自電改9號文發(fā)布實施以來，電力市場化進程已勢不可擋。2023年，全國統(tǒng)一電力市場體系加快建設，電力現(xiàn)貨市場在全國范圍內(nèi)全面鋪開，綠證（電）交易謀求根本性突破。電力市場的發(fā)展趨勢是逐步建立多元電力價值體系，電力商品的電能價值、調(diào)節(jié)價值、容量價值、綠色價值“四維價值”市場體系建設將統(tǒng)籌推進，除電能量價格向用戶傳導外，調(diào)節(jié)成本、容量成本、綠色責任承擔也都要逐步向用戶傳導。在本輪電改啟動8周年到來之際，對電力市場進行不同角度的回顧與展望是非常有必要和有意義的。

電力商品的特性

決定了電力市場的特性

【資料圖】

電力市場的特殊性。電力商品具有兩個突出特性：一是不宜儲存；二是發(fā)、輸、配、用連續(xù)不間斷實時平衡。通俗地講，電是即用即取（產(chǎn)）的。眾所周知，電力商品交易其實是電力負荷曲線交易，而不是電量交易，電力交易具有連續(xù)不斷的時空交付特性，分時價格是電力這一特殊商品的重要特性。無論是中長期市場還是現(xiàn)貨市場，具有時空特性的電力曲線交易應當遵循“同電力商品同電力價格”的原則，而同地點、同時間、同電力曲線就是“同電力商品”，這個解釋可以看作是電力商品的“同質(zhì)同價”原則。當然，電力市場與其他市場一樣，目的是解決兩個問題：一是發(fā)現(xiàn)電力價格；二是實現(xiàn)電力平衡。

電力市場組成與模式。從時間維度分，電力市場包括中長期市場與現(xiàn)貨市場；從交易渠道分，包括批發(fā)市場與零售市場；從交易品種分，包括能量市場、調(diào)節(jié)市場、容量市場等；從市場性質(zhì)分，包括實物市場與金融市場。按照電力體制改革配套文件，我國電力市場模式包括集中式市場與分散式市場兩種模式。我國試點省區(qū)大都采用集中式市場模式，中長期市場為帶曲線電力交易的差價合同模式。

邊際出清價格機制。電力現(xiàn)貨市場上的邊際出清價格機制，主要包括系統(tǒng)邊際電價、分區(qū)邊際電價和節(jié)點邊際電價等具體價格形成機制。實際就是由負荷曲線對發(fā)電側出力由低到高報價，理論上也是邊際成本由低到高疊加而成平面的切割，當某一時刻負荷低或者新能源大發(fā)時，現(xiàn)貨價格就低，反之現(xiàn)貨價格相對就高。

中長期市場與現(xiàn)貨市場的關系。中長期市場與現(xiàn)貨市場是組成電力市場不可分割的兩個部分。中長期市場通過實物合同、差價合同及期貨等金融衍生品，為規(guī)避現(xiàn)貨市場的價格波動，提供了讓雙方共同承擔價格風險的方法。主要功能是鎖定收益、規(guī)避風險；或者說是具有鎖定價格、對沖風險的作用（注：對新能源發(fā)電而言，中長期合同的這一重要功能與作用卻難以實現(xiàn)）。中長期合同與原有的直購電不同，是帶曲線的電力合同而非電量合同。現(xiàn)貨市場集中競價上網(wǎng)過程中，考慮了電網(wǎng)實際的安全約束，體現(xiàn)了電力系統(tǒng)運行的物理條件，實現(xiàn)了資源優(yōu)化配置與電力系統(tǒng)的實時平衡。建設電力現(xiàn)貨市場是為了形成體現(xiàn)時間和空間特性、反映市場供需變化的電能量價格信號。我國電力市場推進過程中，先有直購電，后有現(xiàn)貨市場。現(xiàn)貨市場試運行后，反過來暴露出中長期電量市場的不適宜性，而現(xiàn)貨市場運行的必要條件是中長期電力合同帶曲線，所以產(chǎn)生了中長期市場與現(xiàn)貨市場之間的銜接問題。中長期帶曲線合同的簽訂與執(zhí)行是對電力市場的真正大考。或者說，與現(xiàn)貨市場相銜接的中長期電力市場才是主戰(zhàn)場。

