自2002年4月国务院出台《电力体制改革方案》并启动电力工业市场化改革，再到国务院于2015年3月发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（“《2015若干意见》”），在过去的20年中，中国经历了两轮电力市场化改革。2002年4月开始实施的首轮电力市场改革，旨在改变当时中国电力行业指令性计划体制和政企不分、厂网不分的状况，推动市场主体多元化。而交易机制缺失、电力缺乏市场定价机制、新能源和可再生能源开发利用面临困难等在电力工业市场改革过程中浮现的问题促使中国政府于2015年3月启动第二轮电力市场化改革。

 

经过一系列改革，中国电力市场形成了一定的市场规模，在优化资源配置中作用明显增强。但中国电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。因此，国家发改委和国家能源局于2022年1月18日出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（“《2022指导意见》”），旨在加快建设多层次全国统一电力体系，统一交易规则和技术标准，推进适应能源结构转型的电力市场建设。

 

本文旨以《2022指导意见》作为切入点，对中国电力市场的现状和若干发展趋势做简要分析和梳理。

 

1.中国电力市场的现状

 

在《2015若干意见》的推动下，中国已经建立了由区域电力交易中心和省级电力交易中心构成的电力市场体系。根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的统计数据，截至2021年12月31日，全国共建立了2个区域电力交易中心（即北京电力交易中心和广州电力交易中心）和32个省级电力交易中心。

 

中国作为世界上最大的能源生产国和能源消费国，其电力市场交易十分活跃。根据中电联发布的统计数据，2021年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量达37,787.4亿千瓦时，占当年全社会用电量的45.5%。

 

1.1电力市场的参与主体

 

虽然中国尚未建立全国统一的电力市场，但各个区域和省级电力交易中心参与电力市场交易的主体类型大致相同。按功能分，中国电力市场的参与主体可以分为市场交易主体和市场运营机构。前者包括发电企业、电网企业、售电企业和电力用户等，后者包括电力交易机构（例如广州电力交易中心）和电力调度机构（例如国家电力调度控制中心）。按角色分，他们分别扮演售电、购电、输电和市场运营的角色。

 

1.2主要交易类型

 

总体来看，目前中国电力市场交易的主要类型包括电能交易、输电权交易、发电权交易和辅助服务交易等。

 

(a)电能交易

 

目前中国电力市场电力交易总量以电能交易为主。根据中电联的统计，2021年度全国省内交易电量（仅中长期）30,760.3亿千瓦时中，包含电力直接交易和绿色电力交易在内的电能交易达到了28,520.8亿千瓦时，占比高达92.72%。

 

中国电力市场的电能交易主要分为电力中长期交易和电力现货交易。电力中长期交易是发电企业、电力用户、售电企业等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、季、月、周、多日等电力批发交易。

 

而电力现货交易主要进行日前、日内、实时的电能交易，目前仅在南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃这8个地区试点。试点地区已根据自身的特点同步或分步建立了电力现货交易的日前市场、日内市场、实时市场或实时平衡市场。

 

(b)发电权交易

 

发电权交易是指发电企业将基数电量合同、优先发电合同等合同电量，通过电力交易机构搭建的交易平台，以双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式向其他发电企业进行转让的交易行为。

 

中国发电权交易目前主要集中于因自身原因造成无法完成合同电量，或因清洁能源消纳空间有限而需发电机组间相互替代发电的发电企业之间。根据中电联的统计，2021年度全国发电权交易量达到了2,038.8亿千瓦时,占当年全国市场交易电量的5.40%

 

(c)电力辅助服务交易

 

电力辅助服务主要是指为维持电力系统安全稳定运行和促进清洁能源消纳，由发电侧并网主体、新型储能、能够响应电力调度指令的可调节负荷等提供的服务。电力辅助服务可以分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。

 

当前，中国电力市场上辅助服务交易的主要参与者包括发电厂、公用电化学储能电站和电网企业等，交易的标的为有偿电力辅助服务，具体的辅助服务品种包括深度调峰交易、启停调峰交易、火电调停备用交易和需求侧资源交易等。多个省份也各自制订了符合自身电力辅助服务市场特点的电力辅助服务交易规则，为此类交易提供了规则保障。

 

(d)输电权交易

 

早在2005年《电力市场运营基本规则》出台时，输电权交易便被列入认可的电力交易类型。但截至目前，中国电力市场仍未浮现该类交易的身影。国家发改委在2021年10月印发的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》中第一次提出了“对具备条件的跨省跨区专项工程，可探索通过输电权交易形成输电价格”。我们对于输电权交易的成型拭目以待。

