文 | 汤雨 赵荣美 王进
2022年1月18日，国家发改委、国家能源局出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称《指导意见》）。一石激起千层浪，网上支持声铺天盖地，电力市场迎来更广阔的发展机遇。
3月3日，国家发改委、国家能源局下发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（【2022】129号），明确加快推进电力现货市场的总体要求，加快推动用户侧全面参与现货市场交易，加快推动各类型具备条件的电源参与现货市场，统筹电力中长期交易和现货交易，统筹电力辅助服务交易和现货交易，做好省间市场和省内现货市场的有效衔接，有序推动新能源参与市场交易等。
自2002年启动第一次电力体制改革，到2015年开始第二次电力体制改革，每次改革都瞄准电力市场。在南方电网经营5省区、国家电网经营26个省市区授权专营的体制下，时至今日为什么全国统一电力市场体系还未建成？甚至南方电网经营区域的南方市场，或者国家电网经营区域的北部市场，都未建立？
建立全国统一的电力市场体系究竟有何难点？能否有效推动？
2002年发布的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（电改5号文），正式启动改革开放后的第一次电力体制改革。这次改革可概括为十六字方针“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。
此次电改在“厂网分开、主辅分离”方面取得一定成就，“输配分开、竞价上网”却未曾起步，无论在电厂周边、区域、省内、跨省、跨区，还是在全国范围，未能启动电力市场体系和市场机制。全国范围内，窝电和缺电并存，一方面弃水、弃光、弃风，另一方面时断时续的“拉闸限电”。
2015年3月《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文 ）开启了第二次改革，并推出了六个配套文件，期待解决交易机制缺失、价格关系没有理顺以及市场化定价机制尚未完全形成等问题。
六年过去了，电力市场改革有了很大进步，一些试点省份省内市场发展迅猛，中长期及现货交易积累了丰富的经验，但跨省跨区交易及全国统一市场建设仍困难重重。
《指导意见》旨在实现三大目标，一是电力资源在更大范围内共享互济和优化配置；二是提升电力系统稳定性和灵活调节能力；三是推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。
此外，期待到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。
经过近20年的快速发展，国家电网和南方电网投资建设了跨省跨区的高压、超高压和特高压输电网坚强体系。
同时，国家电网、南方电网及少数相对独立的地方电网，在各省市区也投资建设了覆盖广泛、布局合理、技术坚强的配电网体系，将电力就地分配或者按电压逐级分配给各类用户。
配电网按电压等级可分为高压配电网和低压配电配电网网；按供电区域又分为城市配电网、农村配电网和企业配电网；按功能还可分为主网和配网等。
国际上，北美及欧洲电力市场的推进为中国提供了一个参考模板。
欧洲互联电网由欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国、爱尔兰五大同步电网组成，与冰岛和塞浦路斯两个独立电网并存。欧洲各国间能源电力资源不平衡性很大，与中国相比有过之而无不及，国别间发电能力的巨大差异滋生了电力跨国交易的巨大需求。
如今，欧洲电力市场发展较为成熟，跨国电力输送频率高、体量大，形成高密度短距离的电网结构。同时，由于欧洲各国光伏和风电等新能源电力发展迅猛，欧洲互联电网柔性直流输电技术及智能化水平提升，充分保障了新能源电力并网、输送及在欧洲电力市场的消纳。
欧洲电力配网覆盖程度高、运营商多而分散、配电网络发达，其配电运营商大致分属于四个不同的交易协会组织，即欧电联（Eurelectric）、EDSO、GEODE、CEDEC。欧电联和EDSO的成员多为大中型配电运营商，GEODE和CEDEC主要成员为小型配电运营商。其中，欧电联组织成员最多，正式成员超过30个，包含配电运营商近2500家。
相较欧美电网，特别是欧洲互联电网，整体亦或各国别电网，国家电网和南方电网在资产规模、营业收入、技术累积等方面都有显著优势。其中，跨省跨区的输电体系及各省市自治区直到县镇乡的配电系统，为加快建设全国电力统一市场打下坚实的基础。
就《指导意见》的三大目标，欧美电力市场已经为中国提供了一个范式，而国家电网和南方电网建立的全国输配电网坚强体系可以完全支撑三大目标的推进。
