21世纪经济报道记者吴文汐 广州报道中国电力市场体系建设脚步加快。
今年1月，国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，锚定了新型电力系统建设和“双碳”目标下的电力市场改革新航向。
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，其中提出“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”。
受访专家指出，这意味着未来将实现全国更大范围内电力资源的共享互济和优化配置，进一步提升电力系统的稳定性和灵活性。一方面，各层级电力市场之间将相互耦合、有序衔接，跨省跨区交易存在的市场壁垒有望打破。另一方面，在新能源接入比例攀高下，现货市场与中长期市场将互融互补发展，同时，绿电交易等模式将加速规模化，逐步形成适应新型电力系统的交易机制。
受访专家表示，在几乎所有生产要素都实现市场化运作的情况下，电力行业也不能成为例外。建设全国统一的电力市场体系可以打破市场壁垒，实现更大范围的资源调配，将产生远大于在区域市场中流通产生的效益。而在提升电力市场对高比例新能源的适应性目标下，依靠市场的灵活调节能力推进新能源消纳，比依靠政府补贴更加低成本、高效率，可以推动整个电力体系实现可持续发展。
跨省跨区交易壁垒亟待破除
根据此前国家发展改革委有关负责人的解读，多层次统一的电力市场体系包括多重内涵，不仅要加快国家、区域各层次电力市场建设，还应引导各层次电力市场协同运行，并鼓励跨省跨区进行电力交易，鼓励多元市场主体直接参与跨省跨区交易。
截至目前，全国共成立了北京、广州南北两大区域性电力交易中心，以及33个省级电力交易中心。此次提出适时组建全国电力交易中心，将推动电力资源在更大市场范围内流通配置，进一步探索不同层次电力市场间的耦合发展路径。
上海交通大学电子信息与电气工程学院教授王承民在接受21世纪经济报道记者采访时表示，国家提出组建全国电力交易中心具有一定的突破性意义，因为中国还存在能源和经济不均衡的问题，建立全国电力交易中心将有利于解决资源优化配置等问题。
事实上，要建立起全国统一的多层次电力市场体系，如何打破跨省跨区交易壁垒是一项巨大的挑战。
日前，中电联发布今年1-2月全国电力市场交易情况，数据显示，1-2月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9292亿千瓦时，省间交易电量（中长期和现货）合计为1498.9亿千瓦时，占比为16.1%。
东南大学电气工程学院教授高赐威向21世纪经济报道记者分析，目前大多数的跨省跨区交易都是在保证省内电力电量平衡的基础上再去考虑的，有很多都是属于点对网或是网对网的交易，且电力具有其特殊性，省内需首先考虑其安全性、经济性等问题，所以在进行省间交易时各省份会相对保守。
在王承民看来，跨省跨区交易无法展开，在技术层面并不存在太大问题，更深层次的原因在于管理体制上的局限性。“打破省间壁垒，建立起完全意义上的竞争市场需要大量的法律法规和制度体系支撑，还需要一个较长的过程。”
而在国家提出鼓励开展跨省跨区交易下，如何将交易真正从电网企业放归到更多的市场主体手中，培育更多元的市场竞争主体，也是目前亟待突破的难点。
事实上，各地政府也在对多元市场主体直接参与电力交易不断松绑。2021年底，已陆续有安徽、山西、吉林、湖北、广西、山东等省份发布政策，全面放开工商业用户参与电力市场交易，按照市场价格购电。然而，中电联数据显示，1-2月，省间电力直接交易为103.4亿千瓦时，仅占省间交易电量的7%左右。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受21世纪经济报道记者采访时表示，目前跨省跨区的电力交易主要还是以北京、广州两大电力交易中心为主，从今年开始工商业用户才刚刚进入到市场，但还有更多小微型用户、一些新兴的市场角色没有涌现出来。“将交易放归市场，要基于前期的一系列准备。但值得注意的是，电网放权意味着电网企业的责任和利益分配也需要调整，需要厘清其中责权利的划分关系。”
现货市场、绿电交易或快速发展
中国的电力市场体系建设始于中长期交易。王承民认为，中长期交易作为主要交易模式具有其合理性，因为电力系统有投资壁垒问题，比如发电厂、电网的投资规模较大，为了保证投资回收，必须有一定的合约交易作为基础保障，这也是中长期交易在市场中能够起到的作用。
相较于中长期市场，现货市场尚未发展成熟，目前还处于试点阶段。高赐威向记者表示，目前国内还没有成熟的现货市场，因为市场上的动态随时会造成现货市场电价的剧烈波动。同时，现货市场的竞争是基于边际成本的竞争，导致市场价格偏低，对市场主体特别是发电市场在投资回收时造成一定困难。
然而，随着新能源比例的不断攀升，现货市场的发展迎来新的机遇，未来有望在新型电力系统和全国统一电力市场体系中扮演更加重要的角色。《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，积极稳妥推进电力现货市场建设。引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系。
国家能源局数据显示，2021年，我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。庞大的新能源新增规模，必将带来消纳压力。而据业内专家分析，现货交易频次高、周期短，更符合新能源波动性大、难以预测的特点，发展现货交易将有利于新能源的消纳。
高赐威对此表示，现货市场建设将为新能源消纳提供可持续发展的契机，风光等新能源发电的近零边际成本使其具有现货市场竞争优势。同时，配合绿证交易等市场化手段来实现新能源消纳比依靠政府补贴要更加灵活，也能减少政府的财政负担。
此外，现货市场具有灵活调节市场的能力。例如，山西双边现货市场在试运行期间，分时价格最高达到1.5元/千瓦时，有效激励了火电、燃气机组顶峰发电，引导电力用户移峰填谷，提升电力保供能力。
山东电力市场目前采用了“中长期+现货”的市场模式，比如用户计划购买100万度电量，可以选择通过年、月、周等中长期交易锁定90万度，剩下10万度电量按照实际需求及市场变化，随时进行现货交易买卖。
“未来现货市场将与中长期市场互融互补，实现一体化发展。”王承民表示。
政府补贴逐步退坡，新能源步入“平价”时代，绿电交易也将迎来快速发展。
今年发布的《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《促进绿色消费实施方案》等多个文件中提出要大力推动绿电交易发展，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，促进新型电力系统建设。
中电联数据显示，今年2月份全国绿色电力交易达3.5亿千瓦时，1-2月绿色电力交易为6亿千瓦时，自2021年9月绿色电力交易试点启动以来，规模逐步提升。
在需求侧，越来越多的企业购买绿电意愿强烈，如宝马汽车、巴斯夫等跨国企业以及首钢等传统工业企业提出以绿色电力进行生产的目标。
高赐威表示，推行绿电交易是新能源由政策扶持逐步过渡到市场激励的有效方式。一方面，通过市场机制可以保证收益；另一方面，在充分竞争以及激励相容的市场机制设计之下，将进一步提升效率，促进新能源技术和产业的进步。
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