大用戶直購電交易成為“歷史”。2016年以來，全國直購電交易駛入“快車道”，直購電交易電量逐年增長，占電力用戶用電量比例逐年提高，直購電交易已成為各省工業(yè)企業(yè)降成本最直接、最有效的措施之一。隨著電力市場化改革的深入推進與逐步完善，電量交易被電力交易取代，發(fā)電廠單邊大幅“降價讓利”的直購電量交易成為“歷史”。基于中長期曲線合同風險及“同質(zhì)同價”原則，帶曲線的中長期電力合同，新能源不可能有太大降幅，這從用戶視角更容易理解。

增量配電等新業(yè)態(tài)改革受阻。增量配電業(yè)務改革作為輸配分開的一種探索，在全國各地曾熱火朝天地推進試點工作，但增量配電網(wǎng)成功案例寥寥無幾。究其原因，輸配電價結構不合理是主因。2017年12月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導意見》，為各省市區(qū)制定增量配網(wǎng)配電價格機制提供了原則性的指導。事實上，電壓等級間存在嚴重的交叉補貼，省級電網(wǎng)輸配電價電壓等級間差價普遍過低，增量配電網(wǎng)改革的必要條件在大部分省區(qū)無法滿足。

分布式發(fā)電市場化交易受阻。可再生能源分布式發(fā)電市場化交易是國家推出的促進新能源就地消納的重要改革舉措，自2017年以來已連續(xù)推出多個試點項目，但真正運行的試點項目屈指可數(shù)。“過網(wǎng)費過低”是最重要的原因。通過探究過網(wǎng)費過低的原因可以發(fā)現(xiàn)，這主要是輸配電價結構不合理、低壓配電價格過低、交叉補貼未厘清導致的，在配電費無法覆蓋配電投資的情況下顯然行不通。輸配電價結構不合理、低壓配電價格太低，使得“隔墻售電”政策無法兌現(xiàn)。

新能源高占比電力市場的

現(xiàn)貨價格特性

現(xiàn)貨價格由誰決定？在傳統(tǒng)能源一統(tǒng)天下的情況下，現(xiàn)貨價格曲線與負荷曲線具有高度一致性，從某種意義上講是負荷決定價格。發(fā)電負荷報價由低到高橫向水平平鋪疊加，其報價對應的出力相對可控，負荷高時切割出的電價就高，負荷低時切割出的電價就低，現(xiàn)貨價格曲線與負荷曲線具有高度一致性。新能源高占比環(huán)境下，相比用電負荷的變化，新能源發(fā)電出力大小變化完全決定著現(xiàn)貨市場的價格與走勢。

現(xiàn)貨市場報價中的角色。火電機組充當價格策略者，新能源是搭便車者或價格接受者。在新能源高占比系統(tǒng)中，火電機組雖然占比不高，但火電機組往往是邊際機組而且容易行使市場力。

現(xiàn)貨市場限價的意義與作用。現(xiàn)貨市場價格上/下限價對出清價格有必然影響，進而明顯影響市場主體的利益。在實際操作中，現(xiàn)貨市場價格上/下限設定不得不考慮各方接受能力與意愿。如某省2020年底現(xiàn)貨價格持續(xù)全月“天花板”，現(xiàn)貨試運行被迫叫停；2022年初為儲能應用而拉大上/下限設置變化，結果用戶難以接受后又縮小限價差；這也充分說明電力市場是人為設計的市場。

現(xiàn)貨價格是“錨”。現(xiàn)貨價格與中長期價格的相互影響關系中，現(xiàn)貨價格是“錨”，所以1439號文“煤電中長期市場交易價格浮動范圍基準價±20%”的規(guī)定具有局限性，會造成電煤價格在長期高位下，上網(wǎng)電價水平難以反映煤電生產(chǎn)的真實成本。“基準價+浮動機制”需要完善，要么動態(tài)調(diào)整煤電基準價，要么放寬浮動比例，要么直接取消浮動比例限制。

