在全球能源轉型的背景下，中國的能源體系正在發(fā)生深刻變革。 去年，中國政府的二十大報告中提出了“加快規(guī)劃建設新型能源體系”。這里的“新型能源體系”是相對于當前以化石能源為基礎的能源系統(tǒng)。“新”不僅意味著新的能源結構——能源結構中非化石能源占比逐漸提升，也意味著構建新的體制機制，來支撐能源供給和儲備調(diào)運，從而確保能源安全。

　　新型能源體系的構建是以新型電力系統(tǒng)為依托。今年3月底，中國非化石能源發(fā)電裝機容量占比達到50.9%，歷史性超過化石能源發(fā)電裝機容量。隨著風電、光伏等新能源電量占比不斷提升，新型電力系統(tǒng)建設日益迫切。而對電力系統(tǒng)而言，區(qū)域電力調(diào)配和互濟能力尤為關鍵，也是電力市場改革亟需解決的問題。

　　本文分為上下兩篇，上篇為《新型能源體系下，建設全國統(tǒng)一電力市場的多重意義》，旨在探討中國電力交易現(xiàn)狀，并為統(tǒng)一電力市場建立提供建議。此為下篇，討論中國統(tǒng)一電力市場的建立過程中，現(xiàn)貨市場的重要性和實現(xiàn)路徑。

　　價格發(fā)現(xiàn)功能

　　中國和國外的電力市場建設路徑有些許不同。國外電力市場，一般先建設現(xiàn)貨(日前和實時)市場、后建設中長期(期貨)市場，中長期市場的定位主要是對沖現(xiàn)貨風險。

　　中國電力市場建設，始于電力中長期交易。中長期市場從理論上具有穩(wěn)定電價、規(guī)避風險的優(yōu)勢，也占據(jù)了目前市場的主導，但由于當下其定價缺少“現(xiàn)貨日前價格”給與參考，用合約框定，缺乏一定的靈活變動空間。

　　一個例子是，2021年下半年以來，煤價暴漲，中長期交易對電價反應嚴重滯后，未能及時反映市場真實的供需情況并疏導激增的煤電發(fā)電成本，造成了煤電企業(yè)大面積虧損。據(jù)中電聯(lián)測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。8-11月部分集團煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。

　　在中長期交易之外，電力現(xiàn)貨交易可幫助發(fā)現(xiàn)電力實時價格，更能實時反映市場供需和成本，可以吸收中長期合同外的余量進入實時市場，競爭上網(wǎng)。2022年，煤電企業(yè)雖然持續(xù)虧損，但負債情況有所緩解，除了國家采取各種調(diào)控舉措，如對煤價實行區(qū)間調(diào)控、對長期協(xié)議的上網(wǎng)電價浮動范圍上調(diào)等，現(xiàn)貨市場機制向發(fā)電側進一步滲透也是重要原因之一。

　　促進新能源消納

　　其實，電力現(xiàn)貨市場促進新能源消納的積極作用，已初步顯現(xiàn)：跨區(qū)域省間富余可再生能源現(xiàn)貨交易已運行4年，期間，可再生能源棄電減少了超230億千瓦時。

　　以蒙西電力現(xiàn)貨市場為例(蒙西電網(wǎng)覆蓋內(nèi)蒙古自治區(qū)一半以上發(fā)電裝機)。它們從2022年6月正式啟動試運行，是第一批電力現(xiàn)貨的試點地區(qū)，也是國內(nèi)首次探索建立燃煤機組和新能源無差別參與的現(xiàn)貨市場。試運行后，在促進新能源消納上，數(shù)據(jù)表現(xiàn)搶眼。截至2022年7月20日，與試運行前相比，燃煤機組在蒙西現(xiàn)貨市場中申報最低負荷率降至47%，累計增加新能源消納量約6400萬千瓦時。

　　相比中長期交易而言，電力現(xiàn)貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預測等特點;在平等的市場競爭機制下，新能源發(fā)電邊際成本較低。當全球能源危機正在拉高一次能源價格，火電的邊際成本相比較高時，新能源發(fā)電更能被優(yōu)先調(diào)度。

