建设区域电力市场，有为政府和有效市场都需要

eo记者 韩晓彤

编辑 陈仪方

审核 冯洁

自2022年7月南方区域电力市场启动试运行以来，南方区域电力现货市场已完成两次调电试运行。近期，广州电力交易中心联合南方五省（区）交易中心发布《2023年南方区域电力市场中长期交易总体方案》，推动中长期交易与区域电力现货市场衔接。

2023年3月22—23日，广州电力交易中心举办南方区域电力市场建设圆桌论坛，与会嘉宾围绕区域市场建设的关键问题展开讨论，从不同角度对推进区域电力市场建设提出建议。

区域电力市场建设涉及多个省区之间的利益协调。各省经济发展情况不同，资源禀赋不同，改革起步阶段，电力市场以省为单位建设，统一电力市场体系建设需要应对省间壁垒挑战。

中国人民大学应用经济学院能源经济系主任宋枫指出，统一大市场在效率、公平、安全、环境等方面对各省份的影响不同，这也是省间壁垒的根源之一。

她认为，统一市场可能产生三种再分配效应，一是在电力需求弹性小于供给弹性时，电价下降带来用电价格下降幅度大于生产成本下降幅度，因此发电企业利润会下降；二是市场统一后，各地区电价会逐渐趋同，电力输入省份自身发电量进一步下降，压缩本地发电厂利润，价格上涨省份企业用电成本抬升，可能带来潜在经济结构调整；三是电力输出省份环境压力可能会上升，在电源结构约束下，产生更多碳排放，电力输入省份和较少电力外送省份由于清洁能源发展和高效率机组替代，碳排放可能一定程度降低。

因此，如何协调不同利益诉求和调整利益格局是建立统一市场必须解答的核心问题，而这需要有效市场和有为政府共同发挥作用。

宋枫表示，构建有效的电力市场，首先要建立价格信号引导资源配置的信心，减少政府对价格和交易过程的直接干预，回归价格信号引导资源配置的本意；其次，有效的电力市场包括电能量市场、辅助服务市场、容量补偿市场（机制）、输配容量分配机制等，各个市场相互影响，需要协同发展。

发挥有为政府的作用可从中央和地方政府两个层面分析，我国目前各省电力市场模式差异较大，需要中央统筹全局，加强顶层设计，确立好改革目标与路径，规范各省电力市场标准化模板，统一核心规则设计，尽可能减少未来市场统一的制度性障碍。

地方政府在推进省级电力市场建设中发挥着关键作用，而电力市场一体化下成本和利益的不均衡分配可能会影响全国统一市场的建设。要解决省间福利分配的公平性问题，可以考虑配套相应的财政转移支付政策工具以缓解公平性问题，调动各省推进电力市场一体化的积极性。

华北电力大学教授王鹏指出，推动区域电力市场建设要协调好市场竞争机制、兜底服务机制、绿色发展机制、区域协调机制四种机制之间的关系。

在区域协调机制方面，要注意在区域发展不平衡的情况下保障既有利益。这需要市场建设者在区域电力市场建设功能不断加强、运转基本正常的基础上，有意识地与中央政府、地方政府共同探讨区域间协调发展问题。区域利益补偿仅靠电力市场价格机制很难完全满足。

对于具体的交易机制设计，王鹏表示，所有电力交易最后都要落实到电力调度上，五级调度中的国家级调度、区域级调度、省级调度这前三级调度之间的协同关系将是区域市场建设中的一大核心问题。

浙江大学教授丁一指出，充分利用输电通道传输能力是未来我国统一电力市场建设的重点。现阶段，省间市场交易出清时，较多考虑电力电量平衡，需要更多考虑关键输电通道传输容量。可用传输容量（ATC）是指，在现有输电合同基础上，实际输电网络中剩余的、可用于商业使用的传输容量。他认为，我国电网结构日益复杂，跨区交易若不考虑可用传输容量，一方面存在交易电量被校核削减的可能性，另一方面可能导致输电通道未充分利用。因此需将输电通道可用传输容量作为跨区电能交易的边界条件，建立考虑可用传输容量的跨区输电阻塞管理方法。