自2015年中發9號文下發以來，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，我國電力市場的建設進程加快推進，多元化的市場主體格局正在形成，市場主體意識不斷增強。到目前為止，國家電網經營區域內28個交易機構全部組建，搭建了公開、透明的交易平臺，市場主體參與數量和范圍逐步擴大，市場化交易電量不斷攀升，省內和省間交易品種日漸豐富，清潔能源消納水平持續提升，改革紅利逐步釋放并普惠社會。

在電力市場化建設取得階段性成果的同時，我國電力市場仍然面臨著市場體系不完整、能源低碳轉型任務艱巨、持續擴大市場化交易規模面臨挑戰等嚴峻形勢。因此，在下一步市場運營中，仍需有效統籌省間和省內交易，統籌中長期交易與現貨交易，進一步提升電力市場風險防控能力，加強電力市場技術支撐，為我國電力市場健康有序發展奠定堅實基礎。

2017年電力市場運營情況

從目前市場主體參與的情況來看，截至2017年底，在國家電網經營區域內市場主體的注冊成員達到55700余家，發電企業27000余家;電力用戶26000余家，其中大概有近13000家是零售用戶，另外13000余家是直接參與交易的用戶;售電公司注冊2233家。2017年電力用戶和售電企業注冊數量呈爆發式增長，較2016年增長了3.7倍(見圖1)。

從市場交易總量來看，2017年市場化交易電量在國網區域內首次突破1萬億千瓦時，達到1.2萬億千瓦時，占整個國網售電量的比例達31.2%，其中電力直接交易近9000億千瓦時，釋放紅利295億元(見圖2)。

從省間交易情況和資源優化配置情況來看，2017年全國省間電力交易總額8735億千瓦時，其中華北、東北和華東交易量和交易規模增長較快，但市場化占比最高的是西北地區，實現了90%以上的市場化省間交易。目前的交易類型主要是分四大類，包括省間合約交易、用戶和售電公司參加的直接交易、合同轉讓及發電權交易和省間現貨交易。各月省間市場化交易價格相對平穩。隨著2017年下半年供需形勢收緊，各省市場化交易平均落地價格同步有所上漲。

從省內交易情況來看，目前省內交易主要是由用戶直接參與或售電公司代理的直接交易。隨著發用電計劃的逐步放開，各省(除西藏外)電力直接交易電量快速增加，江蘇、山東、浙江、河南、安徽、山西、四川7個省電力直接交易量突破500億千瓦時，遼寧、福建、湖北、陜西4個省電力直接交易電量突破300億千瓦時。

從新能源消納情況來看，2017年新能源消納達到較好水平，實現了“雙升雙降”的目標，其中棄電量和棄電率均實現下降，整體棄風棄光總量下降了52億千瓦時，棄電率從16.3%下降到11%。

從售電業務情況來看，目前已經有15個省允許售電公司代理用戶進入市場參與電力直接交易。據統計，在已注冊的2000多家售電公司中，有20%多的售電公司參與了市場交易，代理電量為2100億千瓦時左右，占目前市場交易量的20%。大部分售電公司目前還是處于起步狀態，尚未參與市場交易(見圖3)。

電力市場面臨的形勢和挑戰

頂層設計：完整市場體系的設計和建設成為當務之急。目前我國中長期電力交易經過多年的發展已經趨于成熟，各省都已下發省內中長期交易相關規則，確立了市場模式并開展交易。但是從目前情況來看，據不完全統計，各省的交易規則據總共有300多種，而且相互之間差異較大。僅以中長期交易的偏差考核來看，免考核范圍有2%的，也有3%等各種數值的;有按月考核的，也有按季度、年度考核的;有采用滾動調整的，也有采用預掛牌等方式的。僅就單個省內市場而言，可能并不會產生矛盾。但是隨著市場范圍的擴大，尤其省間市場規模的擴大，作為電力用戶、售電企業或者發電企業，如果要參與不同省份和省間的購售電交易，需要對相關各省市場的交易規則進行深入了解，操作也較為復雜，市場主體較為茫然。同時，這也不利于市場的互聯互通和相互融合，對于全國電力市場的發展是明顯的制約。

