适应能源转型的电力市场建设 更需注重“有效市场”与“有为政府”的结合

4月10日，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布。

《意见》给出了“立足内需，畅通循环；立破并举，完善制度；有效市场，有为政府；系统协同，稳妥推进”的32字方针，并提出，建设全国统一的能源市场。在有效保障能源安全供应的前提下，结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设。在统筹规划、优化布局基础上，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局。推动油气管网设施互联互通并向各类市场主体公平开放。稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。进一步发挥全国煤炭交易中心作用，推动完善全国统一的煤炭交易市场。

（来源：微信公众号“能研慧道”作者：张粒子 系华北电力大学教授、博士生导师）

电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，“双碳”目标的确立，给予电力市场建设更深层次的历史使命。

“以我国14亿人口和现阶段所处的经济社会发展阶段来看，实现‘双碳’目标，不能够去简单照搬别国的发展模式，于我国的电力市场建设而言也是同样的道理。”日前，华北电力大学教授、博士生导师，现代电力研究院院长，中国电机工程学会能源系统专委会副主任委员兼秘书长张粒子教授在接受“能研慧道”专访时表示。

“从世界范围来看，电力市场建设起步较早的国家，也是当前可再生能源发展最快的国家。这些国家、市场所面临的问题，与我国当前可再生能源发展所面临的问题是共性的，解决方案也将是趋同的。在未来，以确保能源安全和长期稳定供应为前提的全国统一电力市场建设过程中，更需要将市场机制与国家能源发展战略、电力发展规划融会贯通，并与上游燃料市场和下游碳市场、绿证市场等多个市场协同推进，以此，更好地服务于‘双碳’目标的实现。”

当前，世界各国能源转型方兴未艾，从国际经验来看，可再生能源占比较高的电力市场都面临着哪些共性问题？

张粒子：从全球范围来看，无论是欧美国家还是我国，能源结构的清洁化、低碳化转型，都成为实现碳中和目标的主要发力点。为了鼓励清洁能源发展，世界各国基本都采用了“激励+市场”模式推动可再生能源利用的规模化。但这一定程度拉低了电能量市场价格，使保障电网安全稳定运行和可靠供电的传统电源，面临严重亏损和退出市场的风险。同时，在可再生能源发电量不及预期的情况下，火电企业又会面临发电燃料市场价格大幅度上涨的挑战，危及电力供应安全。也就是说，可再生能源占比较高的电力市场往往都面临着电源投资成本回收困难和燃料成本上涨的风险。

从目前世界各国实施的主要激励措施来看，既包括经济政策激励，也包括配额制下市场机制激励，比如通过征收可再生能源附加作为扶植可再生能源发展的专项基金，并通过差价合约和固定电价等价格政策，为处于起步阶段的新能源产业提供更多的政策保障和资金支持；再比如通过可再生能源配额制带来的绿证交易收益反哺新能源发展。

从市场维度来看，可再生能源占比较高的国家或地区都已建立了电力现货市场——可再生能源通过发挥边际成本低的优势，在市场中被充分消纳。但从目前全球多个现货市场运行现状来看，现货市场的价格也在多时段频繁出现零电价甚至负电价。同样，我国的8个现货试点地区也已经相继出现了零电价，即使没有出现零电价的地区，现货市场的平均价格水平也相对较低。

无论是从国际经验来看，还是当前我国市场交易电价的直观表现，全部上网电量参与现货市场交易的电源，在电力批发市场中的收益是在持续的下降的，进而，难以通过市场获得的收益保证投资成本的回收。这也是由于现货市场以发电边际成本定价，而期货和远期市场则锚定现货市场价格。因此，为了保证电力系统的稳定运行和能源的长期稳定供应，欧洲电力市场和美国得州电力市场都采取了稀缺价格机制，激励尖峰时段的能源供应，促进发电投资成本的回收；而美国的PJM市场则通过建立容量市场机制来激励市场化电源的投资。但事实上，这些机制并不能保障长期电力供应安全。

此外，从去年底开始，波及世界的一次能源价格上涨事件中，美国德州电力市场对稀缺电价采取了一定程度上的政府规制措施，将市场价格上限从9000美元/兆瓦时降到5000美元/兆瓦时，来限制电价的过度上扬；欧洲一些国家则通过对电力用户减免税收或资金补贴等方式，减少电价高涨给用户带来的压力。同时，即使对稀缺电价不设上限，稀缺价格信号对于缓解发电企业收益不确定性方面仍有不足，一方面，企业很难对为期十几年、甚至二十几年投资回收期内的价格波动进行准确预测，进而影响投资决策；另一方面，在供不应求时段，价格信号虽然可以促进供需平衡，但却无法使监管者有效甄别和管控市场操纵行为。

