我国电力市场运营现状、挑战及发展思路

自2015年中发9号文下发以来，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，我国电力市场的建设进程加快推进，多元化的市场主体格局正在形成，市场主体意识不断增强。到目前为止，国家电网经营区域内28个交易机构全部组建，搭建了公开、透明的交易平台，市场主体参与数量和范围逐步扩大，市场化交易电量不断攀升，省内和省间交易品种日渐丰富，清洁能源消纳水平持续提升，改革红利逐步释放并普惠社会。

在电力市场化建设取得阶段性成果的同时，我国电力市场仍然面临着市场体系不完整、能源低碳转型任务艰巨、持续扩大市场化交易规模面临挑战等严峻形势。因此，在下一步市场运营中，仍需有效统筹省间和省内交易，统筹中长期交易与现货交易，进一步提升电力市场风险防控能力，加强电力市场技术支撑，为我国电力市场健康有序发展奠定坚实基础。

2017年电力市场运营情况

从目前市场主体参与的情况来看，截至2017年底，在国家电网经营区域内市场主体的注册成员达到55700余家，发电企业27000余家;电力用户26000余家，其中大概有近13000家是零售用户，另外13000余家是直接参与交易的用户;售电公司注册2233家。2017年电力用户和售电企业注册数量呈爆发式增长，较2016年增长了3.7倍(见图1)。

从市场交易总量来看，2017年市场化交易电量在国网区域内首次突破1万亿千瓦时，达到1.2万亿千瓦时，占整个国网售电量的比例达31.2%，其中电力直接交易近9000亿千瓦时，释放红利295亿元(见图2)。

从省间交易情况和资源优化配置情况来看，2017年全国省间电力交易总额8735亿千瓦时，其中华北、东北和华东交易量和交易规模增长较快，但市场化占比最高的是西北地区，实现了90%以上的市场化省间交易。目前的交易类型主要是分四大类，包括省间合约交易、用户和售电公司参加的直接交易、合同转让及发电权交易和省间现货交易。各月省间市场化交易价格相对平稳。随着2017年下半年供需形势收紧，各省市场化交易平均落地价格同步有所上涨。

从省内交易情况来看，目前省内交易主要是由用户直接参与或售电公司代理的直接交易。随着发用电计划的逐步放开，各省(除西藏外)电力直接交易电量快速增加，江苏、山东、浙江、河南、安徽、山西、四川7个省电力直接交易量突破500亿千瓦时，辽宁、福建、湖北、陕西4个省电力直接交易电量突破300亿千瓦时。

从新能源消纳情况来看，2017年新能源消纳达到较好水平，实现了“双升双降”的目标，其中弃电量和弃电率均实现下降，整体弃风弃光总量下降了52亿千瓦时，弃电率从16.3%下降到11%。

从售电业务情况来看，目前已经有15个省允许售电公司代理用户进入市场参与电力直接交易。据统计，在已注册的2000多家售电公司中，有20%多的售电公司参与了市场交易，代理电量为2100亿千瓦时左右，占目前市场交易量的20%。大部分售电公司目前还是处于起步状态，尚未参与市场交易(见图3)。

电力市场面临的形势和挑战

顶层设计：完整市场体系的设计和建设成为当务之急。目前我国中长期电力交易经过多年的发展已经趋于成熟，各省都已下发省内中长期交易相关规则，确立了市场模式并开展交易。但是从目前情况来看，据不完全统计，各省的交易规则据总共有300多种，而且相互之间差异较大。仅以中长期交易的偏差考核来看，免考核范围有2%的，也有3%等各种数值的;有按月考核的，也有按季度、年度考核的;有采用滚动调整的，也有采用预挂牌等方式的。仅就单个省内市场而言，可能并不会产生矛盾。但是随着市场范围的扩大，尤其省间市场规模的扩大，作为电力用户、售电企业或者发电企业，如果要参与不同省份和省间的购售电交易，需要对相关各省市场的交易规则进行深入了解，操作也较为复杂，市场主体较为茫然。同时，这也不利于市场的互联互通和相互融合，对于全国电力市场的发展是明显的制约。