同時，目前國家已經確定了8個省級現貨交易試點，作為進一步深化電力市場改革的重要舉措，其中國網區域內有6個試點。現貨交易需要與中長期交易進行緊密的耦合，必須統籌設計和建設。從國網區域六家現貨交易試點看，目前浙江和山西進展相對較快，已經初步提出了在操作層面的實施方案。從現貨市場建設試點的方案看，幾個現貨市場試點單位在市場模式、交易組織、交易結算等方面都存在巨大差異。因此，下一步電力市場的建設應該盡快在頂層設計層面，對市場體系的整體進行詳細設計，統籌推進市場建設，使之更好地促進資源的自由流動和清潔能源消納，方便市場主體參與交易，為未來的市場融合做好準備。

清潔轉型：促進能源低碳轉型任務依然艱巨。習近平***自黨的十八大以來多次提出要推動能源四個革命和一個合作。尤其是在去年底召開的中央經濟工作會上，習***明確要求加快電力市場建設，大幅度提高市場化交易，促進清潔替代。通過市場機制促進清潔能源消納是落實黨中央和國務院要求的重要舉措，也是當前任何電力市場中都要著重考慮的問題。盡管2017年我國風電、太陽能的棄電量和棄電率實現了雙降，但清潔能源的消納仍不充分，裝機還在快速增長，清潔能源消納依然面臨巨大壓力。發電機

清潔能源尤其是新能源具有出力預測難度大，波動性強等特征。從目前情況來看，解決清潔能源消納主要是通過兩方面措施，一方面是加強“硬件”建設，協調電源電網規劃建設，積極推進特高壓跨區輸電通道和系統調峰能力建設，提升大電網平衡調節能力，推動源網荷協調發展和友好互動。另一方面加強“軟件”建設，完善電力市場機制，通過市場有效協調清潔能源和常規能源及相關各方的利益。推動完善投資和消費激勵政策，促進電能替代，充分調動全社會多發多用清潔能源的積極性。

市場紅利：持續擴大市場化交易規模面臨挑戰。2018年是改革開放40周年，李克強總理在今年兩會上提出了一般工商業電價再下降10%的要求。社會各界對加快市場建設、進一步擴大市場交易規模，促進紅利釋放給予了較高期望，目前各省、區域市場放開的規模不盡相同，從2018年初步計劃看，國家電網覆蓋范圍內，青海放開比例最高，超過60%;山西、江蘇、甘肅、寧夏、新疆放開比例超過40%;安徽、福建、河南、遼寧、蒙東、陜西、四川、重慶放開比例在30%～40%;河北、山東、湖北、江西、吉林、黑龍江放開比例在20%～30%;上海、浙江、湖南放開比例在10%～20%;京津唐地區放開比例不足10%。部分地區擴大市場交易規模任務較重。

有效競爭：市場有效競爭有待加強。從2017年電力市場整體運行情況來看：首先，市場的競爭仍不充分，尤其是省間壁壘問題突出，出現了個別省份嚴控省外購電、設置外購電量上限、壓低省外購電價格等問題，制約了全國電力市場作用的發揮和能源資源的充分、高效配置。其次，市場風險防控機制亟待健全。一方面市場中存在價格波動、供需平衡、市場力、規范運營等多種風險，將對市場的可持續發展造成影響;另一方面，市場主體的風險防范機制缺失，市場信用體系亟待建立。尤其是目前我國的電力市場以單邊降價為主，用戶進入市場的目的就是要買“便宜電”。如果供需發生變化，電價出現上漲的風險該如何應對，這對于整個市場和用戶個體而言都是重大的考驗，目前也缺少有效的風險防范措施。

因此，下一步應充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，減少市場干預，破除市場壁壘，促進電力資源大范圍優化配置，并盡快建立健全市場風險防控機制和信息共享機制，促進市場有效運作。

我國電力市場發展思路與設想

2018年我國電力市場建設將進一步深化。隨著現貨市場試點工作的推進，市場建設將進入深水區，有三個方面需要慎重考慮和詳細設計。一是省間市場和省內市場的關系，二是中長期合約市場和現貨市場的關系，三是市場交易和電網運行之間的關系。

在整體的市場設計中，需要突出以下幾個重點：一是如何優先保證清潔能源的消納，促進我國能源的清潔低碳轉型;二是如何提高市場透明程度，構建公平競爭的市場環境;三是建立市場風險防控機制，確保市場健康持續運營;四是，要搭建完善的電力市場技術支持平臺，高效支撐電力市場建設和運營。

