建设全国统一电力市场体系若干关键问题探讨

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(以下简称118号文)，提出要健全多层次统一电力市场体系，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。建设全国统一电力市场体系，是建设全国统一大市场的重要组成，是促进能源绿色低碳转型服务“双碳”目标的必然要求，是实现能源电力安全稳定供应的重要保障。当前，全国统一电力市场体系建设面临如何清晰界定各层次电力市场功能定位、如何提高跨省跨区送电市场化程度、如何科学制定跨省跨区输电通道和发电容量成本回收机制、如何协调省间利益等诸多挑战。应坚持问题导向、目标导向、结果导向，秉持全局视角、系统观念，通过改革创新来解决前进道路上的各类难题，为加快建设全国统一电力市场体系扫除障碍。

1、如何界定各层次电力市场功能定位

2015年新一轮电力体制改革启动以来，多地开展了电力市场建设试点，积极主动探索电力市场模式。全国统一电力市场体系的提出，擘画了下一阶段电力市场改革路线图，标志着电力市场建设由“地方探索”向“统一设计”转变。目前，南方区域电力市场已启动试运行，各省现货市场也在加快建设，但是各层次电力市场功能定位尚不清晰、职责分工尚不明确，全国统一电力市场体系面临着从哪统一、如何定位、怎样突破等问题，这些因素将直接影响市场建设效率，必须在当前设计阶段就研究明确，确保改革少走弯路，避免出现反复。

从规则、标准、规划、监管四个体系实现统一。所谓统一市场体系，一般指在一定区域范围内，基于社会分工和市场经济发展基础形成的各地区市场相互开放、规则统一、公平竞争、通达顺畅的市场体系。我国跨省跨区输电物理网架结构复杂、地区经济发展水平和电价承受能力差异较大等现实状况，决定了全国统一电力市场体系要实现“绝对统一”难度较大，也不符合国情。通过建立统一的规则体系、技术标准体系、规划体系、监管体系，基本可以达到促进各地区市场相互开放、规则统一、公平竞争、通达顺畅的效果，是现阶段行之有效的路径。

从省级、区域、国家三个层次明确定位。我国行政管理和财税体制、电力规划、电价体系、能源安全等均按省实施管理，决定了省级电力市场的基础性作用，其功能定位应侧重省(区、市)内电力电量平衡。区域电力市场是统筹区域经济社会发展和电力资源配置、符合电力系统分区平衡物理规律的市场，其功能定位应侧重服务国家区域重大战略和探索电力市场建设最佳路径、打造电力市场样板标杆。国家电力市场致力于消除市场壁垒，推进能源清洁低碳转型发展，促进电力资源在更大范围优化配置，其功能定位应侧重设计“四个体系”。

从区域电力市场建设实现突破。早在2020年初，国家发展改革委、国家能源局在《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》中就提出了“结合区域电力市场建设，完善跨省跨区市场交易机制，推动全国范围内市场融合发展，加快统一电力市场建设”的路径设想。区域电力市场可以作为全国统一电力市场建设的突破口，提高统一市场建设效率。一方面，区域电力市场将在促进区域内资源优化配置、服务地方经济社会高质量发展等方面发挥关键作用，是贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略的重要举措。另一方面，在条件成熟地区先行先试建设区域电力市场，以区域电力市场起步，逐步融合建立全国统一电力市场体系，符合电力运行规律和市场经济规律，更有利于降低改革风险、提升改革效率。

2、如何更好推动跨省跨区送电市场化

当前，跨省跨区送电计划的电量电价和执行均以政府协商为主，缺乏执行刚性，总体效率偏低，跨省跨区送电计划向市场方式转变是大势所趋。2019年，国家发展改革委印发了《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》等文件，要求逐步放开优先发电计划并取消政府定价。118号文也明确要求将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。近年来，相关工作取得了一定成效，山东等地区已先行先试推动跨省跨区送电计划转化为政府授权合约机制。但当前工作推进中仍存在一些突出问题，例如：引入政府授权合约后，可能影响现货市场出清结果，两者衔接方式有待明确;对政府授权合约的总量分解和曲线分解模式尚未形成广泛共识，存在履约风险;政府授权合约价格形成方式可能影响市场竞争公平性等。因此，要进一步优化完善政府授权合约机制，确保相关举措更具备可操作性。

政府授权合约宜以报量不报价方式参与现货市场出清。美国PJM、加州等地区市场允许市场主体以报量不报价方式参与现货市场，通过“接受市场定价”来达到保障“优先出清”的目的。借鉴其经验，可将政府授权合约覆盖电量以报量不报价方式参与现货市场交易，按照政府授权价格进行结算，实现两者有序衔接，从而拓展出清空间、确保履约顺利，保证市场运行效率。

差异化设计合约曲线，体现市场公平性。政府授权合约是“计划”转向“市场”的过渡形式，对于政府授权合约曲线分解，既要和计划电量形成过程衔接，也要考虑市场主体差异化物理特性。应探索设计“基于框架协议形成政府授权合约总合同电量→基于历史数据分解电量至相关主体→基于不同类型主体发用电物理特性，分解为不同类型的带时标的电力曲线”的分解方式，实现差异化分解合约曲线，体现市场公平性，降低违约风险。

