深度文章 | 中国电力市场建设路径及市场运行关键问题

摘 要：中国电力市场建设取得显著进展的同时，也面临计划与市场长期并存、发展不平衡不充分、能源 清洁低碳转型、市场主体多元化及利益矛盾加剧等多重挑战，需要从市场设计和路径规划方面统筹思考。 分近期和中远期 2 个阶段设计中国电力市场建设发展的演化路径和各阶段模式，并针对计划与市场衔接、 省间与省内的衔接、中长期与现货衔接、促进新能源消纳的市场机制、辅助服务和容量市场、价格机制等关键问题进行研究，提出相关措施和策略建议，为中国进一步深化电力市场建设提供技术参考。

（来源：《中国电力 》作者：马莉，范孟华，曲昊源，李捷，赵铮，武泽辰，陈珂宁）

0 引言 

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发〔2015〕9 号） 实施以来，电力市场不 断向纵深推进，取得了显著进展。从市场规则看，以中发 9 号文及其配套文件为核心的电力市场建设政策性框架基本形成，国家相继出台了中长期交易基本规则、现货交易有关意见等文件， 各省出台省内交易规则 200 余项，市场规则体系逐步建立。从市场建设看，各项市场要素已经初步具备，在空间范围上覆盖省间、省内；在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易；在交易标的上覆盖电 能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种。从市场运营看，各类交易规范组织， 市场主体广泛参与，公开透明的市场环境逐渐形 成。先后组建了北京、广州 2 个国家级电力交易中心和 33 家省级电力交易中心，搭建了公开透明、高效运作的电力交易平台。截至 2019 年年底，各级电力交易平台累计注册市场主体 19 万 家，较前一年底增加 8.8 万家。从市场成效看， 市场建设有效激发市场活力、提高市场效率、释放市场红利。全国市场交易电量由 2015 年的 5540.9 亿 kW·h 增长至 2019 年的 26870.4 亿 kW·h，年均增 长 48.4%，占全国售电量的比重由 12.8% 提高到 47.2%。 随着国家全面深化改革的不断推进，电力市场建设还将进一步提速。尽管市场建设已取得了 显著成效，但中国电力市场建设仍面临计划与市 场长期并存、发展不平衡不充分、能源清洁低碳 转型、电力安全风险增加、市场主体多元化及利 益矛盾加剧等多重挑战，需要在建设模式、实施 路径等方面多方统筹。 为此，本文按照“管住中间、放开两头” 的体制架构和目标任务，结合新形势和新要求， 在已有市场建设的基础上提出进一步优化完善电 力市场机制设计的关键机制和措施建议，为深化电力市场建设提供借鉴和参考。 

1 市场建设思路与路径 

1.1 市场建设思路总结国内外电力市场建设的经验和教训， 市场化是一个逐步完善和循序渐进的过程。中国电力市场建设需要统筹考虑电价体系、电网结构、 平衡格局、计划放开、市场环境等边界条件的变化（见图 1），分阶段逐步推进省间和省内市场的融合，构建全国统一电力市场，实现电力资 源在全国范围内的自由流通和优化配置。

（1）从市场目标来看，以促进能源资源大范 围、高效配置为目标构建全国统一电力市场。中 国能源供需逆向分布和新能源快速发展的国情特点，决定了能源资源需要在更大范围内进行配置和流动。贯彻落实国家“构建国内国际双循环相互促进的新发展格局”决策部署也要求“加快完 善国内统一大市场”，畅通电力生产要素运转。 近年来，中国电力电量平衡格局已逐步由就地平衡向全网平衡转变。2019 年国家电网公司经营范 围内省间交易电量 10 619 亿 kW·h，占售电量的 24%。从国外实践来看，随着新能源比例的不断 提高，建设大范围电力市场已成为国际发展趋 势。美国各大市场范围不断扩大，欧洲日前市场 联合已覆盖 27 个国家，日本也采取了多种措施促 进跨区电力交易。 

（2）从市场形态来看，近期宜以省间、省内 市场“统一市场、两级运作”起步；中远期，随 着市场基础条件的变化，逐步推进省间、省内市 场融合。考虑到中国以省为主体的财税、价格、 经济运行等管理体制以及资源大范围配置需求， 近期全国统一电力市场宜采用“统一市场、两级 运作”模式。随着市场进一步发展、市场环境更 加成熟、市场基础不断演变，省间壁垒逐步打 开，省间、省内市场逐步融合并向全国统一电力 市场过渡。 