由此可见，在当前的能源科技所处发展阶段、系统运行形态演变和市场机制建设、电价机制改革情境下，可再生能源的大规模并网，为电力系统运行和市场机制建设带来了前所未有的挑战；同时，因为电力是二次能源，在一定程度上也受制于上游燃料市场的波动。这些现象，在我国也或多或少被验证。

总体来说，新形势下电力市场体系建设面临的挑战可以概括为，一是如何保证灵活性电力资源供应的充裕性；二是如何保障电力供应的安全，这里既包括如何激励可靠电源投资，确保发电容量的充裕性，同时还包括如何保证现有容量的成本回收，不至于退出市场；三是如何促进中长期发电燃料市场与中长期电力市场的协同发展，实现上下游市场交易的风险对冲。

目前，业内对于电力市场在斡旋经济、绿色和安全“不可能三角”中的作用寄予厚望。在您看来，电力市场在实现“双碳”目标过程中的功能、定位和边界在哪里？

张粒子：事实上，对于电力市场的功能、定位的认知，业内一直都存在不同程度的偏颇。有的观点认为，当电力供不应求时，没有环境、也没有必要搞市场；有的观点则认为，市场可以解决发展过程中遇到的所有问题。在我看来，这两种想法都比较极端——完全仰仗于市场，或完全依赖于计划管理体制，都不能很好地解决当前可再生能源高占比电力系统运行和发展中遇到的种种问题。若要使电力市场在实现“双碳”目标过程中充分发挥自身作用，首先应该厘清电力市场机制能解决什么问题，不能解决什么问题，由此才能更充分地发挥电力市场在“双碳”进程中应有的作用。

从电力市场的构成来看，电力市场机制主要包括电力现货市场、辅助服务市场、中长期电力合同市场及电力差价合同等金融衍生品市场（国内也统称为中长期市场）、容量市场、金融（物理）输电权市场，以及绿证市场，还涉及碳市场，这些市场机制构成了电力市场的四梁八柱。其中，金融（物理）输电权是对冲阻塞风险，为市场交易者管理价格波动风险而设立的金融工具，物理输电权是用于跨省市场交易的输电容量获取；绿证市场主要确保可再生能源的收益，碳市场则主要通过市场价格信号对火电等控排企业进行转型引导。因此，在可再生能源高占比的电力市场中，与保证电力供应安全密切相关的市场机制，主要是由电力现货市场、辅助服务市场、中长期市场和容量市场四部分组成，这四个市场机制又有着截然不同的特点和功能定位。

电力现货市场最大的特点，就是按照短期边际成本定价，价格随着市场的供需波动。可再生能源高占比电力市场的供需随时间变化的不确定性很大，现货市场价格会随时间大幅度波动。因此，现货市场对于实现短期的电力资源优化配置起到决定性作用，能够激励市场主体（包括发电侧、用户侧和新兴市场主体）提供灵活性的电力资源，促进可再生能源消纳和发用电的实时平衡、最小化短期发电成本和化石能源的消耗；同时，还为辅助服务市场提供价格信号——当电力现货市场和辅助服务市场共同运转，能有效促进能源电力新业态的发展，同时，也能进一步促进集中式和分散式新能源的发展。

中长期市场有提前锁定收益，对冲市场价格波动风险的功能，但值得注意的是，如果对现货价格预测不准，或合同设计的不合理、交易不当，中长期合同不仅不能对冲风险，还会带来一定的反作用。因此，在市场的实际运行中，不仅需要交易主体制定、应用科学合理的交易策略，还需要政府主导，加强上游燃料市场和电力市场中长期交易的规范和规制，促进煤炭市场与电力市场的协同发展。此外，如果现货市场采用节点边际电价定价，就需要同时建立金融输电权市场，为市场主体提供对冲输电阻塞风险的金融工具。同时，在为需求响应和电源结构优化提供经济信号方面，现货市场价格并不是投资决策的唯一考量，还需要辅助服务市场、发电容量成本回收机制或容量市场协同。

无论是从市场自身的特点来看，还是其功能界定，要保障长期电力供应安全，还需要建立容量市场和电-煤市场协同机制。对于投资回收期长的电源，在“双碳”目标和新型电力系统建设背景下，完全依靠5年内的中短期容量市场仍面临较大的投资风险，因此近几年在英国，也出现了为期15年的容量市场合同。需要特别要强调的是，水电等可再生能源发电是典型“靠天吃饭”的机组类型，要保障电力供应安全，至少20年内我国还要依赖煤电和天然气发电。因此，要发展和完善电力市场，必须同时规范和完善煤炭和天然气市场，电力市场价格机制要与发电燃料市场价格机制协同。

