苑舜：深化电力市场化改革 促进能源低碳转型

随着温室效应影响的日益加剧，应对全球气候变化，实现清洁、低碳发展已经成为了人类社会共同的努力目标之一。2009年的哥本哈根会议上，中国政府郑重承诺：到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%~45%。2015年通过的《巴黎协定》为2020年后全球应对气候变化行动作出安排，提出了把全球平均气温较工业化前水平升高控制在2摄氏度以内目标（力争1.5摄氏度）。我国进一步承诺：中国碳排放要在2030年左右达到峰值并争取尽早达峰，2030年单位国内生产总值碳排放比2005年下降60%～65%。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”作者：苑舜）

习近平总书记在2014年6月13日中央财经领导小组会议上，创造性提出了推动能源生产和消费革命的理念：推动能源消费革命，抑制不合理能源消费；推动能源供给革命，建立多元供应体系；推动能源技术革命，带动产业升级；推动能源体制革命，打通能源发展快车道；全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。习近平总书记关于能源安全新战略的重要论述，着眼统筹推进“五位一体”总体布局，明确了新时代我国能源清洁低碳发展方向。

根据国际能源署（IEA）公布数据，全球电力行业（含热力）碳排放总量占比全球碳排放总量超过40%。因此，能源电力行业的低碳转型是实现全球碳减排目标的关键环节。我国电力行业受自然资源禀赋约束，长期以来以煤电等化石燃料机组为主要电源。截至2019年底，我国火电装机容量119055万千瓦，占比59.2%；2019年，火电发电量5.05万亿千瓦时，占总用电量的68.9%。除了上述直接排放，目前正在全球范围内兴起的“再电气化”浪潮更让电力系统在能量输送环节和终端用能环节的脱碳减排任务中发挥更大的作用。例如，电力输送可以有效减少煤炭、油气输送环节的碳排放；电动汽车的推广应用可以降低交通领域的碳排放；工商业供热和消费设备及电器的电气化，可以大幅降低终端用能的碳减排。但是这些碳减排目标的实现，不仅依赖于“再电气化”的实现，更依赖于电力行业在电能供给端的低碳转型。

自上世纪80年代以来，全球多个国家都进行了电力市场化改革。通过一系列电力市场化交易体系和电力系统运行机制的改革，不仅实现了通过市场价格信号实现电力资源的优化配置，也通过市场手段促进了电力系统运行灵活性的提升，促进了以风电、光伏为代表的低碳电源的消纳。电力行业的市场化改革，不仅推动了用电价格信号的市场化，为用电侧的“再电气化”创造了便利条件和激励信号，还有利于发电运行灵活性的增强，从供给端做到低碳转型。2015年3月15日，《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》出台，标志着我国新一轮电力市场化改革的启动。本轮改革旗帜鲜明地提出“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”的市场化改革方向，同时将控制能源消费总量、提高能源利用效率、促进节能环保作为重要改革目标。因此，如何通过推进我国电力市场化改革，促进我国能源生产和消费的低碳化转型，已经成为我国能源领域重大课题。

一、我国电力市场化改革和能源低碳转型的关系

1.电力市场的内涵

从学术理论研究的角度出发，电力市场化交易涉及电气工程、运筹学、微观经济学等多个学科门类。就其本质而言，电力市场基于微观经济学理论，在市场供求变化的基础上，通过竞争的方式引起各类电力商品的价格波动，来引导资源向更加有效、更加合理的方向流动，实现整个电力行业的优化配置。就电力市场内涵而言，电力市场的本质是将电力生产、传输、配送、销售等环节纳入整个社会资源的优化配置链条当中，通过市场手段实现电力行业乃至整个能源行业的效率的提升。

