随着我国电力市场化改革的深入推进，跨省跨区电力市场（简称省间市场）已初步形成以中长期交易为主、现货交易为补充、辅助服务交易逐步完善的市场架构，为保障国家能源战略实施、稳定能源流向、实现资源大范围优化配置、促进可再生能源消纳作出了重要贡献。由于我国各省（自治区、直辖市）资源禀赋、经济发展条件有所不同，长期以来形成了东西部、南北方经济差异化发展模式和不平衡发展格局，需要建立完善的省间市场利益分享和补偿机制，以对市场各方的诉求加以平衡、保障各主体的经济利益，进而推动省间市场协调发展。

省间市场利益现有格局及问题

省间市场利益，按照产生原因可分为资源条件形成的市场利益、市场运营形成的市场利益、输电通道形成的市场利益三类。

资源条件形成的市场利益

各类资源分布差异、发电成本差异产生的市场利益均属于资源条件形成的市场利益。一是由资源富集地区向负荷集中地区送电。我国资源、负荷呈逆向分布特点，煤炭、水能、风能、太阳能等能源资源主要集中在华北部分、西北、西南地区，这几个地区的电源装机远高于本地用电负荷且发电成本较低，可通过省间交易将富余电力输送到华东及东南沿海等负荷集中地区。考虑到送端发电企业一般将省间交易电量视为增量部分，为了增加发电利用小时数，避免弃风弃光，提高经济效益，这些发电企业通常会在保证回收发电边际成本（可再生能源发电边际成本趋近于零）的基础上，通过降低市场报价获取省间市场份额，实际出清价格（折算到受端省份后，即累加上跨省跨区输电价后）通常低于受端火电机组（主要是煤电机组）省内市场化交易均价，降价空间按照受端市场规则向相关主体传导，用于降低电力用户的用电价格，并减轻政府财税压力等。二是促进清洁能源消纳产生的利益调整。在我国能源清洁转型背景下，电网企业通过落实可再生能源保障性收购政策和完善市场机制两方面，大力提升可再生能源利用率，可再生能源发电企业通过自身边际成本较低的优势参与省间市场，实现在更大范围的优先消纳。随着送端电源中可再生能源占比的提高，在电网运行调节层面会增加火电机组的调峰、调频、备用等辅助服务成本，目前各地尝试通过开展辅助服务市场化交易的方式，协调可再生能源与火电之间的利益分配，但相关市场机制仍在完善中。

市场运营形成的市场利益

市场运营形成的市场利益与市场放开程度息息相关。随着有序放开发用电计划进程的深入，市场交易规模不断扩大，市场主体日趋多元，市场整体供需情况发生改变，省间电力分配方式也逐步由计划向市场化转变，主要表现在：一是在多受端输电通道中原有的分电比例被打破，受端省份通过市场竞争形成新的电力分配比例，在满足本省电力平衡、降低用户购电成本等因素影响下，一定程度上会推高省间购电价格。二是跨省跨区电力交易在一定程度上挤占了受端发电企业（尤其是火电企业）的发电空间，导致受端发电企业的发电利用小时数下降及经营收益下降。三是考虑电力供需实时平衡，以及送受两端电力负荷高峰、低谷存在的“同期性”问题，省间交易电力曲线协商难度较大，与送端电网存在电气连接的“点对网”机组，无法实现与送端电网的市场、运行解耦，相关调频、备用辅助服务费用需要明确补偿原则。四是为了拉动本地区经济增长、维护本地区就业稳定、保障地方财政收入，部分省（自治区、直辖市）政府为了当地经济发展，在市场机制设计中过分强调本行政区内电力企业的利益，或直接通过行政指令对电力市场进行干预，使省间市场流动性受到限制，增大了利益共享难度。

输电通道形成的市场利益

跨省跨区输电通道作为支撑省间电力市场运行的稀缺资源，在目前的市场设计中并未体现出相应价值，一般情况下，对于计划电量部分自动分配输送通道，对于市场交易电量部分则根据达成交易比例分配输送通道，产生的阻塞盈余按照规则返还给送端发电企业。下一步，还需要进一步研究省间输电通道合理利用的市场机制，如开展输电权交易等，确保省间市场协调发展。