在全新的历史阶段中，我国的电力市场机制应该如何构建，才能更好地促进新型电力系统建设和“双碳”目标实现？

张粒子：在经历了“保供”事件和新一轮全球能源危机后，业内对于完善现代能源治理体系和新型电力系统建设有了一定的共识——一方面，市场价格应以反映供电成本和市场供需为前提，由此保障电力行业的高质量、可持续发展，进而保障电力系统安全稳定运行和供电可靠性；另一方面，电价高涨超过电力用户可承受用电成本，也会影响经济社会发展的整体进程。基于电力作为二次能源，与上下游产业紧密结合的特性，在协调能源、电力、经济发展和环境目标过程中，更需注重有为政府和有效市场的结合，电力市场价格上限要与发电燃料市场价格上限规制协同。

首先，从政府发挥的作用来看，首要确保长期电力规划制定的刚性和严肃性，并建立滚动优化调整机制。特别是在当前全球政治、经济处于动荡的变局中，更应注重规划与市场的并重关系。由于市场主体独立且逐利，如果单纯从短期利益去考虑投资，国家的能源安全和长期电力供应安全将无从谈起；同时，能源电力的项目投资建设期较长，因此国家、政府层面需要制定和滚动调整长期的电力规划，并在必要时通过项目招投标制度落实规划电源项目。

在未来的市场建设过程中，北京、广州交易中心作为政府规划电源项目招投标工作的组织方，需要提前3-5年组织开展跨省跨区消纳的大水电等项目的投资招标及长期合同拍卖工作；省级电力交易中心则负责组织省内消纳电源项目的招投标，并组织项目业主与电力购买方签订5年，甚至长达20-30年的长期购电合同，以此确保电源投资的持续性和电力供应的稳定性。

其次，是要建立电源容量补偿机制。正如前所述，单纯依靠现货交易、中长期交易都不能保证固定成本高的电源进行投资成本的回收；当前容量市场机制还尚不成熟，在国际上并没有普遍采用。同时，考虑到我国当前经济社会发展所处阶段、市场建设阶段，以及对能源电力的需求增长等多重因素，实施容量补偿机制，不仅有利于我国实现从计划到市场的平稳过渡，同时还能够保证电力市场长期稳定运行，实现在市场化机制下推动可再生能源更大规模消纳和相关经济发展目标的实现。

需要明确的是，容量补偿机制要基于长期的边际成本来制定容量电价水平，同时，容量补偿机制要按充裕容量来付费。比如，煤电机组、核电机组，具有不同调节能力的水电机组，以及可再生能源发电机组，在市场需要时，并不能按其装机容量发电的能力收费；而且系统峰值负荷下的供需状况又反映出发电容量过度充裕或欠充裕。如果都按照装机容量付费，对不同类型电源是不合理的，对用户来讲也是不公平的。因此，充裕容量的核定既要反映发电的特性，也要反映市场的供需，也就是用户只为机组真正能够提供的、且与系统峰值负荷相匹配的充裕容量付费。进而，在合理的容量成本补偿机制基础上，推动所有电源进入现货市场，使现货市场真正反映发电短期边际成本，充分发挥现货市场发现价格和优化配置资源的作用，促进新型电力系统建设和“双碳”目标实现。

第三，需要建立电力上下游全产业链中长期市场交易机制，开展泛电力市场体系建设。在整个能源开发、利用、供给的系统中，电力作为二次能源，无法在能源体系中独善其身；同时，在未来以能源低碳化变革带动全社会绿色转型的过程中，更加有赖于终端电气化的进程。因此，一方面有必要建立严格监管、规范运行的中长期燃料合同市场，另一方面，也要更加关注上下游市场机制，特别是价格机制的协同共进。

在电力市场向上游一次能源市场延伸的过程中，国家及地方政府应充分发挥协调、监督作用，促进电企、煤企签订一定比例（50%-70%）的电煤长期合同，并确保电力合同与电煤合同的价格或价格机制相匹配，也可采取合同价格与物价指数挂钩的价格联动机制；在电力批发市场向下游产品市场延伸的过程中，一方面，国家、地方政府应鼓励发电企业与电力用户、配售电企业签订长期购售电合同，并规范相应的惩罚制度，对违约行为进行监管约束；另一方面，要通过政府规制手段确保能源发展战略的实现，包括可再生能源消纳配额的合理分配与落实，绿证市场、碳市场与电力市场的协同推进，能源电力市场的监管，以及与国家产业发展政策和区域布局协调的电力中长期规划和相关产业政策的支持。

在现代能源治理体系和新型电力系统构建完善的过程中，国家和政府部门作为主导者，所发挥的作用至关重要。只有不断加强市场监管创新和要素配置方式创新，推动多个市场协调发展，形成多元市场主体充分竞争格局，才能够确保能源低碳化转型和“双碳”目标的如期实现。