自电力改革“中发9号文”发布以来，我国深化电力体制改革各项工作全面推进，尤其是在核定独立输配电价、有序放开发用电计划、煤电上网电价市场化改革和电力市场机制建设等方面，国家和地方共同推进，电力交易规模不断扩大，交易主体数量逐年增加，市场价格在一定程度上反映了市场供需变化；电力中长期交易市场、电力现货交易市场和电力辅助服务交易市场蓬勃兴起，电力现货市场机制促进新能源消纳、发现价格的功能初步展现，电力市场优化配置资源的作用逐步显现，电力市场化改革取得了长足进展。

然而，面对“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统，全球能源危机和经济增长不确定性以及气候异常、极端天气频发的新形势、新要求，亟需按照党中央、国务院的战略部署，重新系统、全面地审视和思考我国电力市场体系建设面临的外部条件和内部问题，厘清在保障电力供应安全和能源低碳转型中，市场能发挥什么作用、市场机制有效的前提条件和政府如何有为和无为等关键问题，优化电力市场体系结构和市场体系建设路径，科学利用政府规制措施弥补市场失灵和保障微观经济有序运行的作用，构建经济、开放、公允、高效的能源市场体系，探索出一条符合我国国情的电力市场建设之路。

全国电力市场体系建设面临的形势与挑战

我国电力市场体系建设面临以下形势与挑战：

一是以新能源为主体的新型电力系统的建设面临系统灵活性资源稀缺问题。“双碳”目标的落实，势必推动新能源的快速发展，并引发一系列新的挑战，近年来，国内许多省份由于可再生能源大规模并网，电力系统调峰能力不足、弃风弃光的问题已经逐渐凸显；随着可再生能源的进一步发展，系统调峰容量、备用容量乃至爬坡容量等灵活性电力资源和转动惯量不足的问题将更加普遍和突出。当前，在我国风电装机占比较高的北方地区，夜间风电大发，而冬季热电联产的火电机组还需要发电保证供热，加之水电处于枯水期，风、水、热“三碰头”使系统调峰问题严重。而且不仅仅是调峰数量问题，还有调峰速率问题。在我国电力现货市场试点省份中，光伏发电规模较大的山西省和山东省，也同样存在系统调峰问题，导致在光伏大发时段的电力现货市场价格出现零电价，这从一个方面揭示了现有市场机制的不系统、不协调和不适应。类似的情况在国外已有先例，在光伏发电占比高的美国加州电力系统中，在早上太阳升起和傍晚太阳落山的时刻，分别出现系统净负荷快速下降和攀升的情景，需要灵活性电源在这两个时段分别快速减少出力和增加出力，来保障电力系统的发用电功率实时平衡和电网安全稳定运行，这也就是所谓的“爬坡”（调峰速率）问题。鉴于加州电力系统内部的灵活性爬坡容量资源不足，需要通过市场手段发挥互联大电网的优势，加州电力市场建立了不平衡能量市场机制，将与加州电网互联的相邻州电网中爬坡资源纳入其市场范围，主要在太阳升起和落山两段时间内参与加州电力市场交易，帮助加州电力系统实现实时电力平衡。尽管我国尚未大范围出现爬坡容量不足的问题，但随着光伏发电规模的快速增大和火电占比的相对减少，也将面临一个省级电网和省域电力市场灵活性资源不足、无法独自解决的爬坡问题。

