2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(以下簡稱118號文)，提出要健全多層次統(tǒng)一電力市場體系，加快形成統(tǒng)一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。建設全國統(tǒng)一電力市場體系，是建設全國統(tǒng)一大市場的重要組成，是促進能源綠色低碳轉型服務“雙碳”目標的必然要求，是實現(xiàn)能源電力安全穩(wěn)定供應的重要保障。當前，全國統(tǒng)一電力市場體系建設面臨如何清晰界定各層次電力市場功能定位、如何提高跨省跨區(qū)送電市場化程度、如何科學制定跨省跨區(qū)輸電通道和發(fā)電容量成本回收機制、如何協(xié)調省間利益等諸多挑戰(zhàn)。應堅持問題導向、目標導向、結果導向，秉持全局視角、系統(tǒng)觀念，通過改革創(chuàng)新來解決前進道路上的各類難題，為加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系掃除障礙。

1、如何界定各層次電力市場功能定位

2015年新一輪電力體制改革啟動以來，多地開展了電力市場建設試點，積極主動探索電力市場模式。全國統(tǒng)一電力市場體系的提出，擘畫了下一階段電力市場改革路線圖，標志著電力市場建設由“地方探索”向“統(tǒng)一設計”轉變。目前，南方區(qū)域電力市場已啟動試運行，各省現(xiàn)貨市場也在加快建設，但是各層次電力市場功能定位尚不清晰、職責分工尚不明確，全國統(tǒng)一電力市場體系面臨著從哪統(tǒng)一、如何定位、怎樣突破等問題，這些因素將直接影響市場建設效率，必須在當前設計階段就研究明確，確保改革少走彎路，避免出現(xiàn)反復。

從規(guī)則、標準、規(guī)劃、監(jiān)管四個體系實現(xiàn)統(tǒng)一。所謂統(tǒng)一市場體系，一般指在一定區(qū)域范圍內，基于社會分工和市場經(jīng)濟發(fā)展基礎形成的各地區(qū)市場相互開放、規(guī)則統(tǒng)一、公平競爭、通達順暢的市場體系。我國跨省跨區(qū)輸電物理網(wǎng)架結構復雜、地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展水平和電價承受能力差異較大等現(xiàn)實狀況，決定了全國統(tǒng)一電力市場體系要實現(xiàn)“絕對統(tǒng)一”難度較大，也不符合國情。通過建立統(tǒng)一的規(guī)則體系、技術標準體系、規(guī)劃體系、監(jiān)管體系，基本可以達到促進各地區(qū)市場相互開放、規(guī)則統(tǒng)一、公平競爭、通達順暢的效果，是現(xiàn)階段行之有效的路徑。

從省級、區(qū)域、國家三個層次明確定位。我國行政管理和財稅體制、電力規(guī)劃、電價體系、能源安全等均按省實施管理，決定了省級電力市場的基礎性作用，其功能定位應側重省(區(qū)、市)內電力電量平衡。區(qū)域電力市場是統(tǒng)籌區(qū)域經(jīng)濟社會發(fā)展和電力資源配置、符合電力系統(tǒng)分區(qū)平衡物理規(guī)律的市場，其功能定位應側重服務國家區(qū)域重大戰(zhàn)略和探索電力市場建設最佳路徑、打造電力市場樣板標桿。國家電力市場致力于消除市場壁壘，推進能源清潔低碳轉型發(fā)展，促進電力資源在更大范圍優(yōu)化配置，其功能定位應側重設計“四個體系”。

從區(qū)域電力市場建設實現(xiàn)突破。早在2020年初，國家發(fā)展改革委、國家能源局在《關于推進電力交易機構獨立規(guī)范運行的實施意見》中就提出了“結合區(qū)域電力市場建設，完善跨省跨區(qū)市場交易機制，推動全國范圍內市場融合發(fā)展，加快統(tǒng)一電力市場建設”的路徑設想。區(qū)域電力市場可以作為全國統(tǒng)一電力市場建設的突破口，提高統(tǒng)一市場建設效率。一方面，區(qū)域電力市場將在促進區(qū)域內資源優(yōu)化配置、服務地方經(jīng)濟社會高質量發(fā)展等方面發(fā)揮關鍵作用，是貫徹京津冀協(xié)同發(fā)展、長三角一體化、粵港澳大灣區(qū)建設等國家區(qū)域重大戰(zhàn)略的重要舉措。另一方面，在條件成熟地區(qū)先行先試建設區(qū)域電力市場，以區(qū)域電力市場起步，逐步融合建立全國統(tǒng)一電力市場體系，符合電力運行規(guī)律和市場經(jīng)濟規(guī)律，更有利于降低改革風險、提升改革效率。

