2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议指出，要“构建以新能源为主体的新型电力系统”；2022年1月底，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。围绕着低碳发展目标，中央近两年来逐步出台了多项政策和意见，确立了“构建全国统一电力市场体系”这一目标，为电力行业继续深化改革绘制了明确的路线图。
然而，与国外的电力改革历程相比，我国电力行业的历史投资趋势、现存物理架构、市场化程度以及政治经济环境都具有鲜明特色。在构建全国统一电力市场的过程中，需要结合我国实际情况，对改革路径进行务实探索。从目前电力企业界和学术界的研究进展来看，多数业内专家和学者把研究重点放在对“国家—区域—省内”的多级市场构建，以及对价格机制的研究上。笔者从市场构成出发，提出一种针对“双碳”目标的、有的放矢、稳步推进的统一电力市场建设思路。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：华北电力大学经济与管理学院 许儒航 章卓；冀北电力交易中心有限公司 汤庆峰；国网北京市电力公司通州供电公司 苏韵涵）
“双碳”目标下的统一电力市场的内涵与格局
“统一电力市场”的概念在上一次成为热点，可以追溯到2002年。2002年2月10日，国务院印发了《电力体制改革方案》（下称电改5号文）。电改5号文提出了拆分国家电力公司、厂网分离、竞价上网等重要的市场化改革举措。在此期间，许多学者提出了构建“统一电力市场”的理念。然而，此时的“统一电力市场”的理念与当下“构建全国统一电力市场体系”的概念在历史背景上具有显著差异。这就导致它们具有不同的内涵与格局。
“构建全国统一电力市场”的概念，自2002年电改5号文之后，经历了两次重要的改革。一是以2015年3月15日，中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下称电改9号文）为标志的深化电力市场化改革。二是以2020年习近平总书记提出“双碳”目标为标志的电力低碳转型改革。因此，2002年左右提出的“统一电力市场”的理念更强调“市场化”和“竞争”，而当下“构建全国统一电力市场体系”的概念具有很明确的“支持低碳发展”的内涵。
从格局上看，与2002年相比，当下电力系统的构成具有两个显著特点，一是特高压输电系统的建设和使用，二是大型可再生能源基地的建设和接入。我国地大物博，资源分布也很不均衡。我国大型可再生能源基地主要分布在“三北”地区，大型水利发电枢纽主要分布在西南和中部地区。而我国的负荷中心主要分布在“京津冀”“长三角”“珠三角”等东部、南部地区。从内涵和格局上看，“构建全国统一电力市场体系”除了要在全国范围内进行电力供需互济，更是有明确的依托特高压输电网络和局部的分布式系统、提高可再生能源渗透率、降低宏观碳排放方面的目标和内容。
构建统一电力市场面临的主要矛盾
目前来看，构建统一电力市场面临三个方面的主要矛盾。
一是“总体与局部”“新与旧”的电力调度体制之间的矛盾。构建全国统一电力市场体系，需要一个统一的机构在全国范围内对电力电量平衡进行优化调度，并为此负责。从“总体与局部”上看，在进行跨省或跨区域电力调度时，不同层级或者同层级间的调度机构存在权限矛盾。从体制的“新与旧”上看，在当前的电力系统中，电力电量平衡主要是在省一级区域内实现的。当前系统内许多物理架构和运行方式都是为此设计的。进行统一市场改革，意味着要改革电力电量的平衡权责范围和主体。
二是市场竞争结果与系统安全稳定之间的矛盾。不同于一般商品的市场，电力系统的运行除了基本的电力电量平衡要求外，还受到一定的灵活性边界约束。按照竞争要求，碳排放和可变运行成本更低的风、光发电方式应该优先发电。但是过多的风、光调度量可能会突破系统的灵活性边界，降低供电可靠性，甚至造成系统级事故。
三是公平与效率之间的矛盾。按照上文所说，构建统一电力市场是为了实现资源互济，进一步提高系统效率。在“双碳”目标下，电力系统要逐步转型为以新能源为主体的新型电力系统。在这个过程中，对全社会来说，宏观用电成本是增加还是降低，是存在疑问的。在现有水平下，如果风、光等间歇性可再生能源的渗透率进一步提高，系统相应的调节成本也会提高，而且后者的增速可能显著高于前者。对于系统调节成本，公平原则意味着“谁受益，谁承担”。所以，终端用户的实际平均电价水平可能上涨。一些历史问题和政策因素会使这个问题变得更为复杂。例如，我国的电力体制长期存在大工业用户和普通居民用户之间的“交叉补贴”。如何把普通用户加入到统一市场，逐步缩小交叉补贴规模，对进一步提高系统效率具有重要意义。
