自電力改革“中發9號文”發布以來，我國深化電力體制改革各項工作全面推進，尤其是在核定獨立輸配電價、有序放開發用電計劃、煤電上網電價市場化改革和電力市場機制建設等方面，國家和地方共同推進，電力交易規模不斷擴大，交易主體數量逐年增加，市場價格在一定程度上反映了市場供需變化；電力中長期交易市場、電力現貨交易市場和電力輔助服務交易市場蓬勃興起，電力現貨市場機制促進新能源消納、發現價格的功能初步展現，電力市場優化配置資源的作用逐步顯現，電力市場化改革取得了長足進展。

然而，面對“雙碳”目標和構建以新能源為主體的新型電力系統，全球能源危機和經濟增長不確定性以及氣候異常、極端天氣頻發的新形勢、新要求，亟需按照黨中央、國務院的戰略部署，重新系統、全面地審視和思考我國電力市場體系建設面臨的外部條件和內部問題，厘清在保障電力供應安全和能源低碳轉型中，市場能發揮什么作用、市場機制有效的前提條件和政府如何有為和無為等關鍵問題，優化電力市場體系結構和市場體系建設路徑，科學利用政府規制措施彌補市場失靈和保障微觀經濟有序運行的作用，構建經濟、開放、公允、高效的能源市場體系，探索出一條符合我國國情的電力市場建設之路。

全國電力市場體系建設面臨的形勢與挑戰

我國電力市場體系建設面臨以下形勢與挑戰：

一是以新能源為主體的新型電力系統的建設面臨系統靈活性資源稀缺問題。“雙碳”目標的落實，勢必推動新能源的快速發展，并引發一系列新的挑戰，近年來，國內許多省份由于可再生能源大規模并網，電力系統調峰能力不足、棄風棄光的問題已經逐漸凸顯；隨著可再生能源的進一步發展，系統調峰容量、備用容量乃至爬坡容量等靈活性電力資源和轉動慣量不足的問題將更加普遍和突出。當前，在我國風電裝機占比較高的北方地區，夜間風電大發，而冬季熱電聯產的火電機組還需要發電保證供熱，加之水電處于枯水期，風、水、熱“三碰頭”使系統調峰問題嚴重。而且不僅僅是調峰數量問題，還有調峰速率問題。在我國電力現貨市場試點省份中，光伏發電規模較大的山西省和山東省，也同樣存在系統調峰問題，導致在光伏大發時段的電力現貨市場價格出現零電價，這從一個方面揭示了現有市場機制的不系統、不協調和不適應。類似的情況在國外已有先例，在光伏發電占比高的美國加州電力系統中，在早上太陽升起和傍晚太陽落山的時刻，分別出現系統凈負荷快速下降和攀升的情景，需要靈活性電源在這兩個時段分別快速減少出力和增加出力，來保障電力系統的發用電功率實時平衡和電網安全穩定運行，這也就是所謂的“爬坡”（調峰速率）問題。鑒于加州電力系統內部的靈活性爬坡容量資源不足，需要通過市場手段發揮互聯大電網的優勢，加州電力市場建立了不平衡能量市場機制，將與加州電網互聯的相鄰州電網中爬坡資源納入其市場范圍，主要在太陽升起和落山兩段時間內參與加州電力市場交易，幫助加州電力系統實現實時電力平衡。盡管我國尚未大范圍出現爬坡容量不足的問題，但隨著光伏發電規模的快速增大和火電占比的相對減少，也將面臨一個省級電網和省域電力市場靈活性資源不足、無法獨自解決的爬坡問題。

