设是建立一个多层次、全国统一的电力市场的核心环节，也是整个系统运营里连接中长期市场和现货实时市场的重要一环。

具体而言，“两级市场模式”是指地方市场与全国市场并存的两级市场模式，即“统一市场，两级运作”，这一模式可以在延续当前政策惯性即保持各省在市场设计和调度决策方面自主权的基础上，促进各省间交易，兼具可操作性和经济效益。其中，“余量市场模式”较易于建立，指在自愿的基础下各地方将过剩的发电量上架至一个统一的全国市场中进行交易。此模式下各省可以在保留本地电力市场规则的情况下与其他市场联通，可以在提高总体使用率的情况下仍能保持本地市场的自主独立性，和当前国网省间现货市场推进模式类似，国际上以中美洲SIEPAC、南非SAPP为代表。“容量耦合市场模式”为更高一级的市场协同，此模式下全国日前市场与地方市场并行，优先进行全国市场的出清并进行合理的资源优化、分配，利用相应的输电通道实现交易，从而可以一定程度上避开因市场模式不同而产生的省间壁垒，和当前南方区域电力市场推进模式相似。

经数据测算，以2035年为目标年，假设调度市场化保持当前水平，即当下计划调度和市场调度同时存在的前提下，建立“二级市场模式”以提升电力市场区域协调可使全国电力市场减少6-12%的运营成本、减少2-10%的二氧化碳排放、并减少10%左右的弃电量；若在电力市场区域协同的同时推进全面经济调度，可使全国电力市场减少25%的运营成本、减少35%左右的二氧化碳排放、并减少20%以上的弃电量，综合效益可达前者情景的两至三倍¹⁸。因此，促进跨省跨区交易机制和市场化调度成分、并提升电力现货交易份额，有利于降低电力系统综合运营成本，提高新能源在更大时空范围内的消纳并实现其环境效益，达成帕累托改进。

综上所述，以下政策建议可为下一步加快电力市场发展提供参考：

➟ 在保障省级市场在市场设计和调度决策的自主性和“西电东送”战略的前提下，从现有的省间电力现货市场逐步建立全国电力现货市场，是一条兼顾可实施性和综合效益的切实路径。

➟ 进一步破除省间交易壁垒以在更大范围内平抑新能源的波动性。

➟ 推动现货市场建设并确保中长期及辅助服务市场合约灵活度，积极建设容量市场，以持续激励省级市场实施经济调度。

➟ 通过市场化电价信号引导新能源和煤电科学有序开发，完善市场机制以缓解未来电力顶峰保供压力，并降低未来对新增装机的依赖和浪费。

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