eo记者 蔡译萱 发自杭州

电力市场体系建设面临市场与计划体制并存、能源清洁低碳转型加快、市场主体诉求多元化等复杂形势，这是业界对当前电改的普遍认识 。

在9月17—18日举办的中国电机工程学会电力市场专委会、电力系统自动化专委会联合学术年会暨全国电力交易机构联盟电力市场高峰论坛会上，无论是市场设计还是政策监管，都已不再围绕国外经验泛泛而谈，而是立足国情，明确改革目标，对于当下的市场设计和运行实践正在面对哪些困难，即将面临哪些风险，以及应当如何处理“有形”与“无形”之手的关系展开讨论。

如何考虑中国国情?

国家电网总工程师陈国平指出，随着能源转型和市场化改革逐步向纵深推进，中国电力市场建设仍面临着一些问题需要研究和解决，一是双轨制下计划与市场如何衔接；二是新能源如何参与市场；三是省间与省内市场如何统筹。

“改革要首先明确目标，不能为了市场而市场。”

他表示，当下电力市场建设，应以国家深化电力市场建设有关决策部署为指引，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，提高能源利用效率和安全可靠性，促进公平竞争和节能环保。

同时，要遵循电力市场经济规律和电力系统运行规律，确保系统运行安全，电力可靠供应。

电力市场建设必须充分考虑国情，不能简单照搬照抄西方电力市场模式。正是坚持立足国情、充分发挥制度优势，才保持了电力适度超前发展，保障了国民经济对电力供应的需求。具体而言，需要统筹考虑资源与负荷分布、省为实体、电网结构复杂、清洁能源转型等客观实际。

此外，要稳妥推进，充分考虑市场运营风险和社会各界可接受程度，确保改革设计具有可操性。

“今天不能达到，不代表明天不能达到，改革时间阶段可以覆盖五年、十年，不能出现电力问题，也不能没有完整思考，”上述人士说。

北京电力交易中心党总支书记谢开也谈到，电力市场是需要大规模协同的复杂系统，而不同的市场交易品种，是在不同的历史时期为解决不同问题、由不同机构主导和建设的，存在协调性、系统性不够的问题。

他表示，电力市场发展有很强的路径依赖，在选择了一个市场模式之后，如果将来要对这个市场模式进行大的调整，成本太高，因此顶层设计在初期就要以问题为导向，进行系统性架构。

对于如何统筹中长期和现货市场，目前两种市场的价格有较大差异；在省内交易中交易方式也不匹配（中长期市场以双边直接交易为主，而现货市场多以单边模式为主）；对平衡市场建设的重视还有所欠缺。谢开指出，以中长期交易为主是我国电力市场的一大特点，也是从计划到市场过渡的重要组成部分，长远来看，中长期交易一定要完成从电量向电力的转变，才能实现与现货市场的有机衔接。

国家电网副总工陈天恩则从高比例可再生能源并网的角度提出，清洁能源的消纳度提高，有赖于市场机制提供的条件。以西北电网为例，2016年西北电网弃电率高达30%—40%，而在省间市场作用下，2019年该区域新能源利用率提高了 33个百分点，把弃电率控制在了5%。

但他同时指出，随着现货市场推进，单一制电量市场价存在容量成本欠补偿问题，未来伴随高比例可再生能源并网，市场出清价更低，欠补偿问题将更为突出。

他认为，构建容量成本回收机制十分必要，但照搬国际容量市场风险太大。对于系统缺乏的调节资源，应比较不同容量成本回收机制，结合实际，用市场机制引导激励，实现资源平衡。

向国际经验学什么?

与欧美等地一些区域类似，中国面临着大范围配置资源需求突出，清洁能源本地消纳困难，跨区跨省电网加快建设等形势。

据欧盟委员会统一能源市场电力及天然气批发市场负责人Florian Ermacora介绍，在欧洲，不同国家进行市场间电力交换，通过优化出清算法实现，其目标是将整个欧洲的购电成本优化到最低。他表示，“跨区域交易与内部交易没有区别，国别间增加交易，既增加了供电安全，也减少了发电新投资的需求，从而降低了终端客户的电力成本。”

谢开也认为， 从国际电力市场发展的实践看，随着资源配置需求的提升和电网网架的延伸，充分发挥市场在更大范围内的电力资源优化配置能力，逐步扩大电力市场范围，已经成为世界电力市场发展的共同方向。无论是为了消纳清洁能源还是资源优化配置，在美国和欧洲，电力市场的规模扩大都是必然趋势。