二是全球能源危機、氣候異常和極端天氣頻發將使電力市場面臨供應嚴重短缺、電價攀升和供電可靠性不足的風險。2015年以來，歐洲不斷提升清潔能源的比例、降低傳統能源在能源消耗結構中的占比。2021年歐洲出現了“缺風少水”的異常情況，可再生能源發電不達預期，電力供應高度依賴天然氣，致使天然氣和電力供應緊缺、價格暴漲。而生活電氣化和極端天氣頻發，使居民生活更加依賴可靠的電力供應，同時，經濟增長乏力使企業生產難以承受高昂的用電成本。這一事件使全球經濟發達國家和地區普遍開始更加關注電力供應安全。目前，我國正在深化燃煤發電上網電價改革，燃煤上網電量將全部進入市場、由市場定價。這項電力市場化改革，一方面有效地促進了電力市場建設，進一步發揮市場優化配置資源的作用，使煤電價格反映電力市場供需及其變化；另一方面，也面臨在市場機制下如何保障長期電力供應安全、短期電力市場價格公允和電力系統安全穩定運行的挑戰。同時，由于未來可再生能源發電裝機容量高占比，各地區電力需求增長、可再生能源發電出力和發電燃料價格都有較大的不確定性，將導致各省普遍面臨不同程度的電力平衡問題，“西電東送”和“南電北送”的送、受兩端電力系統的電力平衡矛盾凸顯，需要重新審視和優化現有的電力市場體系結構和市場交易機制，充分發揮市場機制發現價格、優化配置資源的功能和政府規制彌補市場失靈、保障微觀經濟有序運行的作用，構建經濟、開放、公允、高效的能源市場體系。

三是市場機制的不系統和政策的不配套，可能導致發電容量充裕性不足的問題。在可再生能源激勵政策下，可再生能源發電高占比的電力現貨市場，多時段、頻繁出現零電價甚至負電價，市場化電源在電能量批發市場的收益持續下降，難以保障投資成本回收，可能導致發電容量充裕性不足的問題。隨著可再生能源滲透率的不斷提高，稀缺的價格機制和容量市場機制也不足以激勵全收益市場化電源投資。目前，“1439號文”擴大了市場交易電價上下浮動范圍，電力現貨價格不受上下浮動范圍的限制，有效緩解了電力供應緊張的問題。但現貨市場真正進入“實戰期”后，也將面臨新的問題，如電力現貨價格究竟在哪個區間浮動合適？是否會有市場主體操縱市場的行為？如果取消工商業用戶消費電價，工商業用戶如何進入市場？2021年12月上旬的中央經濟工作會議提出，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基礎上。目前，距離2060年實現碳中和還有近40年時間，而燃煤發電設備的經濟壽命期是20年，政策制定者需要通過怎樣的機制引導建設保障能源安全所需要的火電容量？大水電、抽水蓄能目前沒有實現規劃的裝機容量，又應該通過怎樣的市場機制來引導實現？以上問題都是市場運行和建設中亟待解決的問題。

因此，新形勢下我國電力市場體系建設亟待解決的問題可以歸結為：一是如何保障靈活性電力資源供應的充裕性和經濟性，主要是如何激勵靈活性資源的投資與提供、如何實現靈活性資源在更大范圍優化配置；二是如何保障電力供應安全，主要是如何激勵可靠電源投資以保障發電容量的充裕性，如何重構電力市場體系結構和以電力市場為核心的能源市場體系，用規范的市場機制協調電力送、受兩端系統的電力平衡和經濟利益，促進中長期發電燃料市場與中長期電力市場的協同發展，以實現上下游市場交易對沖風險、保障電力可靠供應和避免用電價格超預期大幅增長；三是如何在保障有效發電容量成本回收的同時，進行市場力管控；四是如何實現全部工商業用戶進入市場，這個問題不僅涉及不同計量條件下的解決方案問題，還涉及市場風險管控。

建立區域電力平衡市場前景可期

靈活性電力資源的合理調用范圍是一個極其復雜的技術經濟問題。如何保障靈活性電力資源供應的充裕性和經濟性？從我國現有電力市場對靈活性電力資源的激勵機制來看，主要有調峰市場和輔助服務補償機制，以及電力現貨市場。為了激勵火電機組深度調峰和靈活性改造以促進可再生能源消納，大多數省份建立了調峰市場，只有山西省和山東省實現了以現貨市場機制解決調峰問題。我國的調峰市場實質上是一種對深度調峰機組的補償機制，補償費用標準由市場化方式形成，但如果把調峰問題放到省域電力現貨市場中，就融入了所有省內統調機組的機組組合和經濟調度問題中，調峰成本會降低，山西現貨市場運行結果已經初步證實了這一點。可再生能源高占比的省份，本省調峰能力不夠，還有賴于區域省間調峰市場來幫助實現電力平衡。理論上，如果把各省調峰問題放到區域電力現貨市場中統籌解決，區域內各省共享調峰資源，調峰成本將會更低。因此，建立區域性電力現貨市場，應該是我國下一階段電力現貨市場建設的目標取向，也是我國電力市場可持續發展、建立統一電力市場體系的中間環節。從省域電力市場融合的現實可能性出發，區域性電力市場建設宜從區域電力平衡市場起步。