就具体内涵而言，电力市场化交易从时间尺度上可以划分为中长期交易（多年、年、月、周等）和现货交易（日前、日内、实时等）。市场成员通过中长期交易锁定交易价格、规避不确定性风险；电力系统运营机构则主要通过现货市场来实现电力运行的实时平衡和安全运行，并且将不同时段的供需情况通过现货交易价格反映到市场当中。一般而言，中长期交易往往通过双边协商或者连续滚动交易等方式进行；现货交易往往通过双侧/单侧拍卖机制完成。上世纪美国麻省理工学院 Schweppe 等学者提出节点电价理论，很好的将电力系统物理运行和电力现货交易结合起来，实现了现货电力市场出清和电力系统日前机组组合、实时经济调度的融合。目前美国7个电力市场均是建立于这套理论之上。上世纪英国、欧洲一系列学者则更偏重于反映电力的一般商品属性，英国、北欧等电力市场均建立于这一思路之上。

除了电能量交易之外，电力市场化交易还包含了辅助服务、金融输电权、可用装机容量等其他交易品种。辅助服务一般是指为了维护电力系统安全稳定运行，发电侧和用电侧提供的非电能量交易，其中包括了调频、备用等。可用装机容量一般是为了保障电力系统供给的长期充裕性，市场成员提供的装机容量保证。金融输电权等金融衍生品，则是为了市场成员风险规避等目的所提供的衍生于电能量市场之外的交易。将这些面向不同标的物的市场化交易综合起来，构成了现代的电力市场化交易体系。

2.电力市场化交易与能源行业低碳转型的联系

电力市场在能源低碳转型中扮演着两类重要角色：一是通过市场化交易，促进电力系统运行灵活性的提升，为风、光、水等低碳电源创造更大的消纳空间，从供给源头上实现低碳化转型；二是通过合理的市场价格信号，在工业、交通、居民等诸多能源消费领域实现电能替代和能效提升，从能源消费侧实现“再电气化”进程的加速，从终端消费侧实现以低碳电能替代高碳排放的传统能源。

就能源供给侧而言，电力市场化改革的推进可以使电力系统运营机构（主要是电力调度机构）有更多的资源和能力来灵活调节电力系统。就传统而言，我国乃至全球出现的弃风弃光等现象，很多是由于电力系统灵活调节能力不足所导致。例如，过去几年我国“三北”地区，特别是东北地区出现调峰能力不足，冬季供暖期夜间用电低谷时段出现了风电消纳能力严重不足的现象，这也导致了大量清洁风力发电潜能被浪费。通过推进深度调峰、启停调峰等电力辅助服务市场化改革，东北地区电力系统灵活性得到了很大提升，为风、光、核电等清洁低碳能源（以下简称“清洁能源”）消纳提供了空间，并大幅度改善了低碳电源的消纳水平，为电能供给侧的脱碳降碳作出了十分明显的贡献。

就能源消费侧而言，电力市场化的推进不仅可以实现传统电力负荷的能效改进，还可以借助电能替代等手段，实现终端能源利用的脱碳降碳。通过推进电力市场化改革，更精细、合理的电价信号可以传递给终端电力用户，用户可以基于电价信号更为合理地规划自己的用电行为，例如参与基于分时电价削峰填谷，继而提升整个电力系统的运行效率。另外，更为精细、合理的电价信号，有利于更多终端用能向电力转化。例如，供暖期夜间风电大发时段电力现货价格很可能会较低，可以帮助更多的居民供暖转为电供暖；丰水期的低电价配合电制氢等手段，可以推动交通运输环节的清洁化、低碳化；不同地理位置的电价差异，可以推动数据中心更合理地分配工作负荷。这些基于电力市场化改革的电价信号一旦能够传递到能源消费侧，就可以帮助终端用能环节实现脱碳降碳。但值得注意的是，终端用能环境的脱碳降碳，很大程度还要依赖于电能供给的低碳，特别是水、风、光、核等清洁电源占比的提升。

