2019年，我國推進電力市場建設的政策文件密集出臺，經營性電力用戶發用電計劃全面放開不斷加快。電力現貨市場建設實現突破，國內首批8個電力現貨試點全部進入結算試運行階段。南方（以廣東起步）電力市場開展了完整的“中長期+現貨”按周試結算。2020年，中發〔2015〕9號文及配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》施行已進入第5個年頭。本文重溫改革目標和重點任務，基于能源轉型的電力市場建設融合發展問題提出思考與建議。

一、當前電力市場建設現狀

電力市場建設總體處于以省級市場為重點的起步階段

新電改以來，面對經濟增長新舊動能轉換，地方政府按照先行先試的要求，將電力市場作為供給側結構性改革的突破口，出發點是降低用能價格、改善地方經濟環境。由于發展階段、市場意識等差異，各地區電力市場建設推進的步調、力度、速度等不一致，形成了多周期、多品種的交易體系。從技術層面來看，各省對于電力市場建設路徑、改革重點方向、市場模式選擇、市場規則等的選擇不盡相同。

《關于推進電力市場建設的實施意見》對于總體路徑和實施要求、建設目標和主要任務提出了指導性意見。但是，其重點主要是電能量市場（中長期交易+現貨市場），對涵蓋容量市場、能量市場、輔助服務市場等不同價值產品和服務，覆蓋近期、中期和遠期等市場培育不同階段，考慮不同區域電網區情網情、不同電源結構和網架結構等差異需求，我國完整的電力市場體系建設方案和路徑系統性設計還很不夠。

各地區規則差異性形成了制度差異性下的交易壁壘

《意見》要求電力市場建設應在市場總體框架、交易基本規則等方面保持基本一致。但實際上，各地區交易規則差異性較大，這讓市場銜接和統一過程產生了制度壁壘。以中長期市場來看，存在價差模式、絕對價格模式兩種不同的價格機制。

價差模式有利于規避不同類型電源間成本差異對交易價格的影響，減輕市場化交易對市場主體利益的影響，有利于獨立售電公司短時期內融入電力市場體系，是當前主流的省級市場直接交易順價模式。也有一些省份則采用絕對價格與輸配電價、政府性基金等順加的價格形成機制。

《意見》要求各地根據電力資源、負荷特性、電網結構等因素，結合經濟社會發展實際選擇電力市場建設模式。從實際來看，各地區電力市場建設模式選擇各不相同。以華東電網為例，福建電力現貨市場采用分散式市場模式，而浙江則采用集中式市場模式。

以西北電網為例，甘肅電力現貨市場根據網絡阻塞特點采取了分區電價機制，而寧夏等區建立現貨市場則可采取節點電價機制。這些省級市場模式、機制的不同選擇，將增加電力系統集成、市場范圍統一和省級市場融合的成本，是形成統一電力市場的制度壁壘。

廣東在中長期市場與現貨市場銜接過程中，經歷了由價差模式轉向絕對價格順價模式兩個階段，轉換后，現貨市場采取用戶側統一結算價格，帶來了一般工商業用戶和大工業用戶實際價差不同，導致中長期市場中代理一般工商業用戶的售電公司遭受損失。浙江電力市場則率先實現批發和零售市場完全分離的模式，即由售電公司與電力用戶自主協商絕對價格。

但這也帶來了售電公司爭搶峰電占比高的電力用戶，而谷電占比較高的四大行業用戶則留給了電網公司，導致電網公司虧空。在目前用戶側雙軌制的運行機制下，分散式決策降低了系統優化的空間。

零售側（用戶側）購電選擇權放開不平衡不充分

售電側放開是本輪電改的重要方面。市場成員選擇權利是市場公平的基礎、也是市場效率的保障，更是打破市場壁壘，使競爭更加充分，釋放更多社會福利的有效手段。《意見》提出完善跨省跨區電力交易機制，鼓勵發電企業、電力用戶、售電主體等通過競爭方式進行跨省跨區買賣電。