同时，目前国家已经确定了8个省级现货交易试点，作为进一步深化电力市场改革的重要举措，其中国网区域内有6个试点。现货交易需要与中长期交易进行紧密的耦合，必须统筹设计和建设。从国网区域六家现货交易试点看，目前浙江和山西进展相对较快，已经初步提出了在操作层面的实施方案。从现货市场建设试点的方案看，几个现货市场试点单位在市场模式、交易组织、交易结算等方面都存在巨大差异。因此，下一步电力市场的建设应该尽快在顶层设计层面，对市场体系的整体进行详细设计，统筹推进市场建设，使之更好地促进资源的自由流动和清洁能源消纳，方便市场主体参与交易，为未来的市场融合做好准备。

清洁转型：促进能源低碳转型任务依然艰巨。习近平总书记自党的十八大以来多次提出要推动能源四个革命和一个合作。尤其是在去年底召开的中央经济工作会上，习总书记明确要求加快电力市场建设，大幅度提高市场化交易，促进清洁替代。通过市场机制促进清洁能源消纳是落实党中央和国务院要求的重要举措，也是当前任何电力市场中都要着重考虑的问题。尽管2017年我国风电、太阳能的弃电量和弃电率实现了双降，但清洁能源的消纳仍不充分，装机还在快速增长，清洁能源消纳依然面临巨大压力。

清洁能源尤其是新能源具有出力预测难度大，波动性强等特征。从目前情况来看，解决清洁能源消纳主要是通过两方面措施，一方面是加强“硬件”建设，协调电源电网规划建设，积极推进特高压跨区输电通道和系统调峰能力建设，提升大电网平衡调节能力，推动源网荷协调发展和友好互动。另一方面加强“软件”建设，完善电力市场机制，通过市场有效协调清洁能源和常规能源及相关各方的利益。推动完善投资和消费激励政策，促进电能替代，充分调动全社会多发多用清洁能源的积极性。

市场红利：持续扩大市场化交易规模面临挑战。2018年是改革开放40周年，李克强总理在今年两会上提出了一般工商业电价再下降10%的要求。社会各界对加快市场建设、进一步扩大市场交易规模，促进红利释放给予了较高期望，目前各省、区域市场放开的规模不尽相同，从2018年初步计划看，国家电网覆盖范围内，青海放开比例最高，超过60%;山西、江苏、甘肃、宁夏、新疆放开比例超过40%;安徽、福建、河南、辽宁、蒙东、陕西、四川、重庆放开比例在30%～40%;河北、山东、湖北、江西、吉林、黑龙江放开比例在20%～30%;上海、浙江、湖南放开比例在10%～20%;京津唐地区放开比例不足10%。部分地区扩大市场交易规模任务较重。

有效竞争：市场有效竞争有待加强。从2017年电力市场整体运行情况来看：首先，市场的竞争仍不充分，尤其是省间壁垒问题突出，出现了个别省份严控省外购电、设置外购电量上限、压低省外购电价格等问题，制约了全国电力市场作用的发挥和能源资源的充分、高效配置。其次，市场风险防控机制亟待健全。一方面市场中存在价格波动、供需平衡、市场力、规范运营等多种风险，将对市场的可持续发展造成影响;另一方面，市场主体的风险防范机制缺失，市场信用体系亟待建立。尤其是目前我国的电力市场以单边降价为主，用户进入市场的目的就是要买“便宜电”。如果供需发生变化，电价出现上涨的风险该如何应对，这对于整个市场和用户个体而言都是重大的考验，目前也缺少有效的风险防范措施。

因此，下一步应充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，减少市场干预，破除市场壁垒，促进电力资源大范围优化配置，并尽快建立健全市场风险防控机制和信息共享机制，促进市场有效运作。

我国电力市场发展思路与设想

2018年我国电力市场建设将进一步深化。随着现货市场试点工作的推进，市场建设将进入深水区，有三个方面需要慎重考虑和详细设计。一是省间市场和省内市场的关系，二是中长期合约市场和现货市场的关系，三是市场交易和电网运行之间的关系。

在整体的市场设计中，需要突出以下几个重点：一是如何优先保证清洁能源的消纳，促进我国能源的清洁低碳转型;二是如何提高市场透明程度，构建公平竞争的市场环境;三是建立市场风险防控机制，确保市场健康持续运营;四是，要搭建完善的电力市场技术支持平台，高效支撑电力市场建设和运营。