 

2.中国电力市场存在的问题和解决路径

 

2.1中国电力市场存在的问题

 

如发改委在《2022指导意见》中所指出的那样，目前中国的电力市场虽然形成了多元竞争的格局，但还存在着市场体系不完整、交易规则不统一、跨省区交易存在市场壁垒、对新能源消纳能力不足等问题。

 

(a)市场体系不完整

 

成熟的电力市场通常有完整的市场体系。以北欧电力市场为例，其市场体系主要包括金融市场、现货市场、实时市场以及零售市场。中国目前已初步建立了电力现货和中长期交易市场，电力辅助服务交易也在尝试推进，但市场体系仍待完善。

 

虽然北京电力交易中心和广州电力交易中心作为区域电力市场起到了统合区域电力交易的作用，而省级电力交易中心起到了优化电力资源配置的基础作用，但目前中国仍未建立国家层面的全国电力交易中心，电力市场体系仍不完整。

 

市场体系的不完整，在一定程度上制约了跨省跨区电力交易的发展。例如， “三北”地区拥有丰富的电力资源，但在某种程度上受限于缺乏完整的电力市场体系，该地区的电力资源未能充分输送给用电需求量较大的东部地区。此外，市场体系的不完整也影响了不同层级电力市场之间的协同和合作。例如，中长期市场建设不充分，使得各层次市场难以形成分时段电量电价，峰谷价差无法拉大。

 

(b)交易规则不统一

 

目前全国2个区域电力交易中心和32个省级电力交易中心均制订了各自的交易规则，涵盖市场准入和退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等方面。但各个电力交易中心的交易规则存在差异，给参与不同省区之间购售电交易的市场主体带来了诸多不便。

 

以跨省跨区的电力中长期交易为例，北京电力交易中心和广州电力交易中心制订的电力中长期交易规则在交易品种、交易组织、偏差电量处理、价格机制等方面均有不同的规定。

 

而从电能现货交易在首批试点地区（即南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）的执行情况来看，因为对一些重点共性问题存在分歧，各地制订的电能现货交易规则在市场模式、交易组织、交易结算等方面存在很多差异。

 

(c)跨省跨区交易存在市场壁垒

 

北京电力交易中心和广州电力交易中心的设立，为包括电能现货和中长期交易在内的电力跨省跨区交易做出了有益探索。2021年，北京电力交易中心省间交易电量完成1.24万亿千瓦时，同比增长7.3%。广州电力交易中心2021年跨区跨省市场化交易电量670亿千瓦时，创历史新高，同比增长90.9%。

 

在电力跨省跨区交易增长的同时，我们也看到阻碍电力跨省跨区交易进一步发展的一些市场壁垒。一方面，各个区域或省份电力交易中心交易规则的差异、交易技术标准和数据接口标准的不统一，导致各个交易中心之间不能直接衔接，增加了位于不同省区的市场主体参与交易的成本。另一方面，由于不同省份之间发电机组配置、输电网络建设的不均衡，以及跨省区输电过网费用构成、输电通道利用效率的差异也为电力跨省跨区交易制造了障碍。

 

跨省跨区电力交易的市场壁垒，在某种程度上也造成了中国新能源产业电力无法有效消纳，弃风、弃光现象仍较为严重。根据国家能源局发布的数据，仅在2020年，全国弃风电量就达到约166亿千瓦时，全国弃光电量达到52.6亿千瓦时。

 

(d)新能源消纳能力不足

 

根据中电联发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2021年底，中国的全口径非化石能源发电装机容量虽然超过了煤电装机容量，但煤电发电量仍占当年全口径发电总量的60%，煤电仍然是中国电力供应的主要电力来源。而目前中国电力市场上交易的电能主要还是煤电，除个别试点地区外，以光伏发电、风电等新能源为代表绿色电力并未充分地直接参与电力市场交易，新能源发电未得到充分消纳。

 

中国东西部地区电力资源分布不平衡，以及发电能力和用电需求上的错位在某种程度上导致了新能源电力的消纳能力不足。中国西部和“三北”地区拥有丰富的太阳能和风电等新能源电力资源，而受限于地区之间经济发展的不平衡，中国西部和“三北”地区对新能源电力的消纳能力不足，加之其他因素的影响，导致弃风、弃光现象仍较为严重。另一方面，新能源发电规模的增长和用电需求增长之间的不同步也制约了新能源电力的消纳。根据统计，2021年之前的近5年，中国全社会用电量年均增长5%，而新能源装机容量年均增长高达30%以上。