電力現(xiàn)貨“地板價”與“天花板價”頻繁出現(xiàn)。新能源高占比市場下，由于新能源的發(fā)電特性，“供端”特性也被徹底改變；變化無常的供應特性，決定了變化無常的價格特性，“地板價”與“天花板價”頻繁出現(xiàn)，造成新能源高占比市場中電力現(xiàn)貨市場價格分布是獨一無二的。這種供應特性與價格特性所帶來的變化、影響及風險，是新能源高占比電力市場必須創(chuàng)新設計的因由。

凈負荷曲線呈現(xiàn)“鴨子曲線”現(xiàn)象更加明顯。受光伏日發(fā)電曲線影響，白天發(fā)電量會超過用電量，但在傍晚太陽能發(fā)電停止時，電力需求卻急劇上升，這種現(xiàn)象就是“鴨子曲線”。新能源高占比及“鴨子曲線”現(xiàn)象徹底顛覆了傳統(tǒng)峰、谷、平電價存在的基礎。

電力現(xiàn)貨價格具有季節(jié)性特征。這主要是由水火發(fā)電具有明顯的季節(jié)性特征所引起。近兩年，受煤炭供應緊張、價格高漲及迎峰度夏加之來水偏少等因素影響，某省的年度現(xiàn)貨價格呈現(xiàn)冬夏“雙峰”現(xiàn)象。

傳統(tǒng)的峰、平、谷價格特性被顛覆。新能源高占比市場下，無論是日內(nèi)現(xiàn)貨價格還是日前現(xiàn)貨均價都顛覆了傳統(tǒng)的峰、平、谷價格特性。現(xiàn)貨電價與人為劃分的峰、平、谷分時段電價不一致。由現(xiàn)貨電價替代目錄分時電價成為必然趨勢。

相關市場主體價格變化趨勢。以某省為例，煤電機組、新能源、水電結算價格分別是基準價的133%、71%、103%左右。用戶價格主要受煤電發(fā)電、電力系統(tǒng)成本、供需關系及市場化政策實施等影響，呈現(xiàn)上漲趨勢。

新能源高占比

對電力市場帶來的影響

加劇了現(xiàn)貨價格波動。新能源發(fā)電的隨機性、波動性、間歇性導致電力系統(tǒng)平衡由相對穩(wěn)定的用戶側的“單隨機”變?yōu)闃O不穩(wěn)定的發(fā)用兩側“雙隨機”，加劇了現(xiàn)貨價格波動。此外，現(xiàn)貨價格曲線與負荷曲線的一致性現(xiàn)象被改變；傳統(tǒng)的峰、谷、平電價政策的作用將受到嚴重影響和扭曲。

抬升了輔助服務價格。新能源大規(guī)模投產(chǎn)后，對系統(tǒng)提出了非常高的靈活性調(diào)節(jié)要求，快速爬坡、轉(zhuǎn)動慣量等需求大增。由于系統(tǒng)靈活性不夠或調(diào)節(jié)能力不足，使得新能源利用率降低、棄電率增加，同時抬升了輔助服務價格。

影響了系統(tǒng)可靠供應。零邊際成本的新能源高占比背景下，現(xiàn)貨出現(xiàn)低電價或負電價頻率升高，對煤電機組產(chǎn)生“擠出效應”，較低的利用小時是煤電機組的新常態(tài)，進而導致系統(tǒng)容量充裕度下降，影響系統(tǒng)的可靠供應。

市場需要重新設計。現(xiàn)行市場交易機制更多是針對常規(guī)電源特點設計的，不符合新能源出力特性，導致新能源在連續(xù)成交的電力現(xiàn)貨市場缺乏競爭力，且承擔了大部分市場運營費用。高占比新能源使得傳統(tǒng)能源為主的電力現(xiàn)貨市場模式、報價出清機制面臨適應性等調(diào)整，以更好地引導源網(wǎng)儲荷良好互動。同時，要高度重視新能源參與市場機制的研究與設計。