事实上，电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，其社会效益和经济效益早已得到验证，既有利于提升电力系统稳定性和灵活性，又有利于提升新能源消纳能力，为什么无论在国家电网，亦或南方电网的经营区域都难以推进呢？
这跟中国特殊的电力体制相关，其典型特征是“条块分割”、“条块博弈”、“块块竞争”、“央地博弈”。
“条”是指电网。电网企业在各省、市、区及县设立分公司或供电局，按照《电力法》授予的权责，专营输配供电相关的各项业务，包括经营区域的输配电网的投资、建设和运营、供售电业务，以及相关的各项辅助服务。
正如《电力大战②：电网投资大增，未来成效如何？》所言，电网企业都是中央企业，但其定位是盈利性，收入和利润是主要考核指标。如此，电网企业希望建立全国统一市场，更大范围、更大幅度、更大电量通过其输配系统，一方面提高输配系统的使用效率，另一方面增加其输配电收入。
从追求的目标看，《指导意见》与电网企业是一致的。
“块”主要指地方政府。地方政府追求的目标多重，包括但不限于，经济发展、人民生活水平提高、环境更好、就业率上升、税收增长、投资（含招商引资）增加等。
地方政府的“软肋”首要是，本地电力供应是否安全，也就是本地有没有电源，有没有足够坚强的电网体系，这是地方政府实现各项目标的基础和前提。
所谓“条块分割”
电力输配供应专营权归属于电网企业，而电源投资的选择及项目初审在地方政府。如果一个地方电力供过于求，没有电网支持，该地就出现“窝电”，电卖不出去，无法形成收入，成本就无法收回。反之，如果一个地方电力供不应求，即使周边地区有富余电力，没有电网支持，电也是进不来的，就会“缺电”。
如果电网企业与地方政府没有达成协议，“窝电”就与“缺电”并存。例如，2012年4月25日，陕西地电和国网陕西分公司因线路建设发生“武斗”，表象是线路之争，内因是“缺电”的陕西与“窝电”的蒙西试图甩开国家电网，直接打通内蒙的供电方与陕西的用电方。
“条块分割”产生的问题是否都有最优，甚至帕累托方案，这要看“条块博弈”的结果。
所谓“条块博弈”
即使本地有电源，电力也未必能到达用户，所以“块”在博弈中一开始就处于弱势，就得恳求“条”加大在本地的投资。但电网投资规模的确定，既取决于“条”的顶层设计和整体规划，又取决于“块”的妥协和运作。
投资增加对后续地方配电价格的影响，取决于“条”的投资决算及上级定价部门的演算，“块”少有话语权和议价权。否则，后期的博弈就更加微妙和艰难。
在本地电力供不应求的情况下，“块”应该会积极主动支持电力区外输入，而电力供过于求的“块”也有积极性将电输送到其他区域，又同时增加“条”的收入，为什么电力市场经常失灵？
一是市场冲动难以跨省穿透。电力市场最重要的二大主体，即发电方和用电方，在电网企业统购统销年代，发电方只能按计划并网价格卖给电网，用电方再按计划销售价格从电网购电，而中间的差价就是电网企业的毛利润。即使发电厂与用电户隔墙而坐，也不能跳过电网企业而低成本直接供电。所以，跨省跨区的直接交易就更不具有可操作性了。
以上所提的2012年陕西“武斗”，试图跳过国家电网，打通买卖双方，直接交易，因违反《电力法》，终因体制障碍而“流产”。
第二次电改后，各省配网成本经定期核定并公布，相对稳定，一些试点省份省内电力交易市场发展迅猛。各地交易数据表明，交易市场的扩大，降低了交易用户的用电成本，但所降低的成本全部来源于发电企业让利。
2021年下半年，煤价飙涨，电价调整严重滞后，且幅度远小于煤价上涨，导致火电企业亏损严重，虽然小部分发电企业通过现货市场减少亏损，不少发电企业直接关停一些机组，省内电力平衡遭到损害，电力市场严重失衡。
在这样的背景下，如果没有强制和动员，电力输出方及所在“块”显然缺乏积极性将电力输送出省外或区外。
二是多方沟通难以达成协议。电力跨省跨区交易，需要“块块条”多方的谈判和沟通，输出电力的“块”期待尽可能多的电价收入，输入电力的“块”期待尽可能低的电价，至少不高于用电方现有的电价，如果差价太小，电网可能无利可图，加上其他各种诉求，多方协议沟通成本很高，达成协议的难度很大。
三是多方利益难以实现共赢。发电企业、输出端“块”、用电企业、输入端“块”、电网输电及各省配电，牵涉到的主体众多。
其中，输入端电力用户价格（给定—）=输出端上网电价+电网省际间输电价格+输入端配电价格+输配电损耗+政府性基金+相关税收。
当输入端电力用户价格、输入端配电价格、输配电损耗、政府性基金、相关税收等提前给定的前提下，省际间输电网是否能收回稳定的投资，只能取决于输出端上网电价能否降得足够低。如果输出端不愿意降得足够低，省际输电网投资建设将无法推进。
当时，如果陕西地电与蒙西电网甩开国家电网，输入端电力用户价格（不给定）=输出端上网电价+自建省际间专线输电价格+输电损耗+政府性基金+相关税收。
也就是说，直接打通后，电力用户不用再支付“输入端配电价格+配电损耗”，“自建省际间专线” 输电成本可能更低，两个“块块”可轻松实现共赢。如果国家电网加入，加进去“输入端配电价格+配电损耗”，以及可能比较高的省际间专线输电价格，主体方太多则无法共赢。