二是全球能源危机、气候异常和极端天气频发将使电力市场面临供应严重短缺、电价攀升和供电可靠性不足的风险。2015年以来，欧洲不断提升清洁能源的比例、降低传统能源在能源消耗结构中的占比。2021年欧洲出现了“缺风少水”的异常情况，可再生能源发电不达预期，电力供应高度依赖天然气，致使天然气和电力供应紧缺、价格暴涨。而生活电气化和极端天气频发，使居民生活更加依赖可靠的电力供应，同时，经济增长乏力使企业生产难以承受高昂的用电成本。这一事件使全球经济发达国家和地区普遍开始更加关注电力供应安全。目前，我国正在深化燃煤发电上网电价改革，燃煤上网电量将全部进入市场、由市场定价。这项电力市场化改革，一方面有效地促进了电力市场建设，进一步发挥市场优化配置资源的作用，使煤电价格反映电力市场供需及其变化；另一方面，也面临在市场机制下如何保障长期电力供应安全、短期电力市场价格公允和电力系统安全稳定运行的挑战。同时，由于未来可再生能源发电装机容量高占比，各地区电力需求增长、可再生能源发电出力和发电燃料价格都有较大的不确定性，将导致各省普遍面临不同程度的电力平衡问题，“西电东送”和“南电北送”的送、受两端电力系统的电力平衡矛盾凸显，需要重新审视和优化现有的电力市场体系结构和市场交易机制，充分发挥市场机制发现价格、优化配置资源的功能和政府规制弥补市场失灵、保障微观经济有序运行的作用，构建经济、开放、公允、高效的能源市场体系。

三是市场机制的不系统和政策的不配套，可能导致发电容量充裕性不足的问题。在可再生能源激励政策下，可再生能源发电高占比的电力现货市场，多时段、频繁出现零电价甚至负电价，市场化电源在电能量批发市场的收益持续下降，难以保障投资成本回收，可能导致发电容量充裕性不足的问题。随着可再生能源渗透率的不断提高，稀缺的价格机制和容量市场机制也不足以激励全收益市场化电源投资。目前，“1439号文”扩大了市场交易电价上下浮动范围，电力现货价格不受上下浮动范围的限制，有效缓解了电力供应紧张的问题。但现货市场真正进入“实战期”后，也将面临新的问题，如电力现货价格究竟在哪个区间浮动合适？是否会有市场主体操纵市场的行为？如果取消工商业用户消费电价，工商业用户如何进入市场？2021年12月上旬的中央经济工作会议提出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基础上。目前，距离2060年实现碳中和还有近40年时间，而燃煤发电设备的经济寿命期是20年，政策制定者需要通过怎样的机制引导建设保障能源安全所需要的火电容量？大水电、抽水蓄能目前没有实现规划的装机容量，又应该通过怎样的市场机制来引导实现？以上问题都是市场运行和建设中亟待解决的问题。

因此，新形势下我国电力市场体系建设亟待解决的问题可以归结为：一是如何保障灵活性电力资源供应的充裕性和经济性，主要是如何激励灵活性资源的投资与提供、如何实现灵活性资源在更大范围优化配置；二是如何保障电力供应安全，主要是如何激励可靠电源投资以保障发电容量的充裕性，如何重构电力市场体系结构和以电力市场为核心的能源市场体系，用规范的市场机制协调电力送、受两端系统的电力平衡和经济利益，促进中长期发电燃料市场与中长期电力市场的协同发展，以实现上下游市场交易对冲风险、保障电力可靠供应和避免用电价格超预期大幅增长；三是如何在保障有效发电容量成本回收的同时，进行市场力管控；四是如何实现全部工商业用户进入市场，这个问题不仅涉及不同计量条件下的解决方案问题，还涉及市场风险管控。

建立区域电力平衡市场前景可期

灵活性电力资源的合理调用范围是一个极其复杂的技术经济问题。如何保障灵活性电力资源供应的充裕性和经济性？从我国现有电力市场对灵活性电力资源的激励机制来看，主要有调峰市场和辅助服务补偿机制，以及电力现货市场。为了激励火电机组深度调峰和灵活性改造以促进可再生能源消纳，大多数省份建立了调峰市场，只有山西省和山东省实现了以现货市场机制解决调峰问题。我国的调峰市场实质上是一种对深度调峰机组的补偿机制，补偿费用标准由市场化方式形成，但如果把调峰问题放到省域电力现货市场中，就融入了所有省内统调机组的机组组合和经济调度问题中，调峰成本会降低，山西现货市场运行结果已经初步证实了这一点。可再生能源高占比的省份，本省调峰能力不够，还有赖于区域省间调峰市场来帮助实现电力平衡。理论上，如果把各省调峰问题放到区域电力现货市场中统筹解决，区域内各省共享调峰资源，调峰成本将会更低。因此，建立区域性电力现货市场，应该是我国下一阶段电力现货市场建设的目标取向，也是我国电力市场可持续发展、建立统一电力市场体系的中间环节。从省域电力市场融合的现实可能性出发，区域性电力市场建设宜从区域电力平衡市场起步。