新能源參與現(xiàn)貨市場后收益下降。比起保障性收購政策，新能源參與現(xiàn)貨市場后收益肯定是下降的。根本原因是電力市場能夠體現(xiàn)調(diào)節(jié)（包括調(diào)峰）價值，有利于可控或可調(diào)節(jié)性電源，而新能源發(fā)電不可控、不可調(diào)節(jié)，從電能質(zhì)量上俗稱“垃圾電”。具體表現(xiàn)是新能源參與現(xiàn)貨市場面臨量、價兩個方面風險，“正現(xiàn)貨低電價，負現(xiàn)貨高電價”是常態(tài)。可以預見，電力價格市場形成及在配額考核和綠色證書交易機制下，與原本的標桿電價政策相比，新能源發(fā)電項目收益的不確定性必然會增加，但這也是市場化改革的應有之義。隨著電力市場化改革的深入推進，全面取消各類電源發(fā)電量計劃和標桿電價政策后，電源投資的不確定性都將大大增加。同樣，市場化環(huán)境中，比起原有的目錄電價，用戶的市場用電價格的變化或風險是顯而易見的。

新型電力市場發(fā)展趨勢

第一，在供給側結構調(diào)整、能源轉(zhuǎn)型以及“雙碳”背景下，如何建設適應新能源高占比的新型電力市場，是當今世界和我國電力市場演進中面臨的新趨勢和新挑戰(zhàn)。電力市場的新挑戰(zhàn)來自：新能源給新型電力系統(tǒng)與市場帶來的問題。一是電價的確不好說清楚；二是對電力市場建設存在畏難情緒。最近，《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》還在征求意見，說明電力市場建設難在各方是否真正準備好了接受電力價格的市場形成機制，以及市場機制帶來的“危與機”。當然，我們也必須認識到，市場不是萬能的，電力市場從本質(zhì)上講是一個人為設計的市場。

第二，如何破解“能源不可能三角”，方法是建設清潔低碳安全高效的能源體系。

第三，新能源高占比下，電力系統(tǒng)對靈活性或調(diào)節(jié)性，以及容量保障或可靠性的需求大增，這為儲能市場包括煤電靈活性改造及煤電轉(zhuǎn)型打開了大門。與此同時，電力市場需要重新設計。

第四，市場的歸市場。凡是市場主體，包括新能源全部參與市場是必然趨勢。同時，價格管制要慎重，特別是必須避免地方不合理的行政干預。

第五，電力市場的發(fā)展方向是多維度價值體現(xiàn)，除電能量價格向用戶傳導外，調(diào)節(jié)成本、容量成本、綠色責任承擔也都要全部向用戶傳導。經(jīng)濟性不合理的保供不可持續(xù)。

總之，我國電力市場建設，一是看著石頭過河。問題能夠看清楚，困難或難題都能夠看見，所以很多政策規(guī)則是過渡性或階段性的。二是開弓沒有回頭箭，電力現(xiàn)貨市場將在全國范圍內(nèi)全面鋪開推進。三是在統(tǒng)籌推進電力商品四維價值市場體系建設過程中，重點做好四個銜接：中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接、電能量市場與輔助服務市場的銜接、省內(nèi)或區(qū)域內(nèi)市場與省間市場的銜接、綠證（電）市場與配額制及碳市場的銜接。四是研究或探索電力期貨市場。需要補充說明的一點，對每個市場主體而言，他們的關注點是電力市場的價格形成機制能否確保其投資回收。首先，投資能否回收需要一個有效的市場；其次，技術進步及成本也是至關重要的；一些新技術、新應用可能需要政策扶持；技術相對先進、成本又有優(yōu)勢的新技術一定會在廣闊的應用市場中脫穎而出。

下一步，市場建設將面臨以下五個重點任務：

重點任務一：完善電能市場，繼續(xù)做好中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接。站在市場主體角度上看，政策爭取與解讀、市場分析與研判、交易策略制定與實施、復盤分析與總結是電力交易工作的四個重要環(huán)節(jié)。與此同時，電價走勢是市場研判的核心；倉位控制、風險防范是電力交易的重心；提高收益是電力交易的目標。所以，不能硬性規(guī)定中長期簽約比例。強制要求中長期簽約比例是對電力中長期合同“壓艙石”作用的曲解。中長期簽約比例本質(zhì)就是中長期“倉位”控制問題。而中長期“倉位”控制應遵循一個基本邏輯：通過對現(xiàn)貨價格走勢預判，超前并動態(tài)做好中長期電量“加倉”和“減倉”，以降低風險，增加收益。