一直以来，在关于电改的争论中，不乏有人认为一些地区在电改之后，电价特别是售电价格并未降低，意味着改革失败了。更多的人形成共识，只要放开市场准入，让更多参与者进入市场， 形成竞争，进而带来电价的下降和整体社会福利的改进。

以欧洲为例，由于多国利用可再生能源发电，其边际成本较低，发电价格出现负价也屡见不鲜。Ermacor指出，公平的市场竞价结合强大的短期市场以及需求响应，发电总成本是下降的。预计到 2030 年，每年将节约 95 亿欧元成本。也就是说，发电市场的整体效率是改进的。

不过，成本下降和价格下降是两回事。不论是欧洲还是美国，工业用户还是居民用户，仅从售电的价格来看， 基本上没有价格下降，甚至还有价格上升。这是由于对价格产生影响的因素非常多，天气、用电量、用电结构的变化、发电结构的变化都会对其产生影响。

谢开表示，总体来讲清洁能源的增加会带来运行成本的增加，即售电价格的上涨，虽然在现货市场会出现零电价或者负电价。

在他看来，要想解决这一问题，应在市场设计中考虑更短的实时市场周期，更高的日内优化频次以及更强大的优化算法（例如美国的多级SCUC和欧洲的基于混合二次规划的EUPHEMIA）。 此外，还需要更多的市场用户参与，同时设计更多的辅助服务品种，让市场有更多的灵活性资源。

对于电力系统与碳市场的联动，中国工程院院士薛禹胜指出，能源转型背景下，电力系统不再是物理问题，而是综合问题，但在社会成本，例如稀缺资源、碳排放等方面，我国没有充分给予关注。

在欧洲，各种因素经由复杂市场行为已经对欧洲碳市场动态产生影响，进而和电力市场相互作用，在短期内已出现高碳价推动天然气替代煤炭煤电。

他表示，要将电力系统融入整个能源链及相关环境，不论是否愿意，电网必须成为“中坚力量”，不能封闭独处，必须多领域、多专业协同。

怎样看待市场结算不平衡资金?

不久前，作为现货试点试运行阶段的山东，在第三次调电运行及试结算中，四天内产生的不平衡电费资金达到9500万元，而且市场化用户的用电量超过市场化发电量的三分之一，发用严重不平衡，引起业内广泛关注。

清华大学电机系教授夏清指出，市场化发用电规模不对等是造成本次现货市场试运行资金不平衡的核心原因。以清洁能源为代表的优先发电与以居民用户为代表的优先购电的曲线差异是产生不平衡资金的另一个主要原因。同时，容量补偿机制不合理，又造成了不平衡资金规模的进一步扩大。

在市场与计划的双轨制下，当发电侧放开规模明显小于用户侧放开规模时，意味着市场用户所用电量中，有相当一部分实际上为非市场化机组所发，该部分电量在发用两侧分别按照基准电价和市场电价结算，势必产生大量不平衡资金。

“但这并不像舆论所说会逼停改革，发现问题就解决问题”。

夏清提出，在目前新能源暂时缺少政策支持参与市场的情况下，一是考虑进一步放开省内其他优先发电计划，如核电、以热定电，二是考虑省外来电的市场化。

此外，对于优先发购电，如可再生能源，在市场上可申报零价或以“报量不报价”方式参与市场，确保其优先消纳；对享受特殊电价优惠政策的用户，也同样按照市场方式参加竞争。

在用户侧，应将全部市场化用户纳入现货市场交易范围，将发电侧竞争形成的现货市场价格传导至用户。

华北电力大学张粒子认为，不平衡资金的出现意味着电力市场发展应更多考虑中长期和现货市场的衔接问题。她表示应从交易（供需、机会成本、价格）、调度（合同交割与电力调度的关系）以及结算等三个维度予以考虑。

华能南方分公司相关负责人则从省内、省间市场的衔接的角度提出，在电力平衡已经走向全国市场的背景下，以省为实体的思路看待全国问题行不通。从现实运行来看，目前国网区域内已有四分之一资源是省间配置，有必要在省级市场之上再建一个省间市场来分配资源，随着电力受端省份计划模式的退出，市场化交易引入，实现两级市场过渡。

有与会者感叹，电力现货市场需要全体系建设，也是国内电力市场建设最难的部分，即使进行了大量推演，很多问题也难以预料，并产生了很多次生问题。把所有问题考虑清楚再做是上帝视角，实施困难也更大，应在推进过程中，逐步解决问题。

（本文根据论坛嘉宾演讲内容整理，未经本人审阅）