区域电力平衡市场是基于日前电能量市场出清基础上，区域内电源出力上、下调整能力和需求侧净负荷上、下调整能力的日内/实时平衡市场，包括和电能量日内/实时平衡市场和不同技术标准（爬坡速率）的备用容量市场等构成。在没有建立区域日前电能量市场的情况下，可以在日前至调度执行前15分钟的时间内连续开展交易。各省电力调控机构在日前、日内和实时市场阶段，根据本省电力平衡需要，适时适量购买。区域电力平衡市场的建立，将有效提高区域内各省调峰和可再生能源消纳的能力，同时有效降低各省调峰和备用等保障电力平衡的成本，从而提高区域调峰和可再生能源消纳的经济性。自2006年原国家电监会颁布《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号），各区域在此基础上制定“两个细则”，在有效规范发电厂并网运行管理的同时，建立了电力辅助服务公平调用与成本补偿机制。2021年底，国家能源局根据电力系统的结构变化、电力市场化改革的新要求，对这两个文件进行了修订。据此，目前全国除西藏外，6个区域电网和30个省级电网均已启动电力辅助服务市场，为电网安全稳定运行和可再生能源消纳起到了重要的保障和支撑作用。但由于调峰、调频和旋转备用是短期资源优化问题，其市场交易的机会成本是以电能量现货市场价格为参考，在没有建立电力现货市场的情况下，调峰市场和辅助服务市场主要的作用只是实现公平调用、定价和互补，但要提高调峰和辅助服务市场的效率，降低和传导电力灵活性资源成本，则有待随着电力现货市场的正常开展，将调峰问题纳入电力现货市场机制中解决，同时建立和完善与电力现货市场价格机制配套的辅助服务市场。随着光伏发电规模的不断增长，“爬坡”问题也会逐渐显现，光伏发电高占比省份也无法独自解决。因此，在第二批省域电力现货市场试点已经启动的情况下，亟待建立区域统一的电力现货市场或统一的区域电力平衡市场。在两、三个区域电力现货市场正常运行后，适时开展区域电力现货市场联合出清，形成实质性的全国统一电力市场，这不失为我国电力市场体系建设的一条优化路径。

欧洲和北美的电力体制差别很大，其中各国电力市场化改革的进程也参差不齐，但也都是通过建立跨州/跨国的区域性电力现货市场和辅助服务市场，来实现资源优化配置，促进可再生能源消纳和低碳发展。欧洲是以建设统一电力市场为目标，选择的实现路径是：国家电力现货市场和辅助服务市场—跨国区域统一的日前和日内现货市场—多区域联合出清的欧洲统一日前和日内现货市场，目前正在建设欧洲统一电力平衡市场。欧洲电力平衡市场包括实时平衡电能量交易和辅助服务交易，原先是各国的电力调度机构在本国内运营，近年来欧盟已规划建立一个统一的平台，这个平台是各国市场主体把实时辅助服务和电力平衡资源（即灵活性资源）都放在这个平台上，供各国的调度机构根据自身实时平衡的需要去购买。前述提及美国加州的可再生能源中分布式光伏占比高，在国际上最先出现净负荷“鸭子曲线”，这个问题仅依靠加州电力系统内的电源无法解决。加州的机组有燃煤机组、燃气机组、核电机组和水电，核电无法快速地调整机组出力，水电和煤电机组调整出力也是有限度的，这些传统电源调节出力的速度，无法跟随光伏发电出力的变化。但加州所在的西部电网还没有建立区域电力市场，无法采用美国PJM区域电力市场的“日前市场+实时市场+辅助服务市场”的机制来利用西部电网内的灵活性电力资源，帮助加州电源“爬坡”。为了利用市场机制，激励相邻州与加州联网的电力系统提供“爬坡”资源，帮助加州电力系统实现电力平衡，加州电力市场设立了一个“能量不平衡市场”，实际上是一个区域性实时平衡市场，把加州周边电力公司的灵活性电力资源都纳入进来，当加州本地上午太阳能发电快速增长，周边的电力公司就以低价从加州市场买入光伏发电电量，到傍晚太阳落山的时候，周边电力公司都增加发电出力，以高价向加州电力市场卖电，帮助加州电网平衡。显然，可再生能源高占比的加州电力系统无法独自实现电力平衡，以加州为核心的区域电力现货市场是其发展的经济选择。