區域電力平衡市場是基于日前電能量市場出清基礎上，區域內電源出力上、下調整能力和需求側凈負荷上、下調整能力的日內/實時平衡市場，包括和電能量日內/實時平衡市場和不同技術標準（爬坡速率）的備用容量市場等構成。在沒有建立區域日前電能量市場的情況下，可以在日前至調度執行前15分鐘的時間內連續開展交易。各省電力調控機構在日前、日內和實時市場階段，根據本省電力平衡需要，適時適量購買。區域電力平衡市場的建立，將有效提高區域內各省調峰和可再生能源消納的能力，同時有效降低各省調峰和備用等保障電力平衡的成本，從而提高區域調峰和可再生能源消納的經濟性。自2006年原國家電監會頒布《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場〔2006〕43號），各區域在此基礎上制定“兩個細則”，在有效規范發電廠并網運行管理的同時，建立了電力輔助服務公平調用與成本補償機制。2021年底，國家能源局根據電力系統的結構變化、電力市場化改革的新要求，對這兩個文件進行了修訂。據此，目前全國除西藏外，6個區域電網和30個省級電網均已啟動電力輔助服務市場，為電網安全穩定運行和可再生能源消納起到了重要的保障和支撐作用。但由于調峰、調頻和旋轉備用是短期資源優化問題，其市場交易的機會成本是以電能量現貨市場價格為參考，在沒有建立電力現貨市場的情況下，調峰市場和輔助服務市場主要的作用只是實現公平調用、定價和互補，但要提高調峰和輔助服務市場的效率，降低和傳導電力靈活性資源成本，則有待隨著電力現貨市場的正常開展，將調峰問題納入電力現貨市場機制中解決，同時建立和完善與電力現貨市場價格機制配套的輔助服務市場。隨著光伏發電規模的不斷增長，“爬坡”問題也會逐漸顯現，光伏發電高占比省份也無法獨自解決。因此，在第二批省域電力現貨市場試點已經啟動的情況下，亟待建立區域統一的電力現貨市場或統一的區域電力平衡市場。在兩、三個區域電力現貨市場正常運行后，適時開展區域電力現貨市場聯合出清，形成實質性的全國統一電力市場，這不失為我國電力市場體系建設的一條優化路徑。

歐洲和北美的電力體制差別很大，其中各國電力市場化改革的進程也參差不齊，但也都是通過建立跨州/跨國的區域性電力現貨市場和輔助服務市場，來實現資源優化配置，促進可再生能源消納和低碳發展。歐洲是以建設統一電力市場為目標，選擇的實現路徑是：國家電力現貨市場和輔助服務市場—跨國區域統一的日前和日內現貨市場—多區域聯合出清的歐洲統一日前和日內現貨市場，目前正在建設歐洲統一電力平衡市場。歐洲電力平衡市場包括實時平衡電能量交易和輔助服務交易，原先是各國的電力調度機構在本國內運營，近年來歐盟已規劃建立一個統一的平臺，這個平臺是各國市場主體把實時輔助服務和電力平衡資源（即靈活性資源）都放在這個平臺上，供各國的調度機構根據自身實時平衡的需要去購買。前述提及美國加州的可再生能源中分布式光伏占比高，在國際上最先出現凈負荷“鴨子曲線”，這個問題僅依靠加州電力系統內的電源無法解決。加州的機組有燃煤機組、燃氣機組、核電機組和水電，核電無法快速地調整機組出力，水電和煤電機組調整出力也是有限度的，這些傳統電源調節出力的速度，無法跟隨光伏發電出力的變化。但加州所在的西部電網還沒有建立區域電力市場，無法采用美國PJM區域電力市場的“日前市場+實時市場+輔助服務市場”的機制來利用西部電網內的靈活性電力資源，幫助加州電源“爬坡”。為了利用市場機制，激勵相鄰州與加州聯網的電力系統提供“爬坡”資源，幫助加州電力系統實現電力平衡，加州電力市場設立了一個“能量不平衡市場”，實際上是一個區域性實時平衡市場，把加州周邊電力公司的靈活性電力資源都納入進來，當加州本地上午太陽能發電快速增長，周邊的電力公司就以低價從加州市場買入光伏發電電量，到傍晚太陽落山的時候，周邊電力公司都增加發電出力，以高價向加州電力市場賣電，幫助加州電網平衡。顯然，可再生能源高占比的加州電力系統無法獨自實現電力平衡，以加州為核心的區域電力現貨市場是其發展的經濟選擇。

