金融学术前沿：电力市场化改革与全国统一电力市场

2022年9月13日晚，第148期“金融学术前沿”报告会在复旦大学智库楼209会议室举行。本次时事报告主题是“电力市场化改革与全国统一电力市场”，由复旦发展研究院金融研究中心（FDFRC）组织举办，中心主任孙立坚教授主持，报告人为孙教授研究团队成员吉宇轩。

正文

一、热点回顾

7月23日，南方区域电力市场试运行启动会举办，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。

据悉，南方区域电力市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。南方区域电力市场启动试运行后，中长期交易周期将全面覆盖年、月、周；现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区的电力现货跨区跨省交易；辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。预期到2023年，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易。

回顾近年历史，我国电力市场化先后经过了以下进程：

2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，新一轮电力体制改革全面展开，电力市场建设在南方区域加速推进。

2016至2017年，广州电力交易中心和五省区交易中心以股份制形式先后成立。

2018年，南方（以广东起步）电力现货市场开始试运行。

2020年8月，首次完成全月结算试运行，2021年11月启动连续运行。

2021年7月，全国首个区域调频辅助服务市场正式运行。

2021年11月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，我国电力市场建设进入新阶段。

2022年1月、6月，南方区域电力市场工作方案、实施方案陆续获批。

2022年7月，南方区域电力市场启动试运行。

二、热点解读

1

中国电力市场化改革发展概况

电力工业整体上是典型的自然垄断行业，20世纪80年代以来，国外对电力工业进行纵向分离重组，把发电和售电环节纳入市场竞争的范围，而将输电和配电保留在自然垄断领域，维持传统的政府管制形式。

改革开放以来我国电力工业发展分为三个阶段，即集资办电阶段、政企分开阶段和市场化改革阶段：

1、集资办电：运用市场价格机制动员资金解决电力短缺(1978～1987年)

改革开放初期，我国经济发展呈现高速发展的态势，产生了强劲的电力需求，并造成了持续而严重的电力短缺。针对这个问题，当时的解决办法无非是增加中央政府电力建设投入。但是，在国民经济长时间停滞之后，各行各业都对资金有强烈需求，而且当时开放程度不高，引入国外资金相对有限。

1985年国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，提出了集资办电政策，期望地方政府、个人和国(境)外企业投资建设电厂，真正起作用的政策是与集资办电配套的还本付息电价政策。这样，形成了当时一个特有的电价现象，即电价水平高低与电厂的所有制有关，电厂私有化程度越高，电价水平也越高，当时的资金动员本质上是通过高电价实现的，电力市场形成了计划经济与市场经济并存的“双轨制”。

2、政企分开：市场主体塑造(1988～2014年)

以“集资办电”形式体现的电力市场改革取得了明显的成效，同时也坚定了政府在电力工业中建立市场经济体系的决心和信心。随后我国政府决定扩大市场经济改革的范围，目标是在整个电力工业中建立市场经济体系。在这个背景下，首先开始政企分开改革，塑造市场竞争和政府管制的市场主体，然后实施“厂网分开”等，为发电企业参与市场竞争奠定基础。

1998年国务院出台《关于深化电力工业体制改革有关问题的意见》，开始各省电力工业政企分开改革试点工作。2001年全国大部分省份完成了电力工业政企分开改革，电力企业基本具备了接受政府管制的主体条件。2002年，国务院出台关于电力体制改革的5号文件，按照确定“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为十一，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团和四家辅业集团公司，为发电侧市场塑造了市场主体。

3、市场化改革阶段(2015年至今)

2015年后，为进一步优化资源配置效率，我国电力市场化改革主要包括以下内容：有序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本放开配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划、推进交易机构相对独立规范运行、继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究、进一步强化政府监管、进一步强化电力统筹规划、进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

图一：2015-2021 年全国全社会用电量及同比增速

来源：中国电力企业联合会

2

我国现行电价形成机制、主要弊端、改革成就

当前我国最终电价由几部分构成，包括上网电价和输配电价，加上辅助性服务费用，最后叠加政府性基金附加费用，形成终端的销售价格。

 图二：我国现行电力定价机制

来源：信达证券研发中心

当前我国电价形成机制上主要存在以下弊端：

第一，电价机制受到的行政管制较多。“煤电联动”机制规定“当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期相应调整上网电价”。2019年，“煤电联动”机制被“基准价+上下浮动”机制取代，但其初期依旧存在向上10%、向下15%的浮动限制。

第二，电价机制无法体现电力商品属性。现行电价机制仍包含交叉补贴和政府性基金及附加，交叉补贴资金主要来源于高电价工商业用户和高电压等级用户。

第三，辅助服务成本和容量成本无法疏导。2015年新一轮电力市场化改革启动后，市场化后中长期合同和现货市场报价出清机制仅覆盖电能量成本，而未能考虑辅助服务成本和固定投资成本。

随着电力市场化改革的推进，部分领域取得了明显成绩：

在改革开放初期迅速解决了电力供应短缺问题，短期内不仅迅速解决了短缺问题，甚至还出现了脆弱性的过剩。

运用市场机制改善了电源结构。20世纪以来，国家开始关注能源生产革命，出台了可再生能源补贴政策，实际上也是运用价格机制引导可再生能源开发，使我国可再生能源装机容量和发电量迅速增加。

运用市场价格机制控制电力生产能力。国家没有出台2001年时的项目审批管制政策，而是充分利用电力市场改革机会，总体上以降低电价的方式传递减少投资的信号。

图三：电力市场化交易构成

来源：光大证券

图四：近五年中国市场交易电量和变化趋势

来源：光大证券

3

建设全国统一电力市场体系

1、我国电力市场依旧存在“双轨制”价格特点

计划轨：沿用传统的政府定价体系，由电网企业统购统销。各省发改委核定不同电源的上网电价和面向不同用户的销售电价，由位于中间环节的电网公司进行统购统销，在此过程中，通过人为降低农业、居民销售电价，同时提高工商业销售电价、降低部分电源的上网电价，实现交叉补贴。