統籌省間與省內交易。一是結合我國國情和發展路徑，應該按照“統一市場、兩級運作”的市場模式統籌省間和省內交易。所謂“統一市場”，就是建立一個全國統一的電力市場，擁有統一的市場框架、運行平臺、核心規則，并統一協調運營，促進能源資源在全國范圍內的優化配置。在統一市場的框架下，由國家和省級交易平臺開展運作，分工協作，各有側重，緊密結合。從省間和省內兩級市場定位來看，省間市場主要定位于能源資源大范圍優化配置，促進清潔能源消納，落實國家能源戰略;省內市場的定位是在落實省間配置結果的基礎上進一步優化省內資源配置，保證省內電力電量平衡和電網安全穩定運行。

二是理清交易時序，省間交易早于省內交易開展。也就是說先做全國范圍內的資源優化配置，再開展省內市場電力電量的平衡。這樣的交易時序能夠有序銜接省間和省內市場，既能保證國家能源戰略的落實，又有利于各地確保電力電量平衡。

三是在結算處理上，以省間交易優先結算，發電側和用戶側的偏差參與省內偏差考核。

統籌中長期交易與現貨交易。基于目前電網現有的運行需要和安全約束，可以將中長期合約市場和現貨市場的邊界設定在實際執行日的前兩天，考慮到省間涉及主體多可定適當提前到執行日前三天，中長期合約市場閉市后進入現貨市場。省間市場的現貨交易可只開展到日前、日內，暫時可不開展實時交易，因為省間市場的作用主要是促進資源流動和優化配制，省內市場負責最終的平衡，這套流程也與目前電網運行的狀況較為匹配。

目前中長期合約作為金融性合同還是物理性合同，存在較大爭論。在市場的起步階段，個人較為傾向于將中長期合約作為物理性合同來執行。一方面我國現行的電力市場還是雙軌制市場，計劃電量占有較大比例，客觀存在電量計劃與市場交易之間的銜接。如果把中長期合約作為物理合約，與目前的現狀容易銜接，便于市場的平穩起步。另一方面，市場主體習慣性地將中長期合約看作物理性合同，采用物理合約的方式便于市場主體接受，也能較為直觀地反映市場主體的意愿。另外，如果中長期交易合約全部轉為金融合約，還需要完整的金融市場體系作支撐，對市場環境、信用體系的要求都較高，市場風險較大。所以，對處于起步階段的我國電力市場初期可采用物理性中長期交易加現貨調整偏差的方式，可有效保障市場的平穩起步和市場主體的有效參與。未來，隨著市場發展和市場環境的成熟，可逐步考慮調整中長期交易與現貨交易的關系。

在具體的市場運營方式上，可由電力交易中心提供統一的服務窗口和服務平臺，面向市場主體提供市場注冊、交易申報、信息發布、交易結算等各類市場交易服務。考慮到電網安全、市場交易的需要，中長期交易和現貨交易分別由交易中心和調度中心負責組織和出清。這樣既能確保電網安全穩定運行和市場交易的有效開展，又能為市場主體提供統一、規范和高效的服務。

提升可再生能源消納水平。根據目前可再生能源消納情況，省間市場可通過跨省跨區交易促進新能源大范圍消納，省內市場應設定新能源全額消納的合理小時數，超出部分參與市場交易。在電源側和需求側分別采取相關措施，通過市場機制促進新能源的消納。

一是配合國家有關部門建立清潔能源配額和配額指標交易機制，明確各省清潔能源消納的義務，進一步打破省間壁壘。將清潔能源配額制與指標證書的交易相結合，將消納義務和市場機制相結合，促進清潔能源消納。

二是建立清潔能源強制替代機制，優化輸電通道阻塞管理。當清潔能源與國家計劃發生沖突，應由清潔能源強制替代國家計劃送出的火電并通過發電權交易方式給予一定補償。

三是在合理確定保障收購利用小時的基礎上，鼓勵清潔能源超出部分電量進入市場，利用其低邊際成本優勢實現優先消納。

四是健全完善可再生能源與常規能源的打捆交易機制，進一步明確各方的責任義務和打捆的具體操作方式，為可再生能源穩定送出提供條件。

五是開拓新能源消納市場，擴大新能源與自備電廠、抽水蓄能電站抽水電量交易規模。加大電能替代力度，支持電能替代項目打包參與市場交易，開展新能源與蓄熱式電采暖等替代電量的交易。