2019年，西北區域跨省交易271.73億千瓦時，直接交易占比僅為6.57%。

一是零售側（用戶側）購電選擇權放開集中在省內市場。國家層面對于零售側（用戶側）向跨區跨省市場開放缺乏明確的規范性要求。不同區域、不同通道的省間市場開放程度不平衡、不充分。

二是售電側參與省間競爭性業務，還受到認識不到位、貿易保護主義嚴重、市場規則不健全等因素制約。《意見》還提出建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易。當前，負荷側參與電力系統調節的市場機制尚處于試點階段。

跨區跨省與省級協同運營的市場體系還需更加系統

目前，市場運營的現狀是省間交易（即跨區跨省交易）和省內交易兩級運營。跨區跨省市場與省級（省內）市場是共同存在、相互耦合的兩個空間維度的市場，由于市場耦合程度的差異，商品、資源、服務優化配置的效率和效益也存在一些制約因素。“西電東送”是國家能源戰略，確保直流輸電系統及其配套電源在市場運營機構、調度執行機構和不同交易周期高效協同，提高電力市場運營和電力系統運行效率和效益是重大課題。

目前可行的設計方案是，在電力中長期市場中，跨區直流配套電源以中長期合同（政府授權合同）納入受端電量平衡和優先發電計劃安排，同時，還有部分配套電源參與受端地區直接交易。

在電力現貨市場中，配套電源等作為價格接受者，以地板價申報參與受端市場，并作為省間市場優先出清，為省內市場出清提供邊界條件。但在深化設計中，需要厘清配套電源和直流系統的高效利用問題。

一是配套火電更好參與送端電力平衡和靈活調節。我國的風、光、水、火資源集中于西北、西南，而負荷集中于東部地區，特高壓直流輸電成本較高，直流輸電異步互聯和穩定輸送的技術特性，決定了以單一產品（能量）為主，并不具備提供足夠跨區域系統調節能力的條件。西北電網在運9條跨區直流設計輸送容量5471萬千瓦，規劃配套火電4784萬千瓦，配套風電2400萬千瓦，配套光伏發電675萬千瓦。

在新能源高占比電力系統中，為了提高全域新能源利用率，要求全域火電向系統注入靈活調節資源，配套火電需要以獨立控制區的形式高效參與送端區域的電力平衡和靈活調節。而大規模配套新能源本身已直接納入送端地區的電力平衡。

二是按照交易路徑的網絡建模適應性需要提高。跨區跨省市場與省級市場屬于異構市場。省級市場采用網絡模型（節點+支路），而跨區跨省市場則是通道模型，且直流輸電線路不存在潮流轉移分布。省間市場往往將“省”等效為“單一節點”，或者選取關鍵支路，形成“交流通道+直流通道+交流通道”的交易路徑。

但是，交流輸電網絡需要遵循物理特性形成潮流轉移分布，無法保證交易路徑與潮流路徑完全一致。基于交易路徑的通道模型與耦合關系復雜交流電網存在適應性問題。對于內部阻塞嚴重，輸電能力與新能源出力耦合關系復雜（因時段、位置不同而輸送能力不同）的電網，路徑模型對交易結果也存在影響。

三是多級協同運營水平需要全面提升。在比較復雜的調度和交易體系下，需要提升技術支撐水平，實現市場運營治理體系和治理能力現代化，有效解決市場機制不健全、市場運營銜接不順暢，電源資源和直流系統資源有效利用等問題。

政府間購售電協議為跨區直流輸電交易的主要形式

跨區市場運營中，優先安排以配套電源為主的優先發電計劃，其電源裝機已納入受端長期電力平衡中，是典型的資源配置型交易。剩余輸電容量則開展“網對網”富余電力外送交易，市場成員通常根據富余發電能力參與跨區跨省交易，應遵循先省內、再跨省、最后跨區的平衡順序。對于天然需要穩定輸送的直流系統，政府間協議是穩定送受兩端電力供需預期、提高利用效率的有效措施。

