在全球能源转型的背景下，中国的能源体系正在发生深刻变革。 去年，中国政府的二十大报告中提出了“加快规划建设新型能源体系”。这里的“新型能源体系”是相对于当前以化石能源为基础的能源系统。“新”不仅意味着新的能源结构——能源结构中非化石能源占比逐渐提升，也意味着构建新的体制机制，来支撑能源供给和储备调运，从而确保能源安全。
新型能源体系的构建是以新型电力系统为依托。今年3月底，中国非化石能源发电装机容量占比达到50.9%，历史性超过化石能源发电装机容量。随着风电、光伏等新能源电量占比不断提升，新型电力系统建设日益迫切。而对电力系统而言，区域电力调配和互济能力尤为关键，也是电力市场改革亟需解决的问题。
本文分为上下两篇，上篇为《新型能源体系下，建设全国统一电力市场的多重意义》，旨在探讨中国电力交易现状，并为统一电力市场建立提供建议。此为下篇，讨论中国统一电力市场的建立过程中，现货市场的重要性和实现路径。
价格发现功能
中国和国外的电力市场建设路径有些许不同。国外电力市场，一般先建设现货(日前和实时)市场、后建设中长期(期货)市场，中长期市场的定位主要是对冲现货风险。
中国电力市场建设，始于电力中长期交易。中长期市场从理论上具有稳定电价、规避风险的优势，也占据了目前市场的主导，但由于当下其定价缺少“现货日前价格”给与参考，用合约框定，缺乏一定的灵活变动空间。
一个例子是，2021年下半年以来，煤价暴涨，中长期交易对电价反应严重滞后，未能及时反映市场真实的供需情况并疏导激增的煤电发电成本，造成了煤电企业大面积亏损。据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8-11月部分集团煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。
在中长期交易之外，电力现货交易可帮助发现电力实时价格，更能实时反映市场供需和成本，可以吸收中长期合同外的余量进入实时市场，竞争上网。2022年，煤电企业虽然持续亏损，但负债情况有所缓解，除了国家采取各种调控举措，如对煤价实行区间调控、对长期协议的上网电价浮动范围上调等，现货市场机制向发电侧进一步渗透也是重要原因之一。
促进新能源消纳
其实，电力现货市场促进新能源消纳的积极作用，已初步显现：跨区域省间富余可再生能源现货交易已运行4年，期间，可再生能源弃电减少了超230亿千瓦时。
以蒙西电力现货市场为例(蒙西电网覆盖内蒙古自治区一半以上发电装机)。它们从2022年6月正式启动试运行，是第一批电力现货的试点地区，也是国内首次探索建立燃煤机组和新能源无差别参与的现货市场。试运行后，在促进新能源消纳上，数据表现抢眼。截至2022年7月20日，与试运行前相比，燃煤机组在蒙西现货市场中申报最低负荷率降至47%，累计增加新能源消纳量约6400万千瓦时。
相比中长期交易而言，电力现货交易频次高、周期短，更符合新能源波动性、难以预测等特点;在平等的市场竞争机制下，新能源发电边际成本较低。当全球能源危机正在拉高一次能源价格，火电的边际成本相比较高时，新能源发电更能被优先调度。
长期以来，中国用电量和电力增速都很高，大部分地区缺电力而非缺电量。
另外，现货交易形成峰谷价差，为储能等第三方新型市场主体打开盈利空间，鼓励灵活调节资源配合新能源消纳。
然而，在实操层面上，当前新能源入市后，市场电价波动也会影响其入市的积极性。比如，省内新能源同一性导致零电价甚至是负电价，对电网产生逆调峰的影响。在山东，省级电网2022年有 176 天出现了负电价，以天计算，全年负电价出现概率高达48%，这反映出山东省内新能源装机在高峰出力时段存在一定的产能过剩和浪费现象。
未来，如能从市场机制角度扩展新能源省间现货交易，利用不同地区负荷曲线的差别，包括跨时区特性， 就能从更大时空层面平滑新能源发电曲线，余缺互济。
如下图所示，单一省份(图中彩色线条)的风电出力在不同时段波动较大，但当在更大地理范围做耦合，比如放眼“三北”及华中华东区域，整体风电出力曲线实现平滑，新能源可以得到更好的消纳。
中国各省区风电某一周出力(实线为“三北”及华中华东地区)
图片来源：水电水利规划设计总院
减少新增煤电装机
全国统一电力市场也可以更好地让存量的煤电机组调峰，而不是在用电高峰就新增装机，造成资源浪费或煤电企业进一步亏损。
随着新能源入市，平均电价将会被拉低，对于实施现货市场的省份，新能源大发时市场电价降低甚至为负。这将会导致本省及外省火电降低出力，挤压煤电的利润空间。而在未来，煤电的作用亟待转向“顶峰出力”， 需要通过参与辅助服务和容量机制或者市场获得合理的收益。
