“2021年，全年市场化交易电量3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会总用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近5倍。”近日举办的“2022年经济形势与电力发展分析预测会”上，中电联常务副理事长杨昆表示，2021年电力体制改革不断深入，市场体系建设扎实推进，电力市场在资源配置中的决定性作用进一步体现。

电力作为一种特殊商品，长期以来实行“计划定价”，无法像其他大宗商品一样随行就市。自2015年3月15日中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）起，我国开启了电力商品化之旅。

7年间，电力市场在路径依赖与换挡升级碰撞、历史遗留和新问题的交织中，取得了诸多可喜成绩，也面临一系列艰巨任务。

市场化交易规模跳增

随着国家发改委去年10月印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称“1439号文”）落地实施，电力市场化发展进入质、量并重的新阶段。

“1439号文建立健全了‘能跌能涨’的市场化电价机制，通过价格信号进一步提升发电积极性的同时，加强了市场价格及市场力监控，稳定了市场预期。”广州电力交易中心董事长张勉荣在会上指出。北京电力交易中心总经理史连军同时指出，从现货市场来看，现货市场价格先升后降，基本体现了燃煤发电的成本变化。

伴随着电力市场在资源配置中的决定性作用进一步增强，电力市场交易规模呈现出“日新月异”的增长态势。

“国网经营区内，全部工商业用户进入市场后，市场交易电量规模大幅增加，各省月度直接交易电量总体规模环比增加超1200亿千瓦时。根据测算，2022年电力市场化交易占比将从50%左右提高到80%左右。”史连军在会上说。

张勉荣以南方区域为例介绍，截至2021年底，南方区域市场注册主体同比增长51.2%。2021年，南方区域省内市场化交易电量同比增长15.2%，占南方区域全社会用电比重40%，超过全国平均水平近6个百分点。

新能源市场化交易规模同步快速增长。相关数据显示，2021年，国网经营区内，新能源市场化交易电量2313亿千瓦时，较2020年提高4.2个百分点；南网经营区内，2021年首次开展可再生能源消纳量交易，2022年交易规模创国内历史新高。

电价“随行就市”面临新挑战

经济形势、管理体制、供需格局、气温变化、燃料成本等无不影响着电力市场。此前“雷打不动”的电价，如今要“随行就市”，难度可想而知。

国家电网有限公司副总经理陈国平指出，当前电力市场的生产结构、技术基础、控制基础发生了深刻变化。“传统电力系统的控制对象是同质化大容量常规发电机组，可采用集中连续控制模式。但新能源单机容量小、数量众多、布点分散、特性差异化。同时，电力系统的可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长。”

“牵一发而动全身”，电力市场建设面临诸多新挑战和新要求。“统筹考虑当前市场建设实际进展和呈现出的新特点，下一步市场建设主要面临以下三方面的挑战，即如何适应供需形势新变化、如何促进新能源消纳和高水平发展，以及如何保障电力价格稳定。”史连军指出。

在张勉荣看来，目前市场仍存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一，以及跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。“全国统一电力市场体系下，不可避免存在整体与局部利益调整的矛盾。”

以转型带来的系统成本上升疏导问题为例，陈国平分析指出，新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站本体成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源等投资、系统调节运行成本等系统成本。随着新能源规模快速增长，系统运行成本将显著增长。“据测算，新能源电量占比超过10%以后，每提升5个百分点将增加消纳成本88分/千瓦时，需要科学合理疏导相关成本。”

成本疏导是关键

如何应对电力市场的挑战，与会专家各抒己见。

杨昆认为，加快建设全国统一电力市场体系，要规范统一电力市场基本交易规则和技术标准。破除电力交易的地域界限，推动实现各级电力市场统一规范运营和有效衔接。进一步明确绿色电力市场、绿证市场和碳市场的功能定位，理顺三者之间的关系，构建目标一致、互相协同的绿色交易体系等。

史连军进一步建议，要健全多层次统一电力市场体系，完善统一电力市场体系的功能，健全电力市场交易机制。“逐步推动各类主体参与市场。明确市场准入标准，规范准入流程，积极推动抽蓄、储能、可调负荷资源、分布式能源、新能源汽车等灵活性调节资源，以独立主体或聚合商模式参与市场。发挥新兴市场主体灵活调节优势，推动其参与辅助服务市场、调节容量市场和需求侧响应等。”

灵活性资源入市只是第一步，成本疏导是关键。“支撑和调节电源的价值需要在市场中充分体现。”陈国平强调，在完善的政策保障和市场机制下，煤电等支撑性电源提供容量备用和调节服务产生的成本需要得到充分补偿，抽蓄、储能等调节电源需要合理回收投资成本，保障支撑电源可持续发展，激励调节电源加快建设。

张勉荣以南方区域电力市场为例指出，当前电力市场建设要重点解决的问题很多，如统一市场建设体系、区域利益协调、统一交易业务规范、新能源参与电力市场、有效政府和有为政府结合等问题，以及不同类型电源同台竞价与利益矛盾疏导、省间与省内各类不平衡资金处理问题等。

“针对区域市场出现省间、省内不平衡资金的问题，南方区域初步考虑对于跨省区不平衡资金在送受省区合理分摊或分享，对于省内不平衡资金将按照‘谁受益、谁分摊’的原则进行疏导。”张勉荣表示。

原标题：电力市场“决定性作用”凸显