山西电力交易中心可视化平台。（阴少华 摄）

省间市场协调发展的利益共享应对措施

建立健全省间电力市场

建立以“中长期交易为主、现货交易为补充”的完整省间市场，定位于落实国家能源战略，促进可再生能源消纳和能源资源大范围优化配置。省间中长期交易市场用于稳定市场供需、确定能源流向，可通过带电力曲线交易或约定电力曲线分解原则的方式确保物理执行。省间现货交易市场针对送端省份的富余电力，利用跨省跨区输电通道富余空间，满足可再生能源跨省跨区输送、省间余缺调剂以及省域富余电力在全国范围优化配置的需要。研究基于剩余跨省跨区输电通道（ATC）的中长期集中优化交易，通过计及ATC的省间中长期交易优化出清，实现中长期交易的分时段价格出清，发现省间中长期交易电力价格信号，实现经济潮流最优解，在不同时间维度上充分挖掘和发挥特高压输电线路的潜力，提升中长期交易结果的可执行度，提高省间市场中长期交易效率，满足各市场相关方利益共享需求。

依托可再生能源消纳责任权重机制打破省间市场壁垒，充分利用省间交易确保地方和相关市场主体承担相应的可再生能源消纳权重。建立超额消纳量交易市场和自愿绿色证书交易市场，以及相应的账户注册、消纳量生产和分配、消纳量监测统计和核算等工作机制，建立相应的技术支持系统和数据模型。鼓励各省（自治区、直辖市）优先通过消纳可再生能源物理电量达到消纳责任权重目标要求，促进可再生能源消纳。超额消纳量交易、绿色证书交易作为各省（自治区、直辖市）完成消纳责任权重的补充，按照平稳起步、有序推进的原则开展。

完善风火电源协调发展的市场机制

完善省间调峰辅助服务交易与补偿机制，充分调动市场主体以及有关各方提供电力辅助服务的积极性，兼顾各类发电机组、电网企业及用户等各方利益，最大限度消纳可再生能源。按照“谁受益，谁承担”的原则，建立公平公正的辅助服务交易与补偿机制，并逐渐探索由电力用户参与分担辅助服务费用的机制。对于跨省跨区调峰电量的界定，通常以送受两端协商的送电曲线为基准，超出约定曲线的电力波动可视为调峰补偿电量。跨省跨区调峰交易机制可按照省间送电“点对网”和“网对网”两种方式分别设计。“点对网”型，可将省间输电通道视为受端电源，纳入受端调峰辅助服务市场及分摊机制中，补偿费用由送出配套电源及参与省间交易的其他电源进行分摊。“网对网”型，由于很难明确调峰关系，以风电送出、受端为其调峰为例，受端电源可按照一定原则获得调峰补偿收益，送端风电需共同分摊调峰辅助服务补偿费用。

组织开展可再生能源替代交易。当跨省跨区输电通道已经满功率输送，送端省份仍然存在新增可再生能源消纳需求时，组织已预先安排的常规能源与可再生能源开展自愿替代交易（替代价格由常规能源与可再生能源双边协商确定）或优先替代交易（替代价格为新能源平均外送价格与被替代常规能源外送价格之差）。当市场主体无法履行合同时，组织开展有关主体间的发电权交易或合同转让交易。

建立省间交易利益分配机制

省间交易电价主要由送端上网电价和省间输电价格两部分组成。该价格与受端省（自治区、直辖市）内市场化交易均价之间将形成一定的价差空间。基于对送受两端市场主体利益的分析，需要建立相应机制，以补偿受端发电企业、电力用户、地方政府。

对受端发电企业的补偿，可以通过市场化方式，开展省间合同交易，由受端发电企业向送端发电企业出让发电指标，从而获得一定经济补偿。

对电力用户和地方政府的补偿主要来源于受端市场化交易均价与省间交易电价之间形成的降价空间。将降价红利分配给电力用户，主要是为了降低受端实体经济用电成本；将一部分降价红利分配给地方政府，主要是为了补偿受端省份政府在税收等方面受到的影响。

根据参与交易的市场主体的不同，省间交易主要分为省间直接交易和省间代理交易两种方式。而这两种交易方式所对应的分配机制也不尽相同。

一是省间电力直接交易方式下的分配机制。省间电力直接交易，指受端电力用户直接参与省间交易。在这种方式下，电力用户的报价为发电侧上网价格，通过统一出清方式确定的市场化成交价格，即为送端发电机组的上网价格。省间直接交易中受端电力用户（售电企业）的购电价格由市场交易电价、跨省跨区输电价及损耗和补偿费用、受端省级输配电价、政府性基金及附加组成。其中，补偿费用为补偿地方政府税收。

二是省间电力代理交易方式下的分配机制。省间电力代理交易，指由受端电网企业代理受端电力用户参与省间电力交易。在这种方式下，受端电网企业的购电价格与最终销售给受端电力用户的价格会产生一定价差，这个差额主要用于补偿地方政府税收亏空和降低用户用电成本等。该价差可以由受端省份政府确定分配比例，在政府、用户之间进行分配。