市场轨：（1）电能量市场中，主要由工商业用户和煤电企业形成市场化电价。发改委核定电网输配电价，发电企业与工商业用户能够在政府设定的浮动范围内通过自主协商、集中竞价等方式形成交易电价；电能量市场按照交易的时间尺度，又可进一步分为中长期市场（日以上的交易尺度，包括年、月、周等）和现货市场（日前、日内、实时市场），其中中长期市场交易电量占比一般在80%以上。（2）辅助服务市场中，成本由电源端“零和博弈”，逐步向用户疏导、向新能源发电等非可控机组转移。

2、全国统一电力市场体系的架构与机制

按区域划分，包括省间市场、省内市场两级。目前两级市场尚未实现联动运行，一般由省间市场先进行供需出清，其出清结果作为省内市场的边界，然后省内市场进一步进行供需出清。

按市场类型划分，包括电能量市场（中长期市场、现货市场）、辅助服务市场、容量市场等。目前电能量市场已具备较好的建设基础：中长期市场已在全国普遍建立；现货市场中，第一批8个试点地区（南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）已开展了多轮长周期结算，第二批6个试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）正在加快建设。辅助服务市场随着2021年12月国家能源局修订发布的《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号），有望加速推进。容量市场亦逐步受到政策重视。

图五：我国电力市场能源结构和改革方向

来源：信达证券研发中心

3、中长期市场和现货市场联动运行的影响

首先，中长期合约呈现金融化特征。现货市场的出清结果是决定各类发电机组实际发电曲线的关键因素，中长期合约签订的电量，对于发电企业而言可以不物理执行，存在由边际成本更低的发电机组“代发”的可能性。

其次，火电等可控机组探索新的市场盈利模式，存在较大套利操作空间。

最后，现货市场中通过出清机制，自动实现新能源大发时刻火电等可控电源的出力压降，同时其能够通过上述无风险套利机制获得经济补偿。因此，现货市场本质上反映了火电等可控机组的调峰价值。

图六：现货市场电力交易价格及交易电量（山西省例）

来源：光大证券

图七：现货市场电力交易价格及浮动比例（广东省例）

来源：光大证券

4、辅助服务市场运行的影响

辅助服务市场的存在和合理运行对整体市场有如下影响：首先，火电分摊的辅助服务费用将下降，从而获得的服务收益将提高。其次，明确了用户侧资源的市场主体地位，先前用户侧资源难以接入电网调度系统，更无法参与辅助服务，在当前政策推动下上述壁垒有望加速破除。除此之外，明确了储能的市场主体地位，新增爬坡等辅助服务品种，有利于发挥电化学储能快速调节优势。

4

电力市场化改革的憧憬与展望

改革开放特别是2015年以来，我国推动电力市场化改革取得了很大成绩，有力纠正了传统电力定价中的双轨制、效率损失等问题，然而，作为建设全国统一大市场的组成部分，未来电力市场化改革仍然有很大前景。

首先是进一步建设多层次电力市场。第一是省（区、市）市场主要发挥基础作用，保证省内电力基本平衡和省内电力资源的优化配置实现零碳电量最大化消纳的价格机制。其次，在省内市场基础上，区域市场要开展跨省区电力中长期交易和调频、备用辅助服务交易，优化区域电力资源的配置。在更宏观层面上，国家电力市场则负责省（区、市）/区域市场间的共享互济和优化配置，

其次是探索建设全国统一电力市场，重点是实现省间市场和省内市场的统一，并促进省间和省内市场不同商品品种的优化配置与统一协作。

三、专家观点

中国经济信息社经济智库副主任李济军认为，随着需求侧电气化水平提升、供给侧风光等新能源大规模接入，对灵活性电源和辅助性服务的需求都将增加，可能在一定程度上抬高电力系统的成本，未来仍需进一步完善市场机制，形成更加科学的、与新型电力系统相适应的电价机制。

清华大学能源互联网创新研究院副院长陈启鑫提出，全国统一电力市场体系在设计交易规则时要考虑不同地域、不同市场主体参与交易时的差异，也要考虑各地电网的物理条件。整体而言，在全国层面上要有一套统一的规范，从而降低电力市场的运行成本和交易成本。未来三年，要在全国范围内形成一套标准化的市场接口，使跨区跨省和省内市场交易可以高效互联互通和协作。

北京电力交易中心市场部主任李竹指出，电力市场建设要加强统筹和衔接，主要体现在省间市场和省内市场要做好衔接，各交易品种要做好衔接，市场与政策要做好衔接。此外，2025年之前，还需理顺一二次能源价格的关系以及疏导新能源接入带来的系统成本上升问题。

中国社会科学院数量经济与技术经济研究所能源安全与新能源研究室主任刘强强调由于电力需求与资源的错配，全国统一电力市场体系建设需注意电力大规模外送与本地消纳利用之间的平衡，大规模外送提高了电力系统的灵活性，但也因此产生了成本，电力若能实现本地消纳利用，则最为经济。

讨论

要界定好电力商品的属性，注意电力的公共产品属性，因此电力市场化改革在不同方面要有所统筹和区别，如输电环节坚持政府调配为主。

要统筹好现货市场和期货市场的关系，充分发挥价格发现、资源配置和流动性创造的功能，但要避免定价过度偏离等二元市场问题。

发展中长期电力市场要注意预期管理和价格信号管理，维持市场总体平稳、有序波动。

排版 | 周沈博

往期回顾