统筹省间与省内交易。一是结合我国国情和发展路径，应该按照“统一市场、两级运作”的市场模式统筹省间和省内交易。所谓“统一市场”，就是建立一个全国统一的电力市场，拥有统一的市场框架、运行平台、核心规则，并统一协调运营，促进能源资源在全国范围内的优化配置。在统一市场的框架下，由国家和省级交易平台开展运作，分工协作，各有侧重，紧密结合。从省间和省内两级市场定位来看，省间市场主要定位于能源资源大范围优化配置，促进清洁能源消纳，落实国家能源战略;省内市场的定位是在落实省间配置结果的基础上进一步优化省内资源配置，保证省内电力电量平衡和电网安全稳定运行。

二是理清交易时序，省间交易早于省内交易开展。也就是说先做全国范围内的资源优化配置，再开展省内市场电力电量的平衡。这样的交易时序能够有序衔接省间和省内市场，既能保证国家能源战略的落实，又有利于各地确保电力电量平衡。

三是在结算处理上，以省间交易优先结算，发电侧和用户侧的偏差参与省内偏差考核。

统筹中长期交易与现货交易。基于目前电网现有的运行需要和安全约束，可以将中长期合约市场和现货市场的边界设定在实际执行日的前两天，考虑到省间涉及主体多可定适当提前到执行日前三天，中长期合约市场闭市后进入现货市场。省间市场的现货交易可只开展到日前、日内，暂时可不开展实时交易，因为省间市场的作用主要是促进资源流动和优化配制，省内市场负责最终的平衡，这套流程也与目前电网运行的状况较为匹配。

目前中长期合约作为金融性合同还是物理性合同，存在较大争论。在市场的起步阶段，个人较为倾向于将中长期合约作为物理性合同来执行。一方面我国现行的电力市场还是双轨制市场，计划电量占有较大比例，客观存在电量计划与市场交易之间的衔接。如果把中长期合约作为物理合约，与目前的现状容易衔接，便于市场的平稳起步。另一方面，市场主体习惯性地将中长期合约看作物理性合同，采用物理合约的方式便于市场主体接受，也能较为直观地反映市场主体的意愿。另外，如果中长期交易合约全部转为金融合约，还需要完整的金融市场体系作支撑，对市场环境、信用体系的要求都较高，市场风险较大。所以，对处于起步阶段的我国电力市场初期可采用物理性中长期交易加现货调整偏差的方式，可有效保障市场的平稳起步和市场主体的有效参与。未来，随着市场发展和市场环境的成熟，可逐步考虑调整中长期交易与现货交易的关系。

在具体的市场运营方式上，可由电力交易中心提供统一的服务窗口和服务平台，面向市场主体提供市场注册、交易申报、信息发布、交易结算等各类市场交易服务。考虑到电网安全、市场交易的需要，中长期交易和现货交易分别由交易中心和调度中心负责组织和出清。这样既能确保电网安全稳定运行和市场交易的有效开展，又能为市场主体提供统一、规范和高效的服务。

提升可再生能源消纳水平。根据目前可再生能源消纳情况，省间市场可通过跨省跨区交易促进新能源大范围消纳，省内市场应设定新能源全额消纳的合理小时数，超出部分参与市场交易。在电源侧和需求侧分别采取相关措施，通过市场机制促进新能源的消纳。

一是配合国家有关部门建立清洁能源配额和配额指标交易机制，明确各省清洁能源消纳的义务，进一步打破省间壁垒。将清洁能源配额制与指标证书的交易相结合，将消纳义务和市场机制相结合，促进清洁能源消纳。

二是建立清洁能源强制替代机制，优化输电通道阻塞管理。当清洁能源与国家计划发生冲突，应由清洁能源强制替代国家计划送出的火电并通过发电权交易方式给予一定补偿。

三是在合理确定保障收购利用小时的基础上，鼓励清洁能源超出部分电量进入市场，利用其低边际成本优势实现优先消纳。

四是健全完善可再生能源与常规能源的打捆交易机制，进一步明确各方的责任义务和打捆的具体操作方式，为可再生能源稳定送出提供条件。

五是开拓新能源消纳市场，扩大新能源与自备电厂、抽水蓄能电站抽水电量交易规模。加大电能替代力度，支持电能替代项目打包参与市场交易，开展新能源与蓄热式电采暖等替代电量的交易。

