國外電力市場建設對我國新時期電力市場化改革的啟示與建議

張紫鶴，盧繼平

（重慶大學電氣工程學院，重慶 400044）

電力現貨市場被稱為新電改的“最后一公里”，實施難度和重要性兼備，實行現貨市場的目的是優化資源配置，發現真實的電價，進一步拓寬和挖掘電力商品和服務的交易品種，吸引更多主體進入市場。但由于電能目前不能大量儲存的特性，還需要中長期合約來幫助電能“虛擬儲存”，而且電能中長期交易不僅發揮金融避險功能，還幫助發電廠根據市場預測提前做好發電計劃，是一個不可或缺的交易環節。一個較為穩定健康的電力市場應該能讓現貨市場和中長期市場共同發力，最大程度反映電能的商品特性，擁有較強的市場力和競爭活力。文章將系統總結國外主要國家電力市場化新進展、發展經驗，最后提出對當前我國電力市場建設的啟示和建議。

1 中國電力體制市場化歷程

我國電力體制改革的早期階段，是在改革開放背景下以解決電力供應不足、改善電力行業運行機制僵化、激發電力行業發展活力為導向，而進行的一系列主要針對電力企業結構的改革。

2015 年《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（即9 號文）的印發，標志著我國新電改時代的開啟，新電改結合我國電力行業迅速發展、行業規模大幅增長的現狀，基于實現電力行業數字化和清潔化、促進新能源電力企業競爭力的未來愿景，從輸配電價改革、電力市場建設、電力交易機構組建和規范運行、有序放開發用電計劃、售電側改革等方面開展工作[1]，對電網企業的交易方式、交易職能等產生了巨大影響，也促進了大量售電公司的出現。

隨著新電改不斷縱向推進，電能商品屬性進一步得到發掘，大用戶直購電、跨省跨區競價交易、售電側零售等具有市場化特質的電量交易方式已得到實踐[2]；2017 年，國家能源局選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8 個地區作為第一批電力現貨市場建設試點，開始了現貨市場的探索，成為新電改的又一里程碑。

2 國外電力市場建設現狀

2.1 英國

英國市場是全球最早開始改革的電力市場之一，經歷了由電力庫到NETA 再到EMR 的三大改革階段（如圖1 所示），根據安全運行、低碳生產、降低電價的目標，在最新一輪電改中主要計劃引入容量市場（Capacity Market）和差價合同（Contract for Difference，簡稱：CFD）兩大機制。差價合同讓發電企業可以獲得市場參考電價和合約價格之間的差別支付，降低了新能源收益的不穩定性，并且促使發電商合理報價，吸引投資，英國國家電網已于2014 年和2017 年舉行了兩輪差價合同拍賣[3]。容量市場獨立于電量市場設立，用來保證在電力供應緊張時的充足容量，在2014 年的第一次交易后，暴露出了新機組受阻、成交價格過低、對需求側管理重視不足等缺陷，受到了能否有效增加供電靈活性的質疑。為了實現2050 年凈零排放目標，英國提出了脫碳行動計劃[4]，并在近期發布計劃對容量市場的設計進行改進，推進儲能項目參與，允許跨境容量直接參與；今年3月，Ofgem(這是什么組織)提出對可再生能源的CfD進行修訂，在激勵新能源投資的同時盡可能降低發電成本[5]。

圖1 英國發電結構變化，1970-2017[3]

2.2 美國

美國電力市場分為批發和零售兩部分，各州獨立運營，可以自行選擇監管性或者競爭性市場，其中代表性的有PJM 集中式市場[6]、零售商競爭激烈的德州市場[7]和分布式儲能參與的加州市場[8]，上述3 個市場機制的設計差異見表1。美國也是實施可再生能源綠色證書的先行者，除了政府規定的強制性最小新能源在電力供應中的占比以外，個人或組織可以自愿購買具有綠色證書的清潔能量，綠證制度將可再生能源市場資源送到全國購買者的面前，同時也使新能源項目直接獲得投資。

表1 美國各電力市場設計對比

2.3 澳大利亞

澳大利亞的電力市場規則和市場架構經過20年的發展已經相當完善，分為現貨市場和合同市場。澳大利亞國家市場（NEM）的現貨市場實行全電量池交易市場（Gross Pool Market）和分區電價，目前實時市場價格以30min 間隔結算一次，但2021 年計劃將結算周期將改為與出清周期一致的5min[9]。實時市場供需平衡過程的預測負荷可分為兩部分之和，一是上一個5min 結束時的實際負荷，二是神經網絡對5min 內負荷變動的預測[2]。從區域的歷史電價來看，全電量現貨市場模式的結算電價能較好的反映實時供需關系并且穩定電能的供給。為了對沖現貨市場中的價格波動風險，NEM 采用了包括差價合同和遠期合同的合約市場，不同于中長期電量合同，合約市場主要以金融交割，這使零售商能為用戶長期提供穩定的電價，還可以提高發電企業收入資金的確定性。現貨市場和合約市場通過補償差價，將現貨價格信號和電力系統的物理狀態直接聯系在一起[10]。