六是完善省間輸電價格機制，建立有利于促進新能源消納的價格機制，研究建立適應全網統一優化的輸電價格機制。

提升市場透明開放程度。提高市場公平透明的關鍵在于信息的披露。目前市場主體日益多元、信息種類更加復雜、監管要求持續提升，對電力市場交易信息披露提出了更高的要求。電力市場交易信息披露要求全面、及時、準確，重點要完善三個框架。第一個是體系框架，包括發布內容、發布時間、組織體系、管理體系，以及支撐體系。第二個是交易信息內容框架，明確面向社會大眾的公共信息、面向市場主體的公開信息、面向特定市場主體、機構等的私有信息，以及市場主體之間、交易平臺之間交換信息。第三個是信息發布流程框架，明確信息提供主體和信息收集、信息加工處理、信息訪問與獲取以及信息發布等全過程的分工和規定。

提升市場風險控制能力。目前電力市場主要存在供需緊張風險、市場力操縱市場風險、輸電阻塞風險、信用風險以及管制與規制風險等五大風險。

首先是供需風險。由于我國現有的電力市場建設是在電力供需緩和的情況下開展的。當電力供需緊張時，可能會出現電價上漲，將對市場主體的收益造成影響。2017年國網系統售電量增長7.5%，今年預計為5%，但第一季度增速較快。如果售電量繼續保持較快增長，局部地區可能出現部分時段供需緊張的情況。從我國電力市場發展的歷史經驗看，供需緊張往往會造成市場建設的停頓。所以，我國的市場基礎依然薄弱，需對市場風險提前預判和防控，其中供需風險應是考慮的重中之重。

第二是市場力風險。廠網分開后，我國發電市場競爭格局已初步形成。當前我國發電企業所有權集中，不少省的市場集中度指標都達到1800以上，在監管不到位的情況下，市場力對市場價格的控制和操作可能會對市場產生較大影響。因此應通過擴大市場范圍，加強對市場力的有效監管，構建合理市場結構，鼓勵電力中長期合同，引入電力期貨、期權等風險管理工具來削弱降低市力的風險。

第三是輸電阻塞風險。與國外成熟的電力市場相比，我國批發電力市場建設過程中面臨的輸電阻塞風險更為突出。此外，我國能源供需逆向分布，大規模、遠距離資源配置需求突出，電網輸電能力與需求相比仍然不足。下一步，應該通過引導市場主體依據通道容量開展交易，建立輸電通道使用的和輸電阻塞調整的規則，防范輸電阻塞對電力市場的影響。

第四是信用風險，變化的市場結構帶來了市場主體可能不履行或不完全履行合同責任的信用風險。信用風險和價格波動往往是相輔相成的。因此應建立市場主體信息公開制度以及市場主體交易信用評價體系，通過黑名單制度、市場信用評級制度、大數據分析等手段來加強信用風險管理。

第五是管制與規制風險，管制和規制的漏洞可能成為電力市場波動的一個重要原因。包括未明確各方監管責任，缺少明確的行政、執法程序，市場監管的技術手段不健全，監管機構缺乏約束機制等。需要根據未來市場發展的需要，進一步梳理相關電力市場監管機構的權責邊界，建立健全相應的市場監管手段，開展嚴謹、專業的市場監管。

加強電力市場技術支撐。圖4為全國統一電力市場交易平臺的構成圖，目前基礎應用和部分高級應用目前已經全部實現，下一步還將根據市場發展進一步拓展有關應用。值得一提的是現在國家電網經營區域內北京電力交易中心和27家省交易中心依托這個技術支撐系統，實現了交易平臺底層的數據的互聯互通，包括數據的定義、數據的格式、數據的編碼，以及交互的規律等全部保持一致，交易組織、數據提取、分析統計非常方便，有效支撐了北京電力交易中心和27家省交易中心的市場運營。

全國統一電力市場交易平臺功能模塊

隨著市場的發展，北京電力交易中心正在積極研究和打造新一代電力市場交易技術支持系統，重點包括以下四個方面的重點：一是將目前技術平臺架構轉變成云架構，打造云上平臺;二是加強大數據分析和挖掘，服務市場交易和信用體系建設等工作;三是研究區塊鏈的技術，保證數據的私密性不可篡改;四是移動APP的研發和使用，可以為市場主體提供更加優質的服務，方便市場主體隨時隨地掌握市場信息并進行市場申報。(本文根據作者在“2018年經濟形勢與電力發展分析預測會”上的演講內容整理。)

本文刊載于《中國電力企業管理》2018年05期，作者系北京電力交易中心執行董事、主任。