优先发展具有高潜力的市场
在关于中国统一电力市场构建的讨论中，欧洲统一电力市场的建设往往被当作一个重要的参考。诚然，欧洲统一电力市场的建设起步早、交易量大、机制成熟。从1993年到2019年，通过制定多项法案，欧盟完成了电力市场化、区域电力市场、统一电力市场的建设，并正在投入力量进行低碳转型。然而，欧盟在原有电力体系、政治体制、改革时间窗口等方面与我国的情况都有着较大差别。不能只是一味地照搬“省级、区域、全国”的多级市场建设思路。优先构建哪些区域市场，纳入哪些交易品种和实体，都是值得详细研究的问题。
笔者建议，依据我国电力系统的实际情况，优先发展具有高潜力的市场。“高潜力”市场需要满足三项条件：一是适合低碳转型。是指这样的市场中有涉及低碳发电的交易品种，并且市场可以有效地发挥作用，引导生产效率的提高和技术的发展。例如，该市场中应该包括可再生能源发电和相应的辅助服务的交易。二是培养协调机制。也就是说，这个市场是由跨地区的参与者组成的。我国国土面积广大，合理的跨地区交易可以增强资源在时空上的互济性，提高效率。同时，常态化的跨地区交易将倒逼协调机制进行调整优化，培养出适合中国国情的跨地区电力交易协调机制。三是有足够的市场规模。市场规模足够，意味着各类交易品种都应该有足够规模的需求。例如，可再生能源发电商、辅助服务提供商能够从市场中获得足够的回报。有效的市场竞争将使得更高效的供应商获得回报并持续地投资于技术升级，从而在宏观上有效降低低碳发电的成本。
进一步提升跨省跨区调节资源市场的规模和活力
从电力系统发展的角度来看，我国长期以来面临两方面的“不协调”问题。一是经济高速发展与电力供给之间的不协调。我国未来长期要争取3%～6%的经济增速，就必然需要维持一定的电力供给增速。但是“双碳”目标下，新建化石能源发电方式将受到严格限制。二是可再生电源容量的增长与消纳之间的不协调。长期以来，可再生能源发电面临利用率过低的问题。按照国际能源署的数据，2018年世界光伏发电容量系数平均为10%～21%，陆上风力发电为23%～44%，海上风力发电为29%～52%。相应的，火力发电的容量系数为29%～63%。2019～2021年，中国的可再生能源新增装机容量位列全球第一。中国的集中式可再生能源发电累计装机容量全球领先，但是相应的容量系数并不高。以风电为例，根据美国国家可再生能源实验室的数据，中国平均风电容量系数为23%～29%。在当前情况下，缺乏有效跨省、跨区域协调机制，使得很多大型可再生能源基地发电送出受阻。我国的可再生能源中心和负荷中心存在典型的跨区域特征。可再生能源中心集中在“三北”和西南地区，而负荷中心集中在东部和南部。这个特点是发展新型电力系统和统一电力市场所要考虑的重要基本格局。
目前来看，应该优先在大型受端电网进一步开放调节资源市场，这样做有三点好处：一是增大跨区域输送可再生能源电力的安全性和稳定性。将保障供电安全本身看作一种服务，通过引入竞争，挖掘技术潜力，可以让安全和效率达到更高的平衡。通过构建足够的系统调节能力，争取构建跨区域的现货市场，使得整个系统有更强的实时平衡能力，增加大型新能源基地的容量系数。二是充分挖掘受端电网的调节资源。以华东电网为例。华东电网为上海、江苏、浙江、安徽、福建四省一市提供供电服务。华东电网有一定的跨省资源调度管理经验和技术积累，其服务区域面积47.4万平方千米，经济总量约占全国的1/3，有巨大的潜在调节服务需求。同时，华东电网有大量的潜在的需求侧响应资源，并且规模和种类丰富。通过发展聚合商，可以将长尾分布中的小规模负荷纳入需求侧响应中。聚合商通过小规模负荷之间的时空互济，可以减少小规模负荷的综合用电成本，有助于削减交叉补贴规模。三是市场潜力大、示范性强。以华东电网为例，华东电网的调节资源市场回报潜力大，可以为先期入场的辅助服务供应商和聚合商提供足够回报。通过竞争机制，倒逼辅助服务供应商和聚合商提升技术水平，提高对可再生能源电力的消纳能力，同时减弱对终端用户综合用电成本的影响。最后，华东电网从华中、西南、华北、西北电网受电，在供给侧包含了重要的大型可再生能源基地，对于通过市场机制提高宏观可再生能源渗透率具有重要的示范作用。
可见，在大型受端电网进一步开放调节资源市场，提升跨省跨区调节资源市场规模和活力，对于“双碳”目标下的统一电力市场建设具有较强的可操作性和示范性。
