受全球气候变暖和厄尔尼诺自然现象所影响，2023年7月全球平均气温已打破历史最高记录，达到17.23摄氏度。6月以来，中国多地持续高温，带动用电负荷激增，用电高峰期提前而至。 近日，京津冀地区高温天气提前到来，电网负荷较去年同期增长超过30%；四川和云南作为中国主要的水力发电大省和“西电东送”的重要基地，受夏季高温干旱影响，今年5月两地水力发电量较2022年分别同比下降24.4%和43.1%。一切让人想起2021年电荒和2022年川渝“迎峰度夏”时期限电，担忧纷至沓来。 作为全球发电量三分之一，电网系统最复杂的国家，中国如何保障电力供应安全？更重要的是，占中国碳排放 40% 的电力行业，是实现碳达峰的重点部门之一。电力行业的低碳转型也将在中国实现“双碳”目标起到关键作用。 但从目前看来，电力交易和市场发展阻碍颇多——省与省之间电力交易存在壁垒；价格缺乏弹性从而难以反应市场快速变化，对新能源高质量发展，提高新能源利用的支持有待提升……在这当中，增强电力电量跨区跨省灵活调配能力是关键之一，除了依托电网基础通道以实现不同区域余缺互济，背后的电力市场机制也尤为重要。 中国电力交易改革演进 自改革开放以来，中国电力行业经历了一系列改革。20世纪80年代开始，中国电力工业从原先的垂直一体化的计划管理体制，先后过渡到集资办电、政企分开和公司化等不同改革阶段 ；2002 年，国务院发布《关于印发电力体制改革方案的通知》（5号文），希望“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制”，但这次改革后，有一些尚待解决的问题，例如电力交易机制缺失，不能充分利用新能源等等。 2015年，随着国务院颁布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下简称“9号文”），中国开启了新一轮改革，引领电力市场建设、尤其是电力现货市场建设全面提速。自此之后，中国市场化交易电量逐年攀升，而电力市场目前也逐步形成以 “省级电力交易”和“中长期电力交易”为主的时空格局。 而从空间上看， 9号文发布后，中国的电力市场主要以“省”为主体建设，输配电价改革试点也是在省级层面开展并覆盖全国。目前，电力改革综合试点，已经在在三分之二的省份推进。 据统计分析，2017年到2022年间，全国市场化交易电量（含省内和省间）从2017年的16324亿千瓦时逐年提升至52543亿千瓦时，占全社会用电量比重从25.9%跃升至60.8%。 目前，省内电力市场交易占全国市场交易电量达80%以上；其余是省间市场交易电量，省间市场交易占全国市场交易电量比重，从2017年的17.9%波动式上升为2022年的19.7%。去年，省内市场交易电量合计为42181.3亿千瓦时，省间市场交易电量合计为10362.1亿千瓦时，皆为2017年水平的三倍。 尽管省内和省间市场交易量都在持续增长，从去年政府出台的一系列政策文件可以看出，“建立全国统一电力市场”已经被提到国家战略层面。未来跨省跨区电力市场，在促进资源优化配置及余缺互济上，被赋予了较高的期待。 去年年初，国家发展和改革委员会和国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，在保留既有省级电力市场的基础上，提出了到2030年将系统性地统筹推进国家级多层次统一电力市场体系建设。 同年3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》将“建立全国统一电力市场”列入“十四五”时期电力领域重点改革任务。 今年1月，“建立全国统一电力市场”在国家能源局发布的《2023年能源监管工作要点》中被列为首位，文件还强调了要制定电力市场发展规划和规范，推进建设南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。 现货市场方兴未艾 从时间上看，当前电力交易以中长期电力交易为主、以现货交易为补充。电力是一种不能大量储存的商品，生产、流通及消费瞬间完成的，所以需要调度机构精准管控。而电力作为商品交易时，电能量批发市场按其交易周期长短，通常可分为电力中长期市场和现货市场。 所谓电力中长期市场，就是指符合准入条件的发电厂商、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易；而现货市场，则泛指日前及更短时间内的电能量交易的市场，具有交易周期短、价格波动大等特点。去年，全国市场化交易电量中79%为中长期交易电量，共41407.7亿千瓦时。 事情正在发生变化。