我国的电力市场建设的内外部条件与欧美不同，不能直接照搬北美或欧洲的市场模式，但国际上电力市场建设的路径具有共性，经验和教训是值得我们借鉴的，那就是大国大电网要实现全国统一电力市场难以一蹴而就，先行建设区域电力现货市场或电力平衡市场，是合理选择。目前，对于我国可再生能源高占比市场的省份而言，即使建立了现货市场也很难独自实现电力平衡。笔者建议，如果在短时间内不能建立区域电力现货市场，就应尽快建立区域电力平衡市场。

当然，还需要考虑一些细节问题，如调峰问题到底通过什么市场机制解决更经济？是否要不惜代价地保证可再生能源的弃风率不超过5%？笔者认为，需要根据各地实际情况而论。例如可再生能源占比高的省份，弃风率应该可以允许高于5%；有时弃一些风电，系统运行整体上更经济，也能为电力规划投资和电源结构优化提供正确的信号。市场机制的作用是经济配置资源，而不是强行消纳资源。经济配置资源的机制，对用户才是公平的，才能促进经济健康发展，才可持续。

保证电力供应安全需要政府与市场共同发力

如何保障电力供应安全，首先要厘清电力市场机制能解决什么问题、不能解决什么问题。电力现货市场及其短期边际成本定价机制，可以实现短期电力资源优化配置，使短期发电成本最小化；激励市场主体提供灵活性电力资源，促进发用电实时平衡和可再生能源消纳；为电力辅助服务市场提供价格参考信号，激活灵活性电力资源（火电灵活性改造、储能系统、需求侧响应、虚拟电厂等）的投资和提供；为中长期市场提供参考价格，引导电力规划投资，促进电源结构和电网结构优化等。中长期合同可用于对冲现货市场价格波动风险，中长期交易价格参考现货市场价格；可再生能源高占比电力市场的现货价格走低，相应的中长期市场价格也必然趋势相同。但是，现货市场价格并不是电源投资决策的唯一评价指标，电力建设周期长，保障电力供应安全不能仅仅依靠现货市场机制。

欧洲的电力期货市场上，合同期较长的为3～5年。实施能源低碳转型战略和可再生能源支持政策后，近年来欧洲的电能量批发市场价格下降，几乎没有新投运的市场化装机容量。英国电力市场化改革初期的电力差价合同期和电煤合同期相匹配，长达数年甚至10年；2021年英国已出现15年的容量市场合同。巴西在经历上世纪90年代电力市场危机之后，实行政府规划电力项目上网电价招标制，合同期为20年或30年。2021年底以来，欧洲能源危机、价格飙升，居民家庭面临付不起电费、企业也面临生产成本高涨的挑战，美国电力市场价格也随之大幅度攀升。欧洲五大经济体德国、英国、法国、意大利和西班牙的政府分别提出了援助政策和有时限的减税方案，以帮助电力用户应对电费大幅上涨带来的压力。发电燃料价格暴涨，已成为危及电力供应安全的一个主要因素。电力供应安全问题已经成为世界各国电力市场面临的新难题和各国政府关注的新问题。

当前我国电力现货市场有日前和实时市场，电力中长期合同期长至一年，短则一个月甚至几天。火电、核电、大水电经济寿命期是20～40年，在可再生能源高占比的电力系统中，火电、大水电、核电等企业的投资成本如何保证回收？发电燃料成本如何控制？从国内外电力市场发展的经验和教训来看，无论是电力市场正常运行，还是电力长期供应安全，都需要政府制定能源发展战略规划及支持规划实现的有效政策，例如建立长效的发电容量成本回收机制，对国家规划的大型电力项目不能在市场回收的成本提供政策支持；同时，还需要统筹电力上下游市场协同建设，合理、有效地规制燃煤、燃气和电力市场等。