二、我国电力市场化改革促进能源低碳转型面临的问题

近年来，我国清洁能源发展步伐加快，水电装机持续增加，风电、光伏发电新增装机量双双位列世界第一。但是随着可再生能源的快速发展，弃水、弃风、弃光问题开始出现，虽然近阶段有所改善，但在局部地区仍呈现出不少困难。各地出现的清洁能源消纳困难局面，直接原因是由于风电、光伏发电等自身具有间歇性、波动性的新特点，局部地区输电通道不足，全国电力需求增速下降等，但深层次原因还在于我国大部分地区电力系统运行灵活性不足、清洁能源开发与市场需求不匹配、输电通道规划不合理、配套消纳机制不健全、市场机制不健全等问题。从长期来看，这些问题将成为我国进一步推动清洁能源开发利用和能源低碳转型的重大挑战。从能源消费侧看，电力终端价格还未实现真正的市场调节，用能终端灵活定价机制不完善，缺乏对“再电气化”的支持，缺乏对用户在脱碳降碳用能方面的价格引导机制。通过对我国促进清洁能源消纳政策和市场机制的梳理，以及对我国清洁能源消纳现状的分析，我国电力市场化改革在促进低碳转型方面所面临的主要问题和挑战可总结如下：

1.缺乏激励系统灵活性资源的市场交易机制

目前我国电源结构中火电机组占比高，灵活性电源本身占比较小，由于长期缺乏对提供灵活性服务电源的市场激励机制，系统灵活调节能力、调节意愿都严重不足，亟需一种能有效激励系统灵活性资源的机制。但火电作为“三北”新能源富集地区最主要、最基础的灵活性资源，在传统管理体制下，却没有太大动力主动提供调峰服务。传统上，对火电机组提供的调峰服务补偿，一直采用政府统一定补偿价格、电力调度机构按需调用的模式，这种模式激励效果有限，因为一是补偿标准一刀切，难以准确反映调峰在系统不同运行态势下的真实价值；二是定价无参考，政府与发电企业信息不对称情况下容易造成欠补偿或过补偿，大多数情况下火电机组回收的补偿费用难以弥补其少发电的机会成本；三是调度机构难以及时、全面掌握机组运行状态和供热情况，无明确原则的调用火电调峰资源可能造成机组不经济运行或影响供热质量。

2.涉及清洁能源的电力规划缺乏价格信号引导

我国风电、光伏发电等新能源装机主要集中在“三北”地区，在新能源大发展时期其规划建设往往更多考虑风、光等自然资源禀赋情况，较少考虑投资效益和电力送出问题，不少地区出现过风电长期大量弃风、新的风电场还在不断建设上马的情况。受经济发展水平影响，“三北”地区负荷需求小，增长乏力，因此清洁能源往往需要通过输电通道跨省区消纳。由于缺乏市场交易价格等信号的引导，我国目前消纳清洁能源的输电通道规划和建设缺乏系统性优化，特别是缺乏与低碳电源规划的协同。由于风、光等新能源发电出力具有随机性、波动性的特点，其可信容量较低，外送通道的建设需要考虑经济性，如果按照清洁能源装机容量配套建设输电通道，则会造成电网资源的严重浪费，增加输配电费用；而按照清洁能源保障出力建设输电线路，则会造成清洁能源资源丰沛时期出现严重的窝电现象，且不利于清洁能源电站的扩展。

3.跨省区消纳清洁能源的机制不完善

在当前用电增速放缓、产能过剩的情况下，出于对本省发电企业利益保护，各省消纳包括清洁能源在内的外省电力的意愿普遍不强，省间壁垒逐渐显现。受限于省间壁垒，调度只能采取有限的手段，通过跨省互济支援等措施来最大限度消纳清洁能源，而且跨省区消纳可再生能源的经济性也无法评价。

4.用能终端灵活定价机制不完善，缺乏对“再电气化”的支持

当前我国电力现货市场建设尚在探索阶段，电能量市场普遍缺乏灵活的定价机制，无法反映发用双侧供求关系的实时变化，不利于发挥风电、光伏、径流式水电等清洁能源低边际成本优势。特别针对某些特定时期和时段，当前电力市场化交易无法支撑面向清洁能源消纳的灵活性定价，导致用电侧无法感知到实际电力系统运行中的供需变化，进而丧失了某些支撑终端用能侧电能替代的用电价格优势，以至于阻碍了能源消费终端“再电气化”的进展。例如，针对弃风时段的电能替代增量交易，针对负荷低谷时段的电动汽车充电激励等，在目前用能终端的价格机制均无法精确有效实施。