省间市场利益共享的建议

一是进一步破除市场壁垒，加快构建全国统一电力市场。进一步加强各省级电力市场核心交易规则的统筹协调，完善全国统一电力市场顶层设计，加强对提供省间辅助服务的发电机组开展利益补偿，探索开展省间输电通道集中优化，实现社会福利最大化，推动打破市场壁垒。

二是逐步建立公平、高效的市场组织制度和市场规则。加强顶层设计，有步骤、分阶段地推进市场建设。建立集中高效、公平有序的交易组织制度和竞争机制。建立电力市场建设评价体系，持续跟踪和评价电力市场运行状况，不断改进和完善市场交易规则。

三是进一步加强监管能力建设，营造公平公正、竞争有序的市场秩序和环境。完善市场监管机制，强化监管能力建设，健全监管法规体系。加强对电网公平开放、无歧视接入、履行保底供电商和普遍服务义务监管；加强对发电和售电等各类市场主体交易秩序、市场力监管，评估市场运行状态及潜在风险；在实施经济性监管的同时，进一步强化电力安全、节能减排、普遍服务等社会性监管。

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跨省区电力市场交易面临的形势与挑战

当前，在推进跨区跨省电力交易过程中，除了各方的利益共享与分配问题需要重视之外，还面临着其他方面的形势与挑战。

从远期看，跨区跨省输送电力需求和规模都将越来越大，急需面向未来和发展需要，查找存在短板和不足，完善跨地区电力交易机制，充分发挥市场在电力交易中的资源优化配置作用。

市场建设需要统筹协调

我国清洁能源的快速发展，迫切需要发挥大电网、大市场作用，促进能源资源大范围优化配置。目前，各省电力市场建设目标不一致、时间要求和建设进度存在差异，市场规则各自制定，交易品种自行设计实施，时序安排上缺乏约束。在省内市场交易品种日益增多的情况下，跨省区交易品种的实施窗口逐渐被压缩，省间市场协调难度进一步加大，限制了发挥区域优化资源配置的作用。此外，现货市场试点建设提速，但各方对现货模式与功能的理解仍存在差异，中长期和现货交易的界面尚不明确，需要加强统筹协调。

交易体制及辅助服务补偿机制有待完善

目前，市场建设尚处于起步和规范阶段，各省区电力市场开发程度不同，准入标准不一。一方面，对跨省区交易主体存在限制，主要以网对网交易和政府间协议方式展开，尚未开发用户和售电公司。市场主体对于扩大交易范围的诉求进一步增强，但各省区为维护自身利益，限制本省区市场主体在更大范围内参与市场交易。另一方面，跨省区交易辅助服务补偿机制缺失，部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间，造成本地大量机组停备，产生高额的辅助服务补偿费用，此部分费用都由本地电厂承担。辅助服务的主要作用仍是以省内市场调峰调频为主，由发电企业独自承担辅助服务责任，偏离了辅助服务“谁受益、谁承担”的原则。

电价传导机制有待健全

在当前电力市场条件下，发电环节本身就处于弱势地位，输配电环节的电价不变，在电力直接交易不断推进的情况下，受端电价下降的空间全部由发电端承担，造成送端省份交易意愿不强。部分区域电网在跨省通道中收费，导致输电价格偏高，由购电端落地电价倒推至送电端后，多省上网电价已低于火电燃料成本水平，过高的流通成本限制了电力外送，严重压低了发电企业的利润空间，形成了“供省外价低、供省内价高”的不正常价格信号。

输电通道利用率有待提升

2020年5月，国家能源局印发《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》。从公开的20条特高压输电送电量情况来看，锡盟-山东、蒙西-天津南、灵绍直流、雁淮直流、锡泰直流、鲁固直流年输送电量分别为54亿、95亿、415亿、253亿、119亿、236亿千瓦时。锡盟-山东特高压交流、锡泰特高压直流利用率不足。

信息披露及时性和透明度有待加强

目前，网对网市场化交易电量占到跨省区交易电量的一半以上，交易量、价均由交易中心确定，电厂没有参与定价的机会，仅能被动接受。交易落地价与当地平均上网电价的价差去向不明，落实《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》中“受电省（区、市）电网企业购外省电量的电价与本省平均购电价有差异的，纳入本省销售电价方案进行平衡”的规定尚需加强。发电企业发起的跨省区交易，交易机构响应积极性不足，输电通道分配和占用情况公开透明性也有待强化。

此外，跨省跨区交易公告信息不够全面和详细，部分区域交易结果发布时间滞后，影响企业对后续交易进行预判。电网约束、安全校核等信息披露不完整，一定程度上影响市场成员竞价策略的制定实施。

（节选自《我国跨地区电力交易进展与对策建议》。作者：叶春）

原标题：电改，省间市场“蛋糕”如何分好