自2018年电力现货市场试运行以来，中国正在建立更灵活的跨省跨区现货市场，与中长期交易相辅相成的现货市场建设步伐正在加快。 去年11月，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，进一步将电力现货市场从试点向全国推广，为未来电力市场设计的一致性和高效的市场运行打下基础。同时，以广东起步的南方区域电力市场建设，也为全国层面建立统一电力现货市场起到先行先导的示范作用。数据显示，2022年省间电力现货市场（国网区域）试运行期间，全年累计交易电量278亿千瓦时。 多寡不均的交易格局 然而，目前中国电力市场呈现出省内多、省间少的市场交易格局：近五年全国市场交易电量里80%以上为省内市场交易，省间市场交易电量占比不足20%。甚至在 2022 年，省间现货交易电量占比不足1%，“省内多省间少”背后的原因体现在以下三个维度： 政策引导方面，考虑到各省的电力能源结构不同和改革难度，2015年的“9号文”奠定了以省为单位推进电力市场改革的格局，各省有权自行决定本省内电力市场推进路径和试点实施方案；2019年开启的电力现货试点也是以省为主体推进的。这一系列的政策实践将省级电力市场培育得相对成熟，也使得各省在各自的电力市场规则、标准、输配电价上产生差异，省间协调难度加大。 通道建设方面，跨省跨区联络线及输电通道仍有待优化完善。例如，去年四川限电暴露了四川与外省联络线主要是单向的外送输电线路的问题。相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力，去年四川缺电时期，入川的省外支援电力仅有600万千瓦，导致入川紧急电力保供协调难度很大。 又例如，以特高压工程为代表的跨区跨省电网建设，恐滞后于风光大基地电源建设，制约着省间电量充分交换。特高压外送通道审批建设周期为3年左右，但千万千瓦规模的集中式光伏项目只需1至2年即可完工。在电网建设与新能源投资热度形成错配的设定下，亟需重新评估新增输电通道的需求，并通过市场机制引导电力电量资源跨省跨区优化配置，提升既有输电通道的利用率。 除此之外，因为跨省跨区电量交换涉及省份之间在经济发展和安全保供问题上的诸多博弈，客观存在的省间壁垒也给省间交易带来挑战。 以送端省份云南省和受端省份广东省为例，在2015年9号文发布前后，国内电力供需形势整体宽松，云南本地用电需求下降叠加水电增发，致使2015年云电送粤电量同比增加2％，超过广东全社会用电量同比增长率1.4％，挤压了广东省内火电机组的利用小时数和利润空间，引发双方的矛盾和分歧。 2021-2022年电力供需形势偏紧时期，各地保供压力上升，省间协调难度加大。在这期间，云南削减部分外送电量，一方面因为来水偏枯导致水电出力大幅下降，另一方面和其他清洁能源送端省份一样，云南希望利用本地水电电价洼地和绿能价值吸引产业转移以增加省内综合经济收益。例如，以电解铝为代表的高耗能行业赴云南建厂，大幅推高了云南当地的用电量，从而增加了本地保供压力。 广东作为受端省份，在电力供应形势紧张时也希望减少外部依赖度，规避外调电带来的安全稳定风险，防止受制于人。广东省电力靠外区供应比重从2020年约30%下降到2022年23%，相应的外受西电电量从2009亿千瓦时降到1772亿千瓦时，随着2023年5月广东省发布未来三年本地新增9000万千瓦装机的目标，广东未来新增用电需求将逐步被新增本地装机所支持，外购电长协需求会相应降低。 亟需打破省间壁垒 虽然发展博弈、省间壁垒等因素对跨区跨省电力交易整体带来挑战，但受全球一次能源价格波动和国内季节性缺电影响，跨区跨省市场化交易电量有显著增长，省间现货市场购电需求明显。2022年，南方区域跨区跨省电力交易电量2306.9亿千瓦时，同比减少1.4%，但是，其中市场化交易电量762.0亿千瓦时，实现反向同比增长13.4%。 近两年迎峰度夏、迎峰度冬面临保供压力，而省间现货交易由于具有大范围、短周期的机制优势，能够以市场化的手段引导富余电量向供应吃紧地区及时调配，激励发电企业在满足本省电力供需的基础上主动顶峰发电，提升全网电力供应和平衡能力。 例如，山西现货市场在2021年7-8月晚高峰电力供应紧张时段，现货价格达到上限1.5元/千瓦时，充分激励各类机组主动顶峰发电，保障省内电力可靠供应和跨省外送电力。 通过跨省跨区现货市场提升全网保供能力，以市场化手段引导电能从平衡富余地区流向平衡紧张地区，在当前电力供需环境下意义重大。
中国电力市场的时空格局
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