2、如何更好推動跨省跨區(qū)送電市場化

當前，跨省跨區(qū)送電計劃的電量電價和執(zhí)行均以政府協(xié)商為主，缺乏執(zhí)行剛性，總體效率偏低，跨省跨區(qū)送電計劃向市場方式轉變是大勢所趨。2019年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《關于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》等文件，要求逐步放開優(yōu)先發(fā)電計劃并取消政府定價。118號文也明確要求將國家送電計劃、地方政府送電協(xié)議轉化為政府授權的中長期合同。近年來，相關工作取得了一定成效，山東等地區(qū)已先行先試推動跨省跨區(qū)送電計劃轉化為政府授權合約機制。但當前工作推進中仍存在一些突出問題，例如：引入政府授權合約后，可能影響現(xiàn)貨市場出清結果，兩者銜接方式有待明確;對政府授權合約的總量分解和曲線分解模式尚未形成廣泛共識，存在履約風險;政府授權合約價格形成方式可能影響市場競爭公平性等。因此，要進一步優(yōu)化完善政府授權合約機制，確保相關舉措更具備可操作性。

政府授權合約宜以報量不報價方式參與現(xiàn)貨市場出清。美國PJM、加州等地區(qū)市場允許市場主體以報量不報價方式參與現(xiàn)貨市場，通過“接受市場定價”來達到保障“優(yōu)先出清”的目的。借鑒其經(jīng)驗，可將政府授權合約覆蓋電量以報量不報價方式參與現(xiàn)貨市場交易，按照政府授權價格進行結算，實現(xiàn)兩者有序銜接，從而拓展出清空間、確保履約順利，保證市場運行效率。

差異化設計合約曲線，體現(xiàn)市場公平性。政府授權合約是“計劃”轉向“市場”的過渡形式，對于政府授權合約曲線分解，既要和計劃電量形成過程銜接，也要考慮市場主體差異化物理特性。應探索設計“基于框架協(xié)議形成政府授權合約總合同電量→基于歷史數(shù)據(jù)分解電量至相關主體→基于不同類型主體發(fā)用電物理特性，分解為不同類型的帶時標的電力曲線”的分解方式，實現(xiàn)差異化分解合約曲線，體現(xiàn)市場公平性，降低違約風險。

分階段制定授權合約的價格形成機制，降低改革風險。我國國情電情相對復雜，許多區(qū)域/省級電力市場存在電源結構復雜、成本特性差異大等情況。應充分結合電力市場發(fā)展程度，分階段采取不同類型政府授權合約價格形成機制，降低改革風險。初期可轉化為固定價格的政府授權合同;后續(xù)逐步轉向評估核價的定價模式，通過綜合評估、分類核算確定政府授權合約價格;市場條件成熟時可推動直接參與市場交易，由市場決定價格。

3、如何合理回收跨省跨區(qū)輸電通道成本

加強跨省跨區(qū)輸電通道建設，擴大跨省跨區(qū)交易規(guī)模是建設全國統(tǒng)一電力市場體系必然要求。目前，我國跨省跨區(qū)專項輸電工程主要按單一電量制價格核定，對跨省跨區(qū)電力交易存在“價格壁壘”效應，影響了供需雙方交易積極性，一定程度上限制了電力資源在更大范圍的靈活優(yōu)化配置，與統(tǒng)一電力市場體系建設目標不符。

對于跨省跨區(qū)輸電通道成本回收機制，國內外大致可分為單一電量制、單一容量制、兩部制和一體化定價機制等四種價格機制。單一電量制基于線路輸送電量收取費用，體現(xiàn)了電網(wǎng)投資與電量增長的相關性，但對電力規(guī)劃的科學性、準確性要求較高，可能對送端電源形成天然的“價格壁壘”，降低區(qū)域資源優(yōu)化配置效率。單一容量制基于線路最大使用程度收取費用，能夠緩解市場競爭效率和出清效率偏低問題，但可能增加電網(wǎng)投資成本回收風險。兩部制電價同時兼具單一電量制和單一容量制的優(yōu)勢和不足。一體化定價機制將線路建設運營成本直接分攤至送受兩端，能夠同時解決市場競爭效率、出清效率以及輸電通道成本回收問題，是比較合理的方式，但需要配套合理的利益協(xié)調機制。鑒于當前省間利益協(xié)調機制尚不完善，應遠近結合、逐步完善跨省跨區(qū)輸電價格，以解決跨省跨區(qū)輸電通道成本回收問題。