但是，当前煤电参与调峰，或者作为备用容量支撑市场的积极性欠佳，一方面由于煤电顶牛依然存在，长协上网电价浮动范围虽上调为20%，但煤价高位震荡时仍然难以覆盖煤电发电成本。
另一方面，缺乏灵活性的改造，煤电难以发挥调峰能力。在2022年，四川缺电期间，当地存量煤电机组并没有充分发挥顶峰作用，需要通过市场价格信号更好地激发存量煤电机组的积极性和潜力。
目前，煤电局部过剩与短缺并存。根据北大能源研究院的统计，2022年1月至11月，国内新核准煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过2021年核准总量的3倍。
长期以来，中国用电量和电力增速都很高，大部分地区缺电力而非缺电量。全年用电负荷季节性差异巨大，需要顶峰保供的时间仅为5%左右。
在夏天和冬天用电高峰，价格对供需的引导机制没有充分发挥作用，在供给侧 “价格帽”限制了顶峰出力机组的高收益，需求侧因缺乏包含居民用电在内的需求侧响应机制，供需出现较大缺口。而按照全年仅几十个小时的“硬缺口”建设煤电，未来将拉低煤电的平均利用小时数。
为避免这些问题发生，中国亟需建立完善的现货和容量补偿市场机制，谨防因顶峰上马的煤电新增装机造成资源浪费或进一步亏损。
统一电力市场的实现路径
在今年4月国际能源署(IEA)撰写、能源基金会支持的一份报告《中国建设全国统一电力市场：电力现货市场路径》中，报告分析了全国统一电力市场的建立路径：2030年前，中国先建成省间和省内两级市场联合运营的“两级市场模式”。
“两级市场模式” 是指地方市场与全国市场并存的两级市场模式，即“统一市场，两级运作”，这一模式可以在延续当前政策惯性即保持各省在市场设计和调度决策方面自主权的基础上，促进各省间交易，兼具可操作性和经济效益。
具体而言，“两级市场模式”包括类似于当前国网经营区试行的跨省余量交易，即“余量市场模式”，以及类似于当前南方电网经营区试行的区域集中出清模式，即“容量耦合市场模式”。
其中，“余量市场模式”较易于建立，指在自愿的基础下，各地方将过剩的发电量上架至一个统一的全国市场中进行交易。此模式下，各省可以在保留本地电力市场规则的情况下与其他市场联通，可以在提高总体使用率的情况下仍能保持本地市场的自主独立性， 以中美洲电力系统(Sistema de Interconexion Electrica para America Centra 简称为 SIEPAC)、南部非洲电力联盟(Southern Africa Power Pool, 简称 SAPP)为代表。
在远期，中国将会逐步建成“容量耦合市场模式”，它的意思是更高一级的市场协同。
此模式下，全国日前市场(提前一天决定价格的电力市场)与地方市场并行，优先进行全国市场的出清并进行合理的资源优化、分配，利用相应的输电通道实现交易，从而可以一定程度上避开因市场模式不同而产生的省间壁垒。
经数据测算，以2035年为目标年，假设调度市场化保持当前水平，即当下计划调度和市场调度同时存在的前提下，建立“二级市场模式”以提升电力市场区域协调可使全国电力市场减少6-12%的运营成本、减少2-10%的二氧化碳排放、并减少10%左右的弃电量;
在电力市场区域协同，同时推进全面经济调度，可使全国电力市场减少25%的运营成本、减少35%左右的二氧化碳排放、并减少20%以上的弃电量，综合效益可达前者情景的两至三倍。
我们认为，促进跨省跨区交易机制和市场化调度成分、并提升电力现货交易份额，有利于降低电力系统综合运营成本，提高新能源在更大时空范围内的消纳并实现其环境效益：通过改变资源配置，提升省间的交易效率。
未来着力点
能源安全是建立全国统一电力现货市场首当其冲的着力点。国家层面的“西电东送”战略与省级电力市场，分别是出于不同层面的资源优化配置和能源安全保供考虑。在保障省级在市场设计和调度决策的自主性和的前提下，从现有省间电力现货市场逐步建立全国电力现货市场，是一条兼顾安全可靠性、可实施性和综合效益的切实路径。
同时，完善省间、省内现货市场将有助于缓解未来电力顶峰保供压力。在电力供需紧张阶段，需进一步释放现货市场价格信号空间，发挥其引导跨省跨区保供资源配置的作用，一方面促进顶峰余缺互济，另一方面也在更大范围内平抑新能源的波动性。
价格信号还可以引导新能源开发和煤电转型。电力市场价格信号可正可负、可高可低，这能引导不同省份电源结构转变，避免扎堆上马新能源和煤电，在保证适当备用基础上最大化新增装机的边际效用，促进不同品种电源合理有序开发。
解决省间壁垒背后利益诉求需要打破地方保护和市场分割，可以基于南方区域电力市场经验进一步探索构建区域市场的路径，推动适时组建全国电力交易中心。
来源：中外对话
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