2019年，西北電網跨區直流輸電1896.95億千瓦時，合計來看，近90%為政府間協議（含優先發電計劃協議）。但是，政府間協議比例如果過高，也可能產生地方政府參與微觀市場運行等非市場行為，存在降低資源配置效率的風險。

一是政府間協議呈現涵蓋所有交易要素的傾向。政府間協議在簽訂中，出現了交易規模、新能源配比、交易價格、交易曲線和交易通道等“五指定”現象，增加了電力交易組織和系統優化的難度。

二是交易組織要以提升資源整體利用率為目標。電力交易機構職能是匯總電力交易合同，依據政府間協議，以分通道、分省份方式，進行“網對網”富余電力外送交易組織，送電、受電兩端往往以省為平衡單元校核送受電能力。

需要重點設計好破除影響直流系統和全域發電資源利用率的交易機制，避免在供需矛盾突出的履約周期，出現有交易能力的省份沒有合約，持有合約的省份又交易能力不足等情況。

三是交易組織要以兼顧市場均衡為目標。一些火電大省簽訂政府間協議并由交易機構進行交易組織，應在市場導向、合約導向下，發揮跨區跨省市場的引領作用，體現國家能源清潔轉型要求，堅持節能發電調度原則，確保不影響區域內其他省份清潔能源消納，確保區域內不同省份技術、成本等參數相近的電源企業發電狀況適當均衡，避免出現大容量和小容量火電等利用效率倒掛。

市場集中度較高限制了省級市場開放程度和效果

通常情況下，高產業集中度容易抑制市場有序競爭，造成價格機制失靈和供求關系失衡。能源行業是產業集中度比較高的領域，容易產生寡頭壟斷，使全社會福利最大化程度受到減弱。新一輪電力市場建設中首先以省級行政區域劃定市場范圍，始終面臨巨大的市場勢力風險。

當前，國家正在以西北地區為試點，逐步在全國范圍內推進區域煤電整合工作，將對電力市場建設和跨區跨省市場建設發展帶來挑戰。煤電企業爭搶優質資產的預期將有所強化，在單一市場范圍（或小市場范圍）中份額過大，將形成一家獨大格局，市場成員壟斷價格并進一步影響跨區跨省市場化交易達成的風險明顯上升。

二、電力市場建設融合發展的路徑

基于能源革命和能源轉型的時代要求，立足西北電網新能源高占比的基本特征和大送端、大市場的基本定位，以提升清潔能源利用率和實現直流輸電高質量運營為目標，以電網安全和市場效率為約束，來思考電力市場建設問題。

以協同發展、相互促進的方式促進市場運營

跨區跨省市場與省級市場的耦合運作方式，是與電力市場建設初級階段相適應的制度安排，其本質是基于共同市場的聯合運作，其特點是省間市場屬于增量市場。由于省間市場和省內市場雖然耦合、但并未融合，其運作的風險是強化省級市場容易形成新的省間壁壘。

在跨區跨省市場、省內市場兩個市場并行運營階段，跨區跨省市場以對省級市場進行優化和改進為目標，并非抑制和替代省級市場發展。而跨區跨省市場對省級市場的優化改進的效果則首先取決于市場壁壘是否充分削弱。案例如下。

案例1：存在市場壁壘。SX省與NX省各自出清。SX省市場出清價格338元/千千瓦時，NX省市場出清價格250元/千千瓦時。

案例2：市場壁壘消除。SX省與NX省聯合出清。省間輸電線路無約束情況下，輸電價格55元/千千瓦時。SX省市場出清價格可降低到305元/千千瓦時，NX省市場出清價格仍然為250元/千千瓦時。