分阶段制定授权合约的价格形成机制，降低改革风险。我国国情电情相对复杂，许多区域/省级电力市场存在电源结构复杂、成本特性差异大等情况。应充分结合电力市场发展程度，分阶段采取不同类型政府授权合约价格形成机制，降低改革风险。初期可转化为固定价格的政府授权合同;后续逐步转向评估核价的定价模式，通过综合评估、分类核算确定政府授权合约价格;市场条件成熟时可推动直接参与市场交易，由市场决定价格。

3、如何合理回收跨省跨区输电通道成本

加强跨省跨区输电通道建设，扩大跨省跨区交易规模是建设全国统一电力市场体系必然要求。目前，我国跨省跨区专项输电工程主要按单一电量制价格核定，对跨省跨区电力交易存在“价格壁垒”效应，影响了供需双方交易积极性，一定程度上限制了电力资源在更大范围的灵活优化配置，与统一电力市场体系建设目标不符。

对于跨省跨区输电通道成本回收机制，国内外大致可分为单一电量制、单一容量制、两部制和一体化定价机制等四种价格机制。单一电量制基于线路输送电量收取费用，体现了电网投资与电量增长的相关性，但对电力规划的科学性、准确性要求较高，可能对送端电源形成天然的“价格壁垒”，降低区域资源优化配置效率。单一容量制基于线路最大使用程度收取费用，能够缓解市场竞争效率和出清效率偏低问题，但可能增加电网投资成本回收风险。两部制电价同时兼具单一电量制和单一容量制的优势和不足。一体化定价机制将线路建设运营成本直接分摊至送受两端，能够同时解决市场竞争效率、出清效率以及输电通道成本回收问题，是比较合理的方式，但需要配套合理的利益协调机制。鉴于当前省间利益协调机制尚不完善，应远近结合、逐步完善跨省跨区输电价格，以解决跨省跨区输电通道成本回收问题。

坚持一体化方式定价方向，分步推进跨省跨区输电价格机制改革。现阶段推动输电价格向两部制转变，优先解决跨省区资源配置效率问题，逐步扩大容量电费占比，提高市场竞争效率。未来推动跨省跨区输电以一体化方式定价，将跨省区输电准许收入按一定规则全部分摊至各省级电网，通过省级电网输配电价进行回收。

4、如何建立健全发电容量成本回收机制

118号文提出，要因地制宜建立发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式。随着新型电力系统和新型能源体系建设加快推进，煤电等传统电源将由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，利用小时数逐步下降。为维持传统电源投资运营积极性，保障系统拥有充足容量资源，亟待建立健全容量成本回收机制。目前，国内对发电容量成本回收主要采用补偿方式。例如：广东提出基于可信容量的补偿方式，计划向符合条件的燃煤、燃气发电机组实施容量补偿;山东提出参与现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取;江浙沪地区气机以“两部制”电价形式落实发电容量补偿费用。容量补偿方式操作简单、相对灵活，智利、阿根廷、秘鲁等国家均采用这种方式，但也存在可能改变机组出清顺序、扭曲现货电能量市场价格信号，难以保障不同类型机组实现公平同台竞价等问题。长远来看，直接补偿机制应向容量市场机制过渡。

因地制宜分阶段完善发电容量成本回收机制。结合现阶段探索经验，各地区可以从容量直接补偿机制起步，根据各类机组的容量成本回收需求进行差异化补偿，解决近期容量保障问题。条件成熟时探索建立容量市场机制，通过建立包含全时段电力供需特性信息的容量市场优化出清模型，引入资源结构等出清约束指标，获得满足安全、绿色目标约束的经济最优的容量出清方案，实现新能源、煤电等各类电源的激励相容发展。

5、如何更好协调省间利益

118号文明确提出要加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，这是国家政策文件首次提及区域和省级电力市场间利益协调问题。我国各地区资源禀赋不同、电价差异明显，全国统一电力市场体系建设将大幅提高跨省跨区交易规模，影响各省区市场主体利益，以及地方政府对市场的宏观调控，不可避免存在整体与局部利益调整的矛盾。以南方区域为例，区域内电源结构复杂，五省区电价呈现“西低东高”特点，南方区域电力市场建设和跨省跨区交易规模扩大，可能导致市场主体利益格局变化，增加市场运营风险，需要建立合理的省间利益协调机制，保障跨省跨区有序交易、区域电力市场平稳起步。

积极拓宽市场主体盈利渠道。对于受电省的高边际成本机组，丰富辅助服务、需求响应等交易品种能够缓解其发电空间压缩问题，但新品种交易规模较小，补偿力度有限。对于送电省的部分用户，依托可再生能源消纳保障制度和碳交易市场建立环境效益补偿机制，能够适度补偿其用电成本。应探索构建考虑送受电省市场主体特点的容量补偿或容量市场机制，持续丰富交易品种，为不同类型市场主体创造更多盈利渠道。

主动探索省间利益分享机制。收取跨省跨区输电费用可以对受电省的发电商和送电省的用户起到保护作用，建立政府授权合约能够兼顾效率和公平。应以提升区域市场整体社会福利为出发点，探索省间利益分享与分成机制，通过收取跨省跨区输电费用、建立政府授权合约等方式，推动社会福利的合理再分配。