我國的電力市場建設的內外部條件與歐美不同，不能直接照搬北美或歐洲的市場模式，但國際上電力市場建設的路徑具有共性，經驗和教訓是值得我們借鑒的，那就是大國大電網要實現全國統一電力市場難以一蹴而就，先行建設區域電力現貨市場或電力平衡市場，是合理選擇。目前，對于我國可再生能源高占比市場的省份而言，即使建立了現貨市場也很難獨自實現電力平衡。筆者建議，如果在短時間內不能建立區域電力現貨市場，就應盡快建立區域電力平衡市場。

當然，還需要考慮一些細節問題，如調峰問題到底通過什么市場機制解決更經濟？是否要不惜代價地保證可再生能源的棄風率不超過5%？筆者認為，需要根據各地實際情況而論。例如可再生能源占比高的省份，棄風率應該可以允許高于5%；有時棄一些風電，系統運行整體上更經濟，也能為電力規劃投資和電源結構優化提供正確的信號。市場機制的作用是經濟配置資源，而不是強行消納資源。經濟配置資源的機制，對用戶才是公平的，才能促進經濟健康發展，才可持續。

保證電力供應安全需要政府與市場共同發力

如何保障電力供應安全，首先要厘清電力市場機制能解決什么問題、不能解決什么問題。電力現貨市場及其短期邊際成本定價機制，可以實現短期電力資源優化配置，使短期發電成本最小化；激勵市場主體提供靈活性電力資源，促進發用電實時平衡和可再生能源消納；為電力輔助服務市場提供價格參考信號，激活靈活性電力資源（火電靈活性改造、儲能系統、需求側響應、虛擬電廠等）的投資和提供；為中長期市場提供參考價格，引導電力規劃投資，促進電源結構和電網結構優化等。中長期合同可用于對沖現貨市場價格波動風險，中長期交易價格參考現貨市場價格；可再生能源高占比電力市場的現貨價格走低，相應的中長期市場價格也必然趨勢相同。但是，現貨市場價格并不是電源投資決策的唯一評價指標，電力建設周期長，保障電力供應安全不能僅僅依靠現貨市場機制。

歐洲的電力期貨市場上，合同期較長的為3～5年。實施能源低碳轉型戰略和可再生能源支持政策后，近年來歐洲的電能量批發市場價格下降，幾乎沒有新投運的市場化裝機容量。英國電力市場化改革初期的電力差價合同期和電煤合同期相匹配，長達數年甚至10年；2021年英國已出現15年的容量市場合同。巴西在經歷上世紀90年代電力市場危機之后，實行政府規劃電力項目上網電價招標制，合同期為20年或30年。2021年底以來，歐洲能源危機、價格飆升，居民家庭面臨付不起電費、企業也面臨生產成本高漲的挑戰，美國電力市場價格也隨之大幅度攀升。歐洲五大經濟體德國、英國、法國、意大利和西班牙的政府分別提出了援助政策和有時限的減稅方案，以幫助電力用戶應對電費大幅上漲帶來的壓力。發電燃料價格暴漲，已成為危及電力供應安全的一個主要因素。電力供應安全問題已經成為世界各國電力市場面臨的新難題和各國政府關注的新問題。

當前我國電力現貨市場有日前和實時市場，電力中長期合同期長至一年，短則一個月甚至幾天。火電、核電、大水電經濟壽命期是20～40年，在可再生能源高占比的電力系統中，火電、大水電、核電等企業的投資成本如何保證回收？發電燃料成本如何控制？從國內外電力市場發展的經驗和教訓來看，無論是電力市場正常運行，還是電力長期供應安全，都需要政府制定能源發展戰略規劃及支持規劃實現的有效政策，例如建立長效的發電容量成本回收機制，對國家規劃的大型電力項目不能在市場回收的成本提供政策支持；同時，還需要統籌電力上下游市場協同建設，合理、有效地規制燃煤、燃氣和電力市場等。