六是完善省间输电价格机制，建立有利于促进新能源消纳的价格机制，研究建立适应全网统一优化的输电价格机制。

提升市场透明开放程度。提高市场公平透明的关键在于信息的披露。目前市场主体日益多元、信息种类更加复杂、监管要求持续提升，对电力市场交易信息披露提出了更高的要求。电力市场交易信息披露要求全面、及时、准确，重点要完善三个框架。第一个是体系框架，包括发布内容、发布时间、组织体系、管理体系，以及支撑体系。第二个是交易信息内容框架，明确面向社会大众的公共信息、面向市场主体的公开信息、面向特定市场主体、机构等的私有信息，以及市场主体之间、交易平台之间交换信息。第三个是信息发布流程框架，明确信息提供主体和信息收集、信息加工处理、信息访问与获取以及信息发布等全过程的分工和规定。

提升市场风险控制能力。目前电力市场主要存在供需紧张风险、市场力操纵市场风险、输电阻塞风险、信用风险以及管制与规制风险等五大风险。

首先是供需风险。由于我国现有的电力市场建设是在电力供需缓和的情况下开展的。当电力供需紧张时，可能会出现电价上涨，将对市场主体的收益造成影响。2017年国网系统售电量增长7.5%，今年预计为5%，但第一季度增速较快。如果售电量继续保持较快增长，局部地区可能出现部分时段供需紧张的情况。从我国电力市场发展的历史经验看，供需紧张往往会造成市场建设的停顿。所以，我国的市场基础依然薄弱，需对市场风险提前预判和防控，其中供需风险应是考虑的重中之重。

第二是市场力风险。厂网分开后，我国发电市场竞争格局已初步形成。当前我国发电企业所有权集中，不少省的市场集中度指标都达到1800以上，在监管不到位的情况下，市场力对市场价格的控制和操作可能会对市场产生较大影响。因此应通过扩大市场范围，加强对市场力的有效监管，构建合理市场结构，鼓励电力中长期合同，引入电力期货、期权等风险管理工具来削弱降低市力的风险。

第三是输电阻塞风险。与国外成熟的电力市场相比，我国批发电力市场建设过程中面临的输电阻塞风险更为突出。此外，我国能源供需逆向分布，大规模、远距离资源配置需求突出，电网输电能力与需求相比仍然不足。下一步，应该通过引导市场主体依据通道容量开展交易，建立输电通道使用的和输电阻塞调整的规则，防范输电阻塞对电力市场的影响。

第四是信用风险，变化的市场结构带来了市场主体可能不履行或不完全履行合同责任的信用风险。信用风险和价格波动往往是相辅相成的。因此应建立市场主体信息公开制度以及市场主体交易信用评价体系，通过黑名单制度、市场信用评级制度、大数据分析等手段来加强信用风险管理。

第五是管制与规制风险，管制和规制的漏洞可能成为电力市场波动的一个重要原因。包括未明确各方监管责任，缺少明确的行政、执法程序，市场监管的技术手段不健全，监管机构缺乏约束机制等。需要根据未来市场发展的需要，进一步梳理相关电力市场监管机构的权责边界，建立健全相应的市场监管手段，开展严谨、专业的市场监管。

加强电力市场技术支撑。图4为全国统一电力市场交易平台的构成图，目前基础应用和部分高级应用目前已经全部实现，下一步还将根据市场发展进一步拓展有关应用。值得一提的是现在国家电网经营区域内北京电力交易中心和27家省交易中心依托这个技术支撑系统，实现了交易平台底层的数据的互联互通，包括数据的定义、数据的格式、数据的编码，以及交互的规律等全部保持一致，交易组织、数据提取、分析统计非常方便，有效支撑了北京电力交易中心和27家省交易中心的市场运营。

全国统一电力市场交易平台功能模块

随着市场的发展，北京电力交易中心正在积极研究和打造新一代电力市场交易技术支持系统，重点包括以下四个方面的重点：一是将目前技术平台架构转变成云架构，打造云上平台;二是加强大数据分析和挖掘，服务市场交易和信用体系建设等工作;三是研究区块链的技术，保证数据的私密性不可篡改;四是移动APP的研发和使用，可以为市场主体提供更加优质的服务，方便市场主体随时随地掌握市场信息并进行市场申报。(本文根据作者在“2018年经济形势与电力发展分析预测会”上的演讲内容整理。)

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年05期，作者系北京电力交易中心执行董事、主任。