堅持一體化方式定價方向，分步推進跨省跨區(qū)輸電價格機制改革。現(xiàn)階段推動輸電價格向兩部制轉變，優(yōu)先解決跨省區(qū)資源配置效率問題，逐步擴大容量電費占比，提高市場競爭效率。未來推動跨省跨區(qū)輸電以一體化方式定價，將跨省區(qū)輸電準許收入按一定規(guī)則全部分攤至各省級電網(wǎng)，通過省級電網(wǎng)輸配電價進行回收。

4、如何建立健全發(fā)電容量成本回收機制

118號文提出，要因地制宜建立發(fā)電容量成本回收機制，探索容量補償機制、容量市場、稀缺電價等多種方式。隨著新型電力系統(tǒng)和新型能源體系建設加快推進，煤電等傳統(tǒng)電源將由常規(guī)主力電源向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型，利用小時數(shù)逐步下降。為維持傳統(tǒng)電源投資運營積極性，保障系統(tǒng)擁有充足容量資源，亟待建立健全容量成本回收機制。目前，國內對發(fā)電容量成本回收主要采用補償方式。例如：廣東提出基于可信容量的補償方式，計劃向符合條件的燃煤、燃氣發(fā)電機組實施容量補償;山東提出參與現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收取;江浙滬地區(qū)氣機以“兩部制”電價形式落實發(fā)電容量補償費用。容量補償方式操作簡單、相對靈活，智利、阿根廷、秘魯?shù)葒揖捎眠@種方式，但也存在可能改變機組出清順序、扭曲現(xiàn)貨電能量市場價格信號，難以保障不同類型機組實現(xiàn)公平同臺競價等問題。長遠來看，直接補償機制應向容量市場機制過渡。

因地制宜分階段完善發(fā)電容量成本回收機制。結合現(xiàn)階段探索經(jīng)驗，各地區(qū)可以從容量直接補償機制起步，根據(jù)各類機組的容量成本回收需求進行差異化補償，解決近期容量保障問題。條件成熟時探索建立容量市場機制，通過建立包含全時段電力供需特性信息的容量市場優(yōu)化出清模型，引入資源結構等出清約束指標，獲得滿足安全、綠色目標約束的經(jīng)濟最優(yōu)的容量出清方案，實現(xiàn)新能源、煤電等各類電源的激勵相容發(fā)展。

5、如何更好協(xié)調省間利益

118號文明確提出要加強跨省跨區(qū)與省內市場在經(jīng)濟責任、價格形成機制等方面的動態(tài)銜接，這是國家政策文件首次提及區(qū)域和省級電力市場間利益協(xié)調問題。我國各地區(qū)資源稟賦不同、電價差異明顯，全國統(tǒng)一電力市場體系建設將大幅提高跨省跨區(qū)交易規(guī)模，影響各省區(qū)市場主體利益，以及地方政府對市場的宏觀調控，不可避免存在整體與局部利益調整的矛盾。以南方區(qū)域為例，區(qū)域內電源結構復雜，五省區(qū)電價呈現(xiàn)“西低東高”特點，南方區(qū)域電力市場建設和跨省跨區(qū)交易規(guī)模擴大，可能導致市場主體利益格局變化，增加市場運營風險，需要建立合理的省間利益協(xié)調機制，保障跨省跨區(qū)有序交易、區(qū)域電力市場平穩(wěn)起步。

積極拓寬市場主體盈利渠道。對于受電省的高邊際成本機組，豐富輔助服務、需求響應等交易品種能夠緩解其發(fā)電空間壓縮問題，但新品種交易規(guī)模較小，補償力度有限。對于送電省的部分用戶，依托可再生能源消納保障制度和碳交易市場建立環(huán)境效益補償機制，能夠適度補償其用電成本。應探索構建考慮送受電省市場主體特點的容量補償或容量市場機制，持續(xù)豐富交易品種，為不同類型市場主體創(chuàng)造更多盈利渠道。

主動探索省間利益分享機制。收取跨省跨區(qū)輸電費用可以對受電省的發(fā)電商和送電省的用戶起到保護作用，建立政府授權合約能夠兼顧效率和公平。應以提升區(qū)域市場整體社會福利為出發(fā)點，探索省間利益分享與分成機制，通過收取跨省跨區(qū)輸電費用、建立政府授權合約等方式，推動社會福利的合理再分配。