（3）从交易方式来看，以中长期电力直接交 易为基础，深化全国统一电力市场建设。考虑到 目前省内市场交易以发用电双方共同参与的电力 直接交易为主，电力市场建设应在此基础上进一步优化完善。 

（4）从交易品种来看，以电能量市场起步， 逐步健全完善辅助服务、容量、输电权等交易。 随着电力市场逐步成熟，不断丰富交易品种。近 期主要开展电能量交易，逐步健全辅助服务交 易、容量成本回收等机制。根据市场发展情况， 逐步引入输电权、金融衍生品等交易品种。

1.2 近期市场模式与主要特征

基于上述总体思路，近期全国统一电力市场 以省间、省内市场“统一市场、两级运作”起 步，主要开展中长期、现货电能交易和辅助服务 交易，建立容量成本回收机制。市场特征如下。 

（1）从市场形态来看，省间、省内市场采取 “分层申报、协调出清”模式。省间和省内市场 分别进行申报，各省先于省间平台申报送、受电 需求及价格，省间交易组织出清后，形成的交易 结果作为省内市场的边界条件。省内市场再行组 织交易，满足省内用户用电需求。 

（2）从交易品种来看，以中长期交易为主， 现货交易为补充，逐步健全辅助服务交易、容量 成本回收机制。中长期交易可约定结算曲线；现 货交易在省间主要开展日前、日内交易，省内主 要开展日前、实时交易；辅助服务以省内为主开 展，省间辅助服务市场为补充；容量成本回收机 制包括容量补偿机制、容量市场等。近期省间和 省内市场的主要交易品种如图 2 所示。

（3）从市场主体来看，主要包括发电企业、 电力用户、售电公司、电网企业等，采用发用双 方共同参与的双边交易方式。初期用户侧可采用“不报量接受价格”或“报量接受价格”的方式 参与现货市场，具备条件的地区可“报量报价” 参与现货市场；逐步引入需求侧资源、虚拟电 厂、储能等新兴主体参与市场交易；考虑到市场 主体成熟度、非市场化用户保底供电等因素，省 间市场购电省初期以电网公司代理用户（售电公 司）购电为主，可采用点对网、网对网交易模 式，可在经济水平和电价差异相对较小的区域开 展省间点对点交易试点。

1.3 中远期市场模式与主要特征

中远期，随着输配电价、交叉补贴、电网结 构、电力电量平衡格局、技术能力等市场基础条 件的变化，推进省间、省内市场逐步融合，扩大 市场主体范围、丰富交易品种，向全国统一电力 市场过渡。 

（1）从市场形态来看，省间市场壁垒逐步打 开，省间、省内市场逐步融合。通过交易机制耦 合，可逐步形成省间和省内市场“统一申报、联 合出清”模式，即将各省总体购、售电需求及价 格统一在省间平台申报，省间开展考虑主要断 面、输电通道的优化出清，省内根据出清结果， 再组织省内交易。并随着融合程度的加深进一步 过渡到“统一申报、统一出清”模式，即各省总 体购、售电需求及价格统一在省间平台申报，省 间综合考虑全网电力平衡、输电能力等因素，开 展全局优化出清。考虑到电网控制区格局，实时 市场仍按电网控制区范围组织管理。随着国家区 域协调发展战略的推进，在适应大范围集中优化 交易的输配电价机制逐渐形成后，部分经济水平 和电价差异相对较小的地区可逐步融合形成区域 电力市场，纳入省间市场整体运作。 

（2）从交易品种来看，进一步丰富辅助服务、 容量市场、输电权、金融衍生品等交易品种。在 近期基础上逐步实现现货市场与调峰辅助服务市 场的融合，推进电能量与部分辅助服务交易联合 出清，探索更大范围内的辅助服务资源共享和互 济；适时开展输电权交易、金融衍生品交易等， 构建交易品种完备的市场体系。 

（3）从市场主体来看，进一步扩大市场主体 范围，用户侧全面参与现货电力市场。随着市场 推进和政策性交叉补贴等问题的解决，省间市场 逐步引入其他购电主体，放开各类发电企业、用户、 售电公司等参与交易；用户侧全面采用“报量报 价”方式参与现货市场；扩大需求侧资源、虚拟 电厂、储能等新兴主体参与市场交易的范围。