一些人认为，这些问题都可以通过市场机制解决。但市场并不是万能的，市场和政策两者应该如何有效结合和合理划界？针对电力供应的安全问题，看似可以通过签订中长期合同解决，但在2021年的年度合同执行中，就遇到煤价大幅上涨，而发电企业签订的电煤合同并没有和电力合同量价对应，导致年度合同要重新签订，电力中长期市场的功能没有真正发挥作用，最后还是靠政府干预来保证电煤和电力供应。这里面有中长期合同设计不合理、市场主体风险管控意识和能力不足的问题，但更主要的是电煤市场价格规制与电力市场价格规制不协调的问题。可见，电力中长期市场也不能完全解决电力安全供应问题。在全球能源低碳发展、可再生能源发电占比不断提高的形势下，发电燃料市场价格涨跌的不确定性越来越大，单纯依靠市场机制，煤炭企业和电力企业很难签订远期合同，是否需要借助政府职能来规划和协调？除了燃料价格之外还有发电容量成本回收的问题。可再生能源高占比的电力系统如何保证发电容量的充裕性？一方面要保证存量的电源投资成本的回收，另一方面要引导新电源投资。如果仅仅采取美国得州和欧洲的稀缺价格机制，或者美国PJM的容量市场机制，并不一定能够有效解决这一问题。欧洲近年来的电源投资，大多数是要靠非市场化方式保障容量成本回收。美国PJM的容量市场是在可再生能源占比不高的情况下建立的，合同期最长为4年。随着可再生能源占比的不断提高，容量市场需求和价格走势将如何？这些不确定因素必然影响电源投资决策，致使容量市场机制难以保障以新能源为主体的新型电力系统的发电容量充裕性。因此，美国PJM的容量市场也在探索如何改进其容量市场。

还有关于市场力管控的问题，目前国内现货市场试点省份，大部分都参考美国PJM的市场力管控机制。但我国电力市场环境与美国PJM市场的环境有很大差异，PJM市场有容量市场，而且其市场主体主要是各州内发输配售一体化的电力公司。如果没有容量市场，在可再生能源发电高占比的情况下，火电机组一年能发多少电量很难预测，火电容量成本平摊到每度电的成本也就难以预测，如何合理确定火电报价上限？显然，我国照搬美国的PJM的市场力管控机制和容量市场机制也不适合。

另外，关于工商业用户全部进入市场，目前面临的问题是很多工商业用户不具备分时计量的条件。这些用户进入市场以后怎么结算？这方面欧洲有实践经验可以借鉴。但如果现货市场不能连续正常运行，就无法由中长期市场交易形成分时电价，那么如何引导用户削峰填谷？因为发电和用电的偏差电量结算价格都以没有随时间变化的现货市场价格作为参考价格，所以中长期交易也没有分时定价的参考信号，不能分时定价，中长期交易约定曲线就没有意义；售电公司也无法针对中小工商业用户的负荷特性和用电偏好，制定多种套餐以激励用户合理用电、削峰填谷。此外，发电商和售电商和大用户怎么进行风险管控，是否具有风险管控的能力，是否承担交易引发的巨额经济风险？这些问题不是仅依靠市场机制本身就能够解决的，要在加快建设和完善市场机制的同时，提高政府规制效率，遵守市场经济的契约制度，需要市场和政府合力解决。

综上，在新形势下，保障电力供应安全需要有为政府和有效市场的协同。保障长期电力供应安全需要依靠政府的作为，政府通过制定和滚动调整长期电力规划引导电力投资，可借助电力项目长期合同招标制、容量成本补偿机制等促进规划项目落实和保障发电容量充裕性；协同、有效地规制发电燃料市场和电力市场，助力电力上下游市场交易对冲价格风险机制形成，避免电力价格暴涨；制定清晰的全国统一电力市场实现路径图，配合区域经济一体化发展战略，推动区域电力市场建设，促进短期电力资源优化配置，提高新能源电力系统的可靠性和经济性。实现短期电力资源优化配置主要依靠市场机制，以及在发生极端事件或市场供需失衡情况下政府的有效干预。