三、面向清洁能源系统的电力市场体系设计

1.总体原则及基本思路

针对我国电力市场化改革促进能源低碳转型面临的问题，我国应结合国际相关成熟经验和我国能源生产消费的特点，通过系统地建设面向清洁能源系统的电力市场化交易体系，推动能源生产和消费的低碳转型。电力市场化交易体系设计应当遵循以下原则：整个市场体系的设计应当以中发电改9号文件精神为指导，以能源清洁低碳发展为方向，遵循能源经济和电力系统运行的客观规律，构筑市场化交易体系，改善我国能源行业资源配置，推动我国能源生产、消费和体制革命。可以考虑下列几点基本思路。

（1）构建促进竞争的电力市场框架体系

要实现能源行业的中长期和短期资源优化配置，首要任务还是应该建立充分竞争的市场交易体系，充分发挥可再生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式促进可再生能源多发满发。还要建立实现电力系统物理运行平衡的市场化电力电量平衡机制，使得市场成员能够有效参与到电力市场化交易当中，统筹优化实现电力平衡，促进清洁能源消纳。同时，针对电力零售市场，应当充分引入各类市场主体，引用更多不同类型的社会资本进入到这个领域，鼓励各种售电套餐，把批发市场的价格与售电价格更密切联系，吸引更多工业、商业、居民和能源服务公司参与灵活用能，为能源消费终端的“再电气化”提供更多价格机制保障。

（2）通过辅助服务市场等各类市场机制激励发电侧提升系统灵活性

为了更好地促进各类清洁能源通过电力系统并网发电，应当针对性地建立电力辅助服务市场、灵活的机组组合、实时经济调度等机制，通过推出各类有利于提高电力系统运行灵活性的电力市场化交易品种，促进清洁能源的消纳。例如，我国北方风电富集地区可以学习借鉴东北区域的实时深度调峰、启停调峰等辅助服务交易品种，为供暖期风电消纳创造空间；光伏富集地区可以学习借鉴美国加州市场的灵活爬坡交易品种，以应对光伏出力突变造成的系统运行问题。

（3）以价格信号引导电力规划服务清洁能源发展

在电力规划方面，应根据市场价格信号，特别是电力现货市场中的节点价格信号、阻塞价格信号等，更加合理地规划能源和电网布局，优化风、光、核等清洁能源投资建设，打通各类阻碍清洁能源送出的电网约束；在规划建设跨省区输电通道时，应以跨省区清洁能源交易价格为重要参考，根据电力市场化交易所体现出的跨省区交易价格信号，更加合理地规划配置输电资源，并实现输电通道与清洁能源的规划协同。

（4）建立跨省区消纳清洁能源的市场化交易机制

一是通过推进整体电力市场化改革，有效破除消纳清洁能源的省间壁垒，实现更大范围内的消纳清洁能源；二是健全各类跨省区辅助服务市场化补偿机制，并充分考虑风、光等新能源随机性、波动性的特点，实现调峰、备用等辅助服务资源在更大范围的高效统筹利用；三是完善促进可再生能源开发利用的体制机制，尽快建立跨省区可再生能源电力绿色证书交易机制。

（5）建立促进用能侧消纳清洁能源的消费侧市场价格机制

为了更好地激励终端用能侧消纳清洁能源，还应针对市场供需特点，建立与之相对应的清洁能源灵活定价机制。例如，针对居民供暖、农业灌溉、公共交通、港口岸基供能等终端能源消费环节，建立合理、灵活、高效的清洁能源电力交易定价机制，通过合理、优惠的价格鼓励终端用户实施电能替代，并与能源供给侧的清洁低碳化结构性调整相配合，实现终端用能侧的清洁化、高效化和低碳化，进而在终端能源消费侧进一步推进“再电气化”。为了保障清洁能源在终端消费侧的比例，强调消费终端的低碳转型义务，应尽快建立面向用能侧的清洁能源配额制，激励消费终端消纳清洁能源。