對省級市場而言，跨區跨省市場的價值體現在三個方面。一是削弱省級市場的市場集中度，增加零售側（用戶側）的購電選擇權，向省級市場注入競爭性和流動性，提升資源配置和系統運行的效率和效益。二是依托大電網互聯互通優勢，利用不同省份在豐枯季節、峰谷時段、電源結構互補、備用共享、負荷調節等方面的價值，實現更大范圍的時間、空間互濟。三是在高占比可再生能源電力系統中，有助于促進省際功率自由流動，挖掘系統調節資源和調節能力，釋放靈活調節等輔助服務商業價值，提升新能源利用率。

構建跨區跨省與省級市場有效耦合的市場體系

按照經濟學基本原理，由于市場成員商品、服務和資源的稀缺性，需在省間市場、省內市場之間作出決策，并確定相應的電力交易機構開展市場化業務。這對電力市場交易信息披露提出了更高要求。因此，兩個市場必須在市場類型、交易時序、市場出清、交易品種等方面高度協同。

一是實現兩個市場全過程全環節高效協同。能量市場方面。中長期市場中，跨區跨省與省級市場在交易組織、市場申報、市場出清等不同環節需要時序協同，現貨市場中，跨區跨省市場與省級市場也在交易組織、市場申報、市場出清需要時序協同。容量市場方面，需在區域統一、省內統一等市場范圍間做出選擇。輔助服務方面，備用、調頻、黑啟動等輔助服務也要在跨省市場、省級市場等市場范圍做出選擇。

二是科學設定兩個市場的出清時序和出清方式。出清方式取決于省間市場、省內市場的耦合程度，越是接近運行環節這個市場階段，出清方式選擇日益重要。在月度以內、日前以上的短周期交易組織時，在松耦合的市場模式下，應采用順序出清方式。省內市場預出清，側重解決總體平衡問題；然后省間市場正式申報、出清，作為省內市場的邊界條件，側重解決阻塞管理問題；省內市場再正式出清。在緊耦合的市場模式下，則應采用聯合出清方式。聯合出清的全局最優性較好，但對各市場設計的協同性要求更高。

三是網絡模型精細化實現阻塞協同管理。兼顧耦合程度、電網安全和市場效率，按照耦合程度越緊、交易周期越短、網絡模型越精細的原則開展網絡模型等值。基于市場成員的網絡位置，構建考慮潮流輸送路徑的省間交易模型。

四是探索多省多通道聯合集中優化。西北電網在運直流通道9條，與華北電網、華東電網、華中電網、西南電網均實現聯合運行。近兩年還將投運青海-河南、陜北-湖北等特高壓直流。對于“網對網”富余電力外送交易，選取西北-華中為試點，華中側匯集四省交易需求（量價和曲線）后，以資源最優利用為目標，開展區域-區域聯合集中優化。

著眼于更好發揮跨省市場的作用

當前，跨區輸電規模已是主流，全國范圍內統一大市場逐步形成，把跨區和跨省市場統一為省間交易，并定位于落實國家能源戰略，促進能源資源大范圍優化配置，建立資源配置型市場。

而省內交易定位于優化省內資源配置，確保電力供需平衡和電網安全穩定運行，建立電力平衡型市場。但是對于隨機性、波動性新能源高占比的系統來說，跨省市場的價值更加多元，而很多情況下，服務類市場的價值往往不簡單以電量的大小來衡量。

高比例可再生能源并網的電力系統，如東北地區、西北地區，省與省之間耦合關系緊密，區域電網在基本的電能傳輸任務之外，承載著以跨時空互濟提升清潔能源消納水平等功能，反映到市場定位和建設目標中，就是實現更大范圍的備用共享、調節資源共用（發電側和負荷側）、輔助服務共享等。這與單一功能跨區市場（僅能量）存在一定差異。