2.4 歐盟

歐盟市場由多國市場組成，為了充分利用跨國跨區互聯傳輸能力使區域化市場向一體化市場轉型，形成了日前市場的價格聯合機制（Price Coupling Mechanism）：聯合算法以社會福利最大化為目標，在日前市場預測不同國家的產能和需求，根據供需估計不同國家的現貨市場價格，計劃讓電價較高的國家進口電能而電價較低的國家出口電能，直到相鄰國家的電價平衡或者可用傳輸能量耗盡為止，但由于傳輸容量普遍不足，不同國家之間仍會存在價格差[11]。這種適用于多區域電力市場的機制，提高了市場流動性、降低了電價波動、實現了資源的優化配置。歐盟正在推動日內現貨市場進行多次公開拍賣（Auction），以利用新能源出力信息重新分配日前市場的剩余傳輸容量，以此來適應2030 年新能源發電占比將提升至50%以上的預測[12]。

2.5 日本

在福島核電站泄漏事件后日本已經進行了五輪電力體制改革，目前電力市場已實現售電側全面放開，但是除傳統大型電力公司以外的新電力公司市場占比仍然較小，2018 年統計數據為11.7%[13]。與中國現階段電力市場改革發展相似，日本電力交易所（JPEX）也建立了中長期市場、日前現貨市場和日內現貨市場，不同的是，其日內市場和遠期市場的交易方式是撮合出清，并且增添了由交易所代理發電商的公告板市場（bulletin board），幫助規模較小的發電商參與售電，此外正在建設基荷市場、容量市場、平衡市場和非化石燃料市場[14]。但面對占比不斷提升的可再生能源，日本政府仍舊采取固定上網電價制度（FIT），這樣既不能反映市場供需關系也不能刺激市場競爭力的價格制度，是不利于高占比新能源消納的。

3 新時期我國電力市場化建設情況

新電改5 周年來，電力行業各方堅持5 號文件和9 號文件精神不動搖，在一系列動態更新的國家政策框架的持續引導下，電力改革在多方面都取得了顯著成果。最直觀的成效是電價總體水平在供大于需的關系下合理降低，2018 年和2019 年一般工業平均電價連續每年降低10%，達到0.635 元/千瓦時，僅為36 個OCED 國家平均電價的70%。“市場交易價格”+“輸配電價”這一新的電價形成機制已基本實現[15]，電價改革直接影響著社會各方的利益和電力工業的發展，其復雜性和重要性決定了未來必須進一步探索合理的定價機制。

特高壓輸電通道建設為促進跨省電量交易、擴大資源優化配置范圍保駕護航。截至2020 年3 月，已建成投運的特高壓直流輸電項目有25 條，包括世界首條±1100 特高壓線路，亞中-江西等7 條特高壓線路在建，其中包括多端柔性直流輸電線路等國際領先項目[16]。截至2019 年底，全國跨區輸電能力達到14815 萬千瓦，為跨省跨區電能交易提供客觀可行性，“西電東送”戰略緩解了中國能源與負荷逆向分布問題，促進能源從西北、華北、東北等區域向華中、華東等經濟發達省份輸送。

新電改實施至今，電力交易機構組建在省級層面基本完成，并且建設了北京、廣州兩個國家級交易中心負責南北跨省跨區交易。2019 年全年，全國各電力交易中心組織完成市場交易電量28344 億千瓦時，比上年增長37.2%。其中，全國電力市場電力直接交易電量合計21771.4 億千瓦時，占全社會用電量的30.0%，占電網企業銷售電量的36.8%，全國電力市場化交易規模再創新高度[17]。目前的工作重點是加速推進電網企業獨資的交易中心股份制改造，明確劃分交易機構和調度機構的職能，積極應對跨省跨區電力交易挑戰。