重點任務二：完善電能市場，探索新能源參與市場模式。首先，對新能源而言，關鍵和難點之一是如何真正全面體現(xiàn)“能量+綠色”兩個方面價值。其次，新能源參與市場模式有兩種選擇：一是PPA投資形式，二是“現(xiàn)貨直銷”模式。新能源去補貼、綠色消費責任目標、市場化消納新能源，以及考慮新能源發(fā)電特性的市場機制設計，是歐洲近年來興起PPA的背景和方向。但其本質(zhì)都是新能源相對固定電價上網(wǎng)，確保新能源項目的投資預期可控。

重點任務三：輔助服務市場，體現(xiàn)靈活性調(diào)節(jié)價值。首先，現(xiàn)貨市場可以替代調(diào)峰市場。平衡（如調(diào)峰）能夠找著服務或受益對象，調(diào)節(jié)（如調(diào)頻）找不著受益對象。第二，完善輔助服務價格機制，通過輔助服務市場與電能量市場聯(lián)合出清等方式體現(xiàn)機組的機會成本。第三，開展新型輔助服務市場設計，包括調(diào)頻、備用、快速爬坡、轉(zhuǎn)動慣量等，合理分攤疏導系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本。第四，新能源高占比抬升了輔助服務價格，增加了系統(tǒng)成本。但是，輔助服務是電力系統(tǒng)的公共物品，其與調(diào)峰不同，不存在“誰受益，誰負擔”的問題。所以，系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本分攤必須向用戶側有效疏導。要盡快完善電力輔助服務市場機制，建立更為有效的系統(tǒng)成本疏導機制，合理確定輔助服務費用在發(fā)電側和用電側的分攤比例，支撐新型電力系統(tǒng)建設。

重點任務四：容量市場，反映或體現(xiàn)容量價值。新型電力系統(tǒng)下，煤電功能定位發(fā)生變化，更多地參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，利用小時數(shù)呈現(xiàn)顯著下降趨勢，煤電企業(yè)原有通過基數(shù)電量和標桿電價實現(xiàn)發(fā)電容量成本回收的機制已發(fā)生根本變化。“雙碳”背景下，煤電將向基礎保障性機組轉(zhuǎn)型，有利于實現(xiàn)煤電與可再生能源發(fā)電的協(xié)調(diào)發(fā)展。構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，煤電在為系統(tǒng)提供靈活性與可靠性方面具有不可替代的作用。隨著可再生能源的迅猛發(fā)展，提高電力系統(tǒng)可再生能源的消納能力，保障電網(wǎng)的可靠運行，成為世界性的重大課題。總之，容量市場的意義在于補償機組在能量市場中的收入損失，確保機組長期投資的成本回收。容量市場需求是為了滿足可靠性管理的需要。各地可根據(jù)實際需要，分輕重緩急，對稀缺定價機制、戰(zhàn)略備用機制、容量成本補償機制、容量市場機制進行必要的探索。需要提醒的是，隨著全國統(tǒng)一市場的建設，在更大范圍的市場資源配置中，建設以省為界的容量市場要慎重。

重點任務五：推進綠證（電）市場，體現(xiàn)新能源的綠色價值。能源轉(zhuǎn)型是必然趨勢。新能源逐步成為電力電量主體，是新型電力系統(tǒng)較傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的最重要改變。當前面臨綠色價值難以體現(xiàn)的問題，在新能源高占比的地區(qū)，新能源參與電力市場后的價格普遍走低。目前的可再生能源消納責任考核制度只對省級行政區(qū)域進行考核，沒有體現(xiàn)售電公司、電力用戶等個體消納綠色電力的責任。在自愿購買機制下，綠證、綠電市場成交規(guī)模較低。另外，當前綠電市場限于中長期交易，在與其他交易品種的定價、出清及執(zhí)行銜接方面存在一定矛盾，加上全國性的環(huán)境市場仍未健全，綠電市場對于新能源的環(huán)境效益效果仍難體現(xiàn)。建議完善綠證（電）市場交易，建立新能源“綠證（電）交易+強制配額”制度，促進清潔低碳發(fā)展，體現(xiàn)綠色環(huán)境價值。關鍵是，一要落實配額制，即消納責任權重；二要綠證（電）市場與碳市場聯(lián)動。這樣才能實現(xiàn)國內(nèi)、國際市場的銜接。

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