 

2.2解决当前中国电力市场存在问题的主要路径

 

《2022指导意见》对于上述问题指明了解决路径。一方面，中国政府将通过加快建设国家电力市场、推进省（区、市）/区域电力市场建设和推进跨省跨区市场间开放合作来健全多层次的统一电力市场体系；通过规范统一市场基本交易规则和技术标准、加强信息共性和披露等举措，来破除电力跨省跨区交易的市场壁垒。另一方面，针对适应能源转型和双碳目标的实现，提出加快推进绿电交易建设，优先在交易组织、电网调度等方面赋予绿电优先地位，鼓励绿证和碳排放权交易制度衔接、分布式发电的就近消纳，引导新能源发电企业和电力用户签订较长期限的中长期合同，鼓励新能源报量报价参与电力现货市场等措施。

 

此外，《2022指导意见》规划的总体目标也为解决中国电力市场目前存在的问题指明了方向。根据《2022指导意见》，到2025年，全国统一电力市场体系要初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。同时，到2030年，全国统一电力市场体系要基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

 

3.中国电力市场值得关注的若干发展趋势

 

在中国“碳达峰”、“碳中和”的目标下，中国的新能源产业势必迎来新一波的发展高峰。而新能源与信息技术的结合，也将使新能源产业的发展迈上一个新台阶。在这一大背景下，我们可以预见，未来中国的电力市场将在如下领域有广阔发展空间。

 

3.1市场参与主体将更加多元化

 

国家发改委和国家能源局在《2022指导意见》中提出要“培养多元竞争的市场主体”，“引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易”。

 

在《2022指导意见》发布之前的2022年1月10日，两部门就联合其他主管机关印发了《关于进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》，强调要积极推进试点示范，探索新能源汽车参与电力现货市场的实施路径，研究完善新能源汽车消费和储放绿色电力的交易和调度机制。

 

紧随其后，国家发改委、国家能源局又于2022年1月30日发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。由此可见，中国政府在政策层面上将引导并致力于新能源电力市场主体的多元化。

 

此前，各省或区域电力市场也已开展新型市场主体参与电力市场交易的实践。例如，广东省能源局于2021年12月17日发布了《南方（以广东起步）电力现货市场建设实施方案》（征求意见稿），提出可再生能源发电、西电及外来电、抽水蓄能电站、以及储能示范应用项目、可调节负荷等第三方资源逐步参与电力市场交易，条件成熟时研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。

 

而浙江省于2021年8月首次引入了第三方独立主体参与电力辅助服务市场试运行，包括21家电力用户和电动汽车公司、浙江省铁塔公司等4家负荷聚合商在内的主体参与旋转备用品种交易，通过竞标与浙江统调发电厂共同承担系统旋转备用服务义务。预计未来将有更多符合条件的新能源产业相关主体参与到电力市场交易当中来。

 

3.2“证电合一”的绿色电力交易将得到发展

 

为解决新能源产业过度依赖财政补贴、新能源电力系统消纳机制不合理的问题，国家发改委、国家能源局会同财政部曾于2017年1月联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，决定由国家可再生能源信息管理中心向陆上非水可再生能源（风能、光伏等）发电企业核发绿色电力证书（“绿证”），电力用户向发电企业购买绿证，发电企业对于出售绿证获益部分，不再接受财政补贴。另外，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》中，也将绿证作为新能源消纳量核算指标之一。

 

但自绿证制度推出以来，由于新能源电力的消纳量不足，绿证交易并不活跃。根据中国绿色电力证书认购交易平台的数据，截至2022年3月15日，累计风电绿证核发总量最多的河北省核发风电绿证达到5,428,315张，而交易量仅有66,094张，占比仅为1.22%；累计光伏发电绿证核发总量最多的黑龙江省核发光伏发电绿证达到1,909,901张，而交易量仅有123,466张，占比仅为6.46%。

 

为了进一步解决新能源电力系统消纳问题，国家发改委于2021年9月批准了中国国家电网公司和中国南方电网公司联合制定的《绿色电力交易试点工作方案》，试点由电力用户或售电公司与绿色电力（即风能、光伏等可再生能源上网电量）发电企业同步开展电力中长期交易和绿证认购交易，明确了绿电交易与绿证衔接，实现“证电合一”，即由国家能源主管部门组织国家可再生能源信息管理中心进行绿证核发并转至电力交易中心，电力交易中心依据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。“证电合一”制度可以确保绿色能源从生产、交易到使用都能够做到可追踪、可衡量、可核查。