　　長期以來，中國用電量和電力增速都很高，大部分地區(qū)缺電力而非缺電量。

　　另外，現(xiàn)貨交易形成峰谷價差，為儲能等第三方新型市場主體打開盈利空間，鼓勵靈活調(diào)節(jié)資源配合新能源消納。

　　然而，在實操層面上，當前新能源入市后，市場電價波動也會影響其入市的積極性。比如，省內(nèi)新能源同一性導致零電價甚至是負電價，對電網(wǎng)產(chǎn)生逆調(diào)峰的影響。在山東，省級電網(wǎng)2022年有 176 天出現(xiàn)了負電價，以天計算，全年負電價出現(xiàn)概率高達48%，這反映出山東省內(nèi)新能源裝機在高峰出力時段存在一定的產(chǎn)能過剩和浪費現(xiàn)象。

　　未來，如能從市場機制角度擴展新能源省間現(xiàn)貨交易，利用不同地區(qū)負荷曲線的差別，包括跨時區(qū)特性， 就能從更大時空層面平滑新能源發(fā)電曲線，余缺互濟。

　　如下圖所示，單一省份(圖中彩色線條)的風電出力在不同時段波動較大，但當在更大地理范圍做耦合，比如放眼“三北”及華中華東區(qū)域，整體風電出力曲線實現(xiàn)平滑，新能源可以得到更好的消納。

　　中國各省區(qū)風電某一周出力(實線為“三北”及華中華東地區(qū))

　　圖片來源：水電水利規(guī)劃設計總院

　　減少新增煤電裝機

　　全國統(tǒng)一電力市場也可以更好地讓存量的煤電機組調(diào)峰，而不是在用電高峰就新增裝機，造成資源浪費或煤電企業(yè)進一步虧損。

　　隨著新能源入市，平均電價將會被拉低，對于實施現(xiàn)貨市場的省份，新能源大發(fā)時市場電價降低甚至為負。這將會導致本省及外省火電降低出力，擠壓煤電的利潤空間。而在未來，煤電的作用亟待轉向“頂峰出力”， 需要通過參與輔助服務和容量機制或者市場獲得合理的收益。

　　但是，當前煤電參與調(diào)峰，或者作為備用容量支撐市場的積極性欠佳，一方面由于煤電頂牛依然存在，長協(xié)上網(wǎng)電價浮動范圍雖上調(diào)為20%，但煤價高位震蕩時仍然難以覆蓋煤電發(fā)電成本。

　　另一方面，缺乏靈活性的改造，煤電難以發(fā)揮調(diào)峰能力。在2022年，四川缺電期間，當?shù)卮媪棵弘姍C組并沒有充分發(fā)揮頂峰作用，需要通過市場價格信號更好地激發(fā)存量煤電機組的積極性和潛力。

　　目前，煤電局部過剩與短缺并存。根據(jù)北大能源研究院的統(tǒng)計，2022年1月至11月，國內(nèi)新核準煤電項目裝機總量已達6524萬千瓦，超過2021年核準總量的3倍。

　　長期以來，中國用電量和電力增速都很高，大部分地區(qū)缺電力而非缺電量。全年用電負荷季節(jié)性差異巨大，需要頂峰保供的時間僅為5%左右。

　　在夏天和冬天用電高峰，價格對供需的引導機制沒有充分發(fā)揮作用，在供給側 “價格帽”限制了頂峰出力機組的高收益，需求側因缺乏包含居民用電在內(nèi)的需求側響應機制，供需出現(xiàn)較大缺口。而按照全年僅幾十個小時的“硬缺口”建設煤電，未來將拉低煤電的平均利用小時數(shù)。

　　為避免這些問題發(fā)生，中國亟需建立完善的現(xiàn)貨和容量補償市場機制，謹防因頂峰上馬的煤電新增裝機造成資源浪費或進一步虧損。

　　統(tǒng)一電力市場的實現(xiàn)路徑

　　在今年4月國際能源署(IEA)撰寫、能源基金會支持的一份報告《中國建設全國統(tǒng)一電力市場：電力現(xiàn)貨市場路徑》中，報告分析了全國統(tǒng)一電力市場的建立路徑：2030年前，中國先建成省間和省內(nèi)兩級市場聯(lián)合運營的“兩級市場模式”。