一些人認為，這些問題都可以通過市場機制解決。但市場并不是萬能的，市場和政策兩者應該如何有效結合和合理劃界？針對電力供應的安全問題，看似可以通過簽訂中長期合同解決，但在2021年的年度合同執行中，就遇到煤價大幅上漲，而發電企業簽訂的電煤合同并沒有和電力合同量價對應，導致年度合同要重新簽訂，電力中長期市場的功能沒有真正發揮作用，最后還是靠政府干預來保證電煤和電力供應。這里面有中長期合同設計不合理、市場主體風險管控意識和能力不足的問題，但更主要的是電煤市場價格規制與電力市場價格規制不協調的問題。可見，電力中長期市場也不能完全解決電力安全供應問題。在全球能源低碳發展、可再生能源發電占比不斷提高的形勢下，發電燃料市場價格漲跌的不確定性越來越大，單純依靠市場機制，煤炭企業和電力企業很難簽訂遠期合同，是否需要借助政府職能來規劃和協調？除了燃料價格之外還有發電容量成本回收的問題。可再生能源高占比的電力系統如何保證發電容量的充裕性？一方面要保證存量的電源投資成本的回收，另一方面要引導新電源投資。如果僅僅采取美國得州和歐洲的稀缺價格機制，或者美國PJM的容量市場機制，并不一定能夠有效解決這一問題。歐洲近年來的電源投資，大多數是要靠非市場化方式保障容量成本回收。美國PJM的容量市場是在可再生能源占比不高的情況下建立的，合同期最長為4年。隨著可再生能源占比的不斷提高，容量市場需求和價格走勢將如何？這些不確定因素必然影響電源投資決策，致使容量市場機制難以保障以新能源為主體的新型電力系統的發電容量充裕性。因此，美國PJM的容量市場也在探索如何改進其容量市場。

還有關于市場力管控的問題，目前國內現貨市場試點省份，大部分都參考美國PJM的市場力管控機制。但我國電力市場環境與美國PJM市場的環境有很大差異，PJM市場有容量市場，而且其市場主體主要是各州內發輸配售一體化的電力公司。如果沒有容量市場，在可再生能源發電高占比的情況下，火電機組一年能發多少電量很難預測，火電容量成本平攤到每度電的成本也就難以預測，如何合理確定火電報價上限？顯然，我國照搬美國的PJM的市場力管控機制和容量市場機制也不適合。

另外，關于工商業用戶全部進入市場，目前面臨的問題是很多工商業用戶不具備分時計量的條件。這些用戶進入市場以后怎么結算？這方面歐洲有實踐經驗可以借鑒。但如果現貨市場不能連續正常運行，就無法由中長期市場交易形成分時電價，那么如何引導用戶削峰填谷？因為發電和用電的偏差電量結算價格都以沒有隨時間變化的現貨市場價格作為參考價格，所以中長期交易也沒有分時定價的參考信號，不能分時定價，中長期交易約定曲線就沒有意義；售電公司也無法針對中小工商業用戶的負荷特性和用電偏好，制定多種套餐以激勵用戶合理用電、削峰填谷。此外，發電商和售電商和大用戶怎么進行風險管控，是否具有風險管控的能力，是否承擔交易引發的巨額經濟風險？這些問題不是僅依靠市場機制本身就能夠解決的，要在加快建設和完善市場機制的同時，提高政府規制效率，遵守市場經濟的契約制度，需要市場和政府合力解決。

綜上，在新形勢下，保障電力供應安全需要有為政府和有效市場的協同。保障長期電力供應安全需要依靠政府的作為，政府通過制定和滾動調整長期電力規劃引導電力投資，可借助電力項目長期合同招標制、容量成本補償機制等促進規劃項目落實和保障發電容量充裕性；協同、有效地規制發電燃料市場和電力市場，助力電力上下游市場交易對沖價格風險機制形成，避免電力價格暴漲；制定清晰的全國統一電力市場實現路徑圖，配合區域經濟一體化發展戰略，推動區域電力市場建設，促進短期電力資源優化配置，提高新能源電力系統的可靠性和經濟性。實現短期電力資源優化配置主要依靠市場機制，以及在發生極端事件或市場供需失衡情況下政府的有效干預。