 

同时，国家发改委在《2022指导意见》中提出要“探索开展绿色电力交易”，“以市场化方式发现绿色电力的环境价值”后，广州电力交易中心与南方区域（即广东、广西、海南、云南和贵州）各电力交易机构联合编制印发了《南方区域绿色电力交易规则（试行）》（自2022年2月25日起实施），明确参与绿色电力交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的可再生能源企业，绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的上网电量。

 

根据中电联《2021年全国电力市场交易简况》的数据统计，2021年度全国各电力交易市场绿色电力交易量达6.3亿千瓦时，仅占当年市场交易电量的0.017%。可以想见，随着相关交易规则的出台和完善，参与交易主体的增多，未来数年“证电合一”的绿色电力交易将得到更大的发展。

 

3.3分布式发电市场化交易将更活跃

 

在过去很长一段时间里，中国分布式发电采取 “自发自用、余电上网”或“全额上网”的模式。分布式发电项目产生的电量除自用部分外，通常由电网企业按照标杆上网电价进行收购，并未实行市场化交易。

 

2017年10月，国家发改委和国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（“《试点通知》”），决定开展分布式发电市场化交易。《试点通知》发布后，国家发改委和国家能源局在2019年确定了首批分布式发电市场化交易试点项目26个，涉及湖北、河南、山西等省份。

 

根据《试点通知》，试点区域可依托省级电力交易平台设立分布式发电交易的子模块，由发改（能源）主管部门负责组织编写区域内的分布式发电市场化交易规则，明确具体的交易模式、交易条件和流程。

 

从已公布的《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》和《广东省分布式发电市场化交易试点规则大纲（征求意见稿）》来看，目前的分布式发电市场化交易依托于电力中长期交易，电力用户可以同时参与分布式发电市场化交易和电力中长期交易，且前者的交易电量优先于后者的交易电量进行结算。

 

根据已知的公开信息，截至2022年3月1日，首批分布式发电市场交易试点项目中仅有江苏省常州市天宁区郑陆工业园5兆瓦试点项目成功投入运营。在某种程度上，输配电价、过网费、电力辅助服务等因素阻滞了分布式发电的市场化交易。

 

为推动分布式发电市场化交易的发展，国家发改委和国家能源局在《2022指导意见》和《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》中都提出要健全分布式发电市场化交易机制，推动分布式发电参与绿色电力交易，鼓励分布式光伏等主体与周边用户进行直接交易，建设相应的交易平台。

 

在地方层面，江苏省在2019年制定了《江苏省分布式发电市场化交易规则（试行）》，对分布式发电市场化交易的组织、结算进行了明确的规定；浙江省发改委发布的《关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（修改稿）》中也指出要大力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议，明确过网费标准。

 

综上，在中央和地方双重政策扶持下，我们预见分布式发电市场化交易有望成为未来中国电力市场中促进新能源就地消纳，解决“弃风、弃光”问题的一个重要机制之一。

 

3.4电力用户直接参与交易的电子交易平台模式将崛起

 

国家发改委和国家能源局在《2022指导意见》中提出要“鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易”。而开展直接交易需要更具灵活性的交易平台和交易模式。发电企业或售电公司与电力用户通过电子交易平台进行直接交易的模式在国外电力市场已经有比较成熟的实践经验。例如，通过美国德克萨斯州公共事业管理委员会创设的售电平台“淘电网”，用户可以选择不同售电公司的售电套餐。芬兰的电力市场也在2014年创建了一个信息交换系统，电力用户和电力零售公司或配电运营商可以直接在系统中创立或修改电力零售合同。

 

2020年以来，中国国内对电力交易市场电子交易平台模式进行了尝试和探索。2020年10月，昆明电力交易中心推出“来淘电”电力交易平台，将电力交易与电子商务相结合，由售电企业在“来淘电”平台上展示电力套餐，用电企业可以选购不同的电力套餐，也可以与售电企业协商订制电力套餐。“来淘电”电力交易平台的推出，为全国各省、地区的电力电子交易平台的构建提供了参考。

 

结合电力用户直接参与交易的市场需求以及国家能源局在《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》中强调的“探索建设基于区块链等技术的交易平台”的改革愿景，我们预见，中国电力零售市场中将出现更多结合互联网建立的电力电子交易平台的趋势。

注：本文资料来源于北京大成（上海）律师事务所