2.面向清洁能源系统的若干关键电力市场机制设计

2019年7月31日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，标志着我国电力市场体系建设加快推进。本文根据我国不同地区电力市场化改革的不同进程，针对性地设计了电力现货市场建立前（针对非电力现货试点地区）和电力现货试点建立后（针对现货试点地区）若干促进清洁能源消纳的电力市场机制。

（1）电力现货市场建立前的关键电力市场机制

我国可开发新能源规模较大的地区主要为“三北”地区，在当前经济增速放缓，电力需求增长不足，电源容量投资过剩的情况下，由系统调峰需求带来的新能源和传统能源间的矛盾日趋明显。为解决上述矛盾、增加清洁能源市场消纳空间，主要可以从以下几个方面进行市场机制设计：

第一是在现有规则的基础上，进一步明确调峰辅助服务中各发电主体间权责，引入市场竞争机制对提供深度调峰的火电机组给予补偿，提高各类发电企业参与调峰辅助服务的积极性，以缓解当前调峰能力不足的问题。各电厂根据自己实际运行情况，自主决定调峰辅助服务策略，上报调峰服务报价曲线，电力调度机构将根据报价排序和系统运行需要进行调用和结算。

可再生能源消纳参与电力市场化交易国际经验

第二是建立风火发电权交易转让机制。具体可采用两种方式，即强制发电权交易和自愿发电权交易，在电力系统调峰资源不足而必须弃风弃光限电时，风电企业向火电企业出售发电权获得收益。

第三是探索清洁能源发电直接交易机制。探索在清洁能源发电富余时段（如弃风、弃光、弃水时段）清洁能源和终端用户之间交易机制。这些特殊时段的直接交易可以鼓励电采暖、电蓄能调峰等电能替代项目，激励用能终端的“再电气化”。

（2）电力现货市场建立后的关键电力市场机制

现货市场建立后，现货电能量交易将基于边际价格出清。在这种出清模式下，市场机制鼓励发电机组按照短期边际成本提交现货电能量报价。在这种机制下，以风光为代表的新能源发电边际成本近零的特性将使其自动获得优先被调用的权力。如果市场机制设计合理，清洁能源的优先发电权将得以自动实现。同时，新能源发电出力的波动性和随机性对保持电力系统功率平衡提出了新的挑战，为维持系统频率的稳定，随着新能源渗透率的提高，电力系统对辅助服务也提出了新的要求。另外，除了电力现货交易机制，还应当从清洁能源可持续发展等角度，辅以多重配套机制。

第一是建立基于安全约束机组组合和安全约束经济调度的日前市场和实时市场，通过市场交易实现市场成员灵活调节能力的优化利用，促进清洁能源的消纳。

第二是构建更为精细完善的辅助服务市场化交易机制。搭建包括备用、调频、爬坡等辅助服务品种在内的辅助服务市场，并逐步实现辅助服务和电能量市场的耦合出清，在电力现货交易中体现辅助服务的价值。

第三是建立用电侧灵活用能管理协调机制。通过搭建需求侧响应、分时电价套餐、尖峰电价机制、分布式清洁能源交易等机制，实现终端用能侧的灵活定价和清洁能源协同管理，为用能侧的能效提升和电能替代创造条件。

第四是建立长期容量充裕性保障机制。随着清洁能源的不断发展，火电机组发电利用小时数和电能量市场的平均价格水平将逐步下降，如果缺乏其他配套机制的保障，包括火电的容量提供者将陷入收入和投资信心下降的困境。为保障长期电力供应充裕性和系统安全，可探讨在中远期建立长期备用容量市场或采用稀缺性价格机制。

四、展望

我国能源发展正处于转型变革的关键时期，面临着前所未有的机遇和挑战，我国的能源生产和消费都在向更清洁、更低碳的方向转型。在此过程中，我国的能源市场化改革，特别是电力市场化改革将为能源行业实现高效、经济的低碳化转型提供巨大支持。由于我国电力市场化改革的基础、目标和路径都明显有别于国外，因此在推动面向清洁能源系统的电力市场体系建设时，不能生搬硬套国外理论，要鼓励各地探索创新，及时总结经验并开展理论分析，走一条适合中国的电力市场与能源低碳转型之路。