在市場機制變革方面，中長期交易機制不斷完善，交易周期和交易品類不斷增加；現貨市場于2018年在八地開始試點運行并穩步推進，盡管受到上半年新冠疫情的影響，甘肅電力現貨市場已率先于2020 年4 月實現連續整月現貨結算試運行，運行期間分時電價明顯且市場供需關系能跟隨新能源出力變化，增加了新能源消納空間，并有望在下半年完善運行規則后再次開展省內現貨市場連續運行；廣東電力現貨市場已進行多次系統結算測試，并定于8月進行全月現貨結算試運行[18]；其余各試點省份均結合省內情況，正在加速開展多種交易機制下的現貨市場試運行探索[19]，先試點再推廣的發展模式積累了大量經驗。同時，輔助服務市場建設加速，西北跨省和華中區域電力輔助市場已開始正式運行，河南、湖北、湖南等地的輔助市場試運行也相繼啟動。

新電改促進新能源消納成果顯著，2019 年度，國網公司經營區域新能源利用率達到96.8%，提前一年完成棄能率低于5%的目標[20]，省間新能源市場化交易電量4931 億千瓦時，同比增長40.1%[21]，尤其是甘肅、新疆消納率隨特高壓外送通道的配套建設大幅提高。新能源參與日前市場和現貨市場、與常規能源打捆外送、替代火電發電權交易、綠電交易、調峰輔助服務市場等新機制的實施，減弱了新能源平價上網對政策補貼的需求，市場化因素有力推動新能源產業發展和發電結構轉變。

4 對我國電力市場建設的啟示與建議

電力市場化改革是我國能源戰略轉型發展的必然要求，也是新時期全面提升能源供給質量，提高能源配置效率重要途徑。雖然歐美等國電力能源政策隨資源稟賦及國情不同而存在差異，但在電力市場化改革方面起步早，積累了一定的政策和實踐經驗，可以為我國電力市場建設提供一定參考。近年來，雖然我國在能源供給政策、電力體制機制改革等方面均取得了重大進展，但同時也存在一定不足，為更好完善我國電力市場運行機制，結合國外電力市場建設與運行經驗，提出以下建議：

1)注重跨省輸送通道規劃合理性。歐盟的區域耦合電價機制由于輸送通道的容量限制還無法完全實現，而我國部分輸電通道工程建成后達不到設計輸送容量，例如湖南豐水期時水電大發接受甘肅外送新能源的空間很小，仍有富余電量無法充分利用。輸電項目規劃時應在安全前提下，充分考慮未來供需關系和產能結構的影響，在建設中進行長期動態優化。

2)打破省間交易壁壘。對比國外比較成功的區域電力市場：唯一調度機構統籌全區的PJM 集中式市場和各區僅交易規則統一的北歐電力市場，我國各省間市場在交割方式、交易頻率和開放程度上的差異，外加地方政府對市場的干預都增加了區域市場協調優化的難度。

3)增強綜合能源出力預測能力，提高新能源中長期期預測精度，減少結算偏差。精準的產量預測不僅有利于電網制定科學的運行計劃、準確預測電價，更利于發電商發揮新能源成本優勢，以技術彌補新能源不確定性，不斷增加新能源的市場競爭力。

4)盡快完善市場信息披露機制。美、澳、英等國家都擁有可查詢電力市場實時價格等運行數據的網站頁面，其交易中心及監管機構還在每季度、每年向公眾發布市場分析報告。信息透明有利于降低發用雙方的信息不對等、提高市場效率和公平性、為開展電力市場相關學術研究提供數據基礎。

5)繼續發掘真正的電力市場。英、美等國的用戶都可以自由選擇不同售電商提供的用電方案，在我國由于市場發展客觀規律、電網體系結構龐大復雜、參與者市場意識不強等現實因素，在市場化推進過程中仍存在諸多阻力，導致政府必須參與維持市場秩序。深化改革需要多管齊下，以激勵相容的市場機制設計、清晰的職能劃分以及有力的監管機構，放開發、售兩側，給予市場主體更多選擇權和自由度。

5 總結

我國的電力市場建設仍存在規則不完善、對應政策缺乏等問題，面臨輸電擁堵和新能源消納受限等困難，電力市場架構仍有待進一步探索，但優化現貨市場交易的方向是不變的，現階段研究外國發展經驗和模式，對我國尋找因地制宜、符合國情的市場配合方案十分重要。文章結合國內電力市場建設現狀以及國外電力市場的新進展，概述了新電改以來在電價、輸電、市場建設、新能源消納等方面取得的成績，對深入推進我國電力市場化改革提出了建議。在未來隨著電力市場機制不斷完善、交易品種更加豐富，對現貨市場與輔助服務市場、跨省跨區域市場等各市場銜接的研究，也有很長的路要走。