具體到西北電網，在物理特性上，電網規劃和運行的重點在于承載跨區直流電能穩定可靠輸送、承載全域高比例新能源高效利用，在經濟特性上，市場運營將顯現匯集平衡多直流電力交易合約、統一優化五省（區）水火風光資源跨時空配置、統一配置調頻、備用、靈活調節服務等各類資源的新價值。

基于此，要關注差異化需求，更好發揮區域內省間交易“資源配置+電力平衡+調節資源共享”混合型價值。

促進跨區跨省市場與省級市場的逐步融合

統一市場一般是指在一個市場范圍內僅設置一個電力交易市場，所有市場主體均直接參與這個市場進行電力交易。跨區跨省市場與省級市場融合發展，最終將形成統一市場，實現各類電能商品、服務和資源最優化利用和社會福利最大化。

發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，徹底消除省間壁壘，使得電力按照一般商品的屬性自由貿易，電力市場將進入以統一市場為特征的高級階段。

隨著電力市場改革進一步推進，跨區跨省市場將與省內市場在市場范圍、市場模式等方面進行系統集成、市場融合。2月19日國家發改委、國家能源局印發的《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》（發改體改〔2020〕234號）提出推進全國范圍內市場融合發展，2022年底前實現京津冀、長三角、珠三角等地區交易機構的相互融合，初步形成區域經濟一體化要求的電力市場。

一是按照客觀規律促進市場自然融合。受技術、管理等因素制約，兩個市場的融合絕非一蹴而就。一種可行的方案是：根據交流同步電網的運行特點，率先實現區域內的市場融合，即跨省市場與省級市場先實現緊耦合、再實現融合，在此階段，直流跨區市場則暫保持聯合運營狀態；或是隨著信息通信和計算技術發展，推進區域-區域之間跨區市場由聯合運作向統一運作過渡。

二是根據資源優化配置空間形成市場范圍。以資源優化配置空間進行市場融合，而不是簡單以行政區劃形成市場交易區。按照習近平總書記《推動形成優勢互補高質量發展的區域經濟布局》的講話精神，結合能源轉型、清潔低碳發展等國家戰略，統籌區域經濟社會發展、電力資源配置需求形成市場交易區。

在跨區市場融合時，可以率先實現新能源高占比的西北電網與清潔水電高占比的西南電網統一市場。

三是以信息披露促進電力市場融合。以提升電力市場相關信息披露的協同性、準確性、完整性和一致性為措施，推進調度機構、交易機構協同運作，實現電力市場運營治理體系和治理能力現代化。披露內容至少涵蓋市場供需、價格水平、輸電通道可用輸送能力（ATC）等。

賦予各省級市場成員更多交易選擇權

能源互聯網的商業價值在于使電力和能源像一般消費品那樣自由交易，前提是能源市場的充分發育。落實國家市場化改革要求，電力和能源才有條件像其他商品一樣，利用價格機制靈活調節供給和需求；降低用能成本，尤其是用電、用油、用氣成本；減少能源粗放利用；從根本上解決棄風、棄光、棄水問題；提高消費者選擇權，滿足多樣化能源需求。

一是國家有關部門明確更具可操作性的政策措施。督促地方政府出臺細化政策，向零售側放開省間市場。落實國務院常務會議精神，試點放開規模以上工業企業參與跨省市場化交易，降低制造業用電成本。按照“自由競爭、規范有序”的原則，明確市場準入和交易組織等要素，加大跨區跨省電力直接交易，率先在區域內跨省交易中向零售側放開市場。

二是構建多元交易主體的跨區跨省市場。隨著零售側向省間市場開放，逐步形成售電公司、發電企業、電網企業（如營銷部門代理）等多交易主體的跨區跨省市場。

三是服務優化電力營商環境。按照國家新型產業發展目錄，鼓勵向軍民融合、新能源汽車充電設施和清潔供暖項目，以及提供合同能源管理、綜合能源等增值服務的零售側（電力用戶）放開省間市場。