所谓“块块竞争”
即地方与地方之间的竞争，电力短缺的省份或一起竞争输入电力，电力富余的省份或竞争输出电力，输出省份与输入省份也存在竞争。
例如，为了增加本地的GDP，地方政府倾向于使用本地生产的电力，更愿意在负荷高的时段输入外部电，而且期待输入电力更有经济性。在全国煤价升高、电力全面趋紧的情况下，各省都将保障本地用电作为第一要务。
“块块竞争”及衍生的地方政府的干预，将限制电力市场按照市场规则直接交易。
所谓“央地博弈”
即地方政府与中央有关部门之间的博弈。在中央相对集权体制下，中央各部门掌握相关政策、资金、项目、配额、投资、补贴等各项权力，电力行业仍然“跑部钱进”。就项目审批、价格核定、投资分配、线路规划、绿证指标、碳排配额等，既有“块块竞争”，又有“央地博弈”。
电力市场本是发电企业与用电户之间直接的交易，在互联网技术高度发达的今天，无论是现货、还是期货、以及辅助服务，都应该是供需方在自愿、平等、公平原则下，通过竞价而实现瞬时交易，但中国电力市场有太多的相关主体横在交易双方之间，有太多的规则和限制，滋生出太高的交易成本。
未来电力市场面临前所未有的挑战。
一是，全球能源价格居高不下，国内煤价依然走高，在现有指导性电价范围内，煤电价格倒挂，火电企业亏损严重，气电企业尤甚。在火电发电占比超过70%的现实下，各地优先保证本地供电，并预留产业投资的电力空间，输出的电力余量或大幅减少。
二是，新能源发展日新月异，装机规模日益壮大，虽然新能源发电成本大降，平价上网甚至竞价上网已经成为各地新能源项目的前置条件，但考虑新能源电力的分散性、随机性、间歇性和波动性，储能等辅助服务将增加成本，且电网投资大增，后续将导致输配成本增加，或让新能源不具备跨省跨区配置和输送的吸引力。
以上的严峻挑战或大大降低跨省跨区电力交易的积极性和供电量。
但是，真正影响电力交易的是交易成本。如果交易成本太高，交易积极性将大打折扣，交易规模将难以扩大。
假设电力交易中心技术先进、品种多样、在线下单、交易及时、费用低廉，那么构成交易成本的主要因素包括以下几个方面：
一是各种行政干预。各级政府不再干预市场主体的交易活动，由市场主体根据市场供求变化及企业实际情况，在交易中心进行各项交易。为此，既要求地方政府放弃“条块博弈”、“块块博弈”，又要求地方政府放弃对发电、用电企业的各种干预、安排和指令，地方政府不再是“阻力”而是“助力”。
二是管制规则复杂。各级政府业已形成对发电和用电企业的各种规章制度，对发电与用电存在各种各样的限制，甚至还有各种临时性的管制措施，这些都让交易双方束手束脚，即使签约也将面临未来不确定的政策环境，使得协议难以执行。
三是输配价格偏高。跨省跨区输电价格以及各省配电价格总体依然偏高，同时电网辅业附加给上下游的服务成本偏高。虽然电网企业一方面主营业务微利，部分地区甚至亏损，另一方面还得承担保底保供责任以及“免费的”代购电业务，但是输配电以及相关不相关的服务成本仍有很大的下降空间。
四是调配时有障碍。对源网荷储、隔墙售电等就近模式，尚未有效启动调配模式，对自发自用、自备电厂等利益冲突的调度与配电存在规则模糊、价格不顺、随意操作的可能性，为电力市场交易埋下隐患。
市场需要交易，全国统一市场需要全国范围内的交易，交易规模与活跃性取决于交易成本。如果交易成本过高，市场就会冷清，全国统一市场就只能徒有其表。
加快建设全国统一电力市场体系的困难点在于能否加快降低居高不下的电力交易成本。大力降低交易成本则决定于：
一是能否打破现有行政区划框架下各级政府的干预，让各级政府游离于电力市场之外，同时去除各地限制电力统一市场的各项法律法规。欧洲35个国家之间的各种藩篱都能打破，各国主体的股权都能聚合共赢，并让电力无障碍地在欧洲市场上瞬间完成各种交易，无缝对接发输调配用，从这个角度看，推进国内跨省跨区电力市场融合和一体化的困难是可以克服的。
二是输配价格能否进一步下降甚至大降，让远程交易，特别是新能源电力跨省跨区远距离输送的各方仍能够有利可图。
三是电力交易中心和调度中心能否保持独立和中立，而不受相关利益方潜在的影响或干扰。当然，独立是中立的前提。
四是源网荷储、隔墙售电、自发自用等在微网框架下市场效率最高，更容易市场出清，交易和调度如何支持。小微市场是大市场以及全国统一市场的基础，没有小微市场的兴旺繁荣，大市场就成了空壳。是否应更加鼓励微网框架下电力交易，以降低更大范围内的输配电网的容量和辅助服务压力，这是全国统一市场建设绕不过的议题。
（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者单位为国合洲际能源咨询院。该机构专注于石油、天然气、煤炭、电力、可再生能源及气候变化等相关领域的深度研究、评估和咨询。）
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