　　“兩級市場模式” 是指地方市場與全國市場并存的兩級市場模式，即“統(tǒng)一市場，兩級運作”，這一模式可以在延續(xù)當前政策慣性即保持各省在市場設計和調(diào)度決策方面自主權的基礎上，促進各省間交易，兼具可操作性和經(jīng)濟效益。

　　具體而言，“兩級市場模式”包括類似于當前國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)試行的跨省余量交易，即“余量市場模式”，以及類似于當前南方電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)試行的區(qū)域集中出清模式，即“容量耦合市場模式”。

　　其中，“余量市場模式”較易于建立，指在自愿的基礎下，各地方將過剩的發(fā)電量上架至一個統(tǒng)一的全國市場中進行交易。此模式下，各省可以在保留本地電力市場規(guī)則的情況下與其他市場聯(lián)通，可以在提高總體使用率的情況下仍能保持本地市場的自主獨立性， 以中美洲電力系統(tǒng)(Sistema de Interconexion Electrica para America Centra 簡稱為 SIEPAC)、南部非洲電力聯(lián)盟(Southern Africa Power Pool, 簡稱 SAPP)為代表。

　　在遠期，中國將會逐步建成“容量耦合市場模式”，它的意思是更高一級的市場協(xié)同。

　　此模式下，全國日前市場(提前一天決定價格的電力市場)與地方市場并行，優(yōu)先進行全國市場的出清并進行合理的資源優(yōu)化、分配，利用相應的輸電通道實現(xiàn)交易，從而可以一定程度上避開因市場模式不同而產(chǎn)生的省間壁壘。

　　經(jīng)數(shù)據(jù)測算，以2035年為目標年，假設調(diào)度市場化保持當前水平，即當下計劃調(diào)度和市場調(diào)度同時存在的前提下，建立“二級市場模式”以提升電力市場區(qū)域協(xié)調(diào)可使全國電力市場減少6-12%的運營成本、減少2-10%的二氧化碳排放、并減少10%左右的棄電量;

　　在電力市場區(qū)域協(xié)同，同時推進全面經(jīng)濟調(diào)度，可使全國電力市場減少25%的運營成本、減少35%左右的二氧化碳排放、并減少20%以上的棄電量，綜合效益可達前者情景的兩至三倍。

　　我們認為，促進跨省跨區(qū)交易機制和市場化調(diào)度成分、并提升電力現(xiàn)貨交易份額，有利于降低電力系統(tǒng)綜合運營成本，提高新能源在更大時空范圍內(nèi)的消納并實現(xiàn)其環(huán)境效益：通過改變資源配置，提升省間的交易效率。

　　未來著力點

　　能源安全是建立全國統(tǒng)一電力現(xiàn)貨市場首當其沖的著力點。國家層面的“西電東送”戰(zhàn)略與省級電力市場，分別是出于不同層面的資源優(yōu)化配置和能源安全保供考慮。在保障省級在市場設計和調(diào)度決策的自主性和的前提下，從現(xiàn)有省間電力現(xiàn)貨市場逐步建立全國電力現(xiàn)貨市場，是一條兼顧安全可靠性、可實施性和綜合效益的切實路徑。

　　同時，完善省間、省內(nèi)現(xiàn)貨市場將有助于緩解未來電力頂峰保供壓力。在電力供需緊張階段，需進一步釋放現(xiàn)貨市場價格信號空間，發(fā)揮其引導跨省跨區(qū)保供資源配置的作用，一方面促進頂峰余缺互濟，另一方面也在更大范圍內(nèi)平抑新能源的波動性。

　　價格信號還可以引導新能源開發(fā)和煤電轉型。電力市場價格信號可正可負、可高可低，這能引導不同省份電源結構轉變，避免扎堆上馬新能源和煤電，在保證適當備用基礎上最大化新增裝機的邊際效用，促進不同品種電源合理有序開發(fā)。

　　解決省間壁壘背后利益訴求需要打破地方保護和市場分割，可以基于南方區(qū)域電力市場經(jīng)驗進一步探索構建區(qū)域市場的路徑，推動適時組建全國電力交易中心。

　　來源：中外對話