电力市场改革六大关键问题待解

电力市场改革六大关键问题待解

电力体制改革应通过持续优化电力行业体制机制、建立公平有序的电力市场，全面支撑我国能源清洁低碳转型、保障电力安全稳定供应，促进技术和模式创新，推动电力工业高质量发展。

2019年，我国电力体制改革取得了重要进展:电力市场建设成效初显，8个现货市场试点平稳推进，中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场体系初具雏形；首个监管周期输配电价顺利实施，初步建立了较为完善的输配电价体系；售电侧放开平稳推进，初步形成了多买多卖的市场竞争格局；增量配电改革持续推进，试点范围基本实现地市全覆盖，总体来看，改革取得了明显成效。

2020年是“十三五”规划的收官之年，“十四五”时期是我国全面建成小康社会后，开启全面建设现代化强国新征程，全面落实高质量发展要求，深入推进能源生产、消费、体制和技术革命的关键时期。

电力体制改革应通过持续优化电力行业体制机制、建立公平有序的电力市场，全面支撑我国能源清洁低碳转型、保障电力安全稳定供应，促进技术和模式创新，推动电力工业高质量发展。

电力现货市场：六大关键问题待解

2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。

一是计划与市场双轨运行问题。

我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。

面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。

逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。

二是省间与省内市场衔接问题。

目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。

实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

三是中长期交易与现货市场衔接问题。

在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。

建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。

四是新能源参与电力市场问题。

目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。

新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。

五是市场力风险防范问题。

我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。

市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。

六是调峰调频资源参与市场问题。

近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。

逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。

增量配电：群雄逐鹿，渐入佳境

增量配电改革是新一轮电力体制改革的重要内容，一直吸引着社会各界的关注。国家层面将增量配电改革作为当前稳增长稳投资的重要措施，不断加大改革推进力度。目前全国共批复四批次试点项目440个，第五批试点项目申报工作已启动。2019年，在各方的共同努力和推动下，试点项目整体进展显著加快，促进了电网企业服务水平和经营效率的提升，加速了综合能源服务的创新发展。2020年，增量配电改革将进一步完善政策机制，有序推进。