南方电网新兴业务「电力市场化」

南方能源观察

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龚论

2022年7月23日，南方区域电力市场试运行启动。当天，云南、贵州、广东的157家电厂和用户通过交易平台，达成了南方区域首次跨省现货交易，市场化电量合计达27亿千瓦时。这也意味着，加速构建多层次统一电力市场体系提出后，南方区域保持了电力市场化改革先行者的优势，成为首个落地的区域电力市场。

依照《南方区域电力市场工作方案》，南方区域电力市场建设将分两阶段推进。第一阶段，在市场内纳入条件较好的送受电省区开展现货联合出清，形成区域现货价格信号，同时，试点放开跨省区优先计划，引入送电省区发电厂与受电省区用户“点对点”交易；第二阶段，在前一阶段试运行的基础上，全面放开跨省区优先计划，实现全区域电量集中优化、统一出清。

尽管此次试运行不涉及实际结算，而侧重于全面检验区域电力交易的业务流程和技术支持系统，但试运行依然意义重大。从“双碳”目标下可再生能源消纳角度看，跨省区交易周期更短、频次更高，更适应随机性和波动性强的可再生能源发电特性，出清方式的设计也能保障可再生能源发电收益，是电力领域助力“双碳”目标实现的重要一步。从打破省间壁垒、在更大范围内优化配置电力资源的角度看，现货交易将从广东一省扩展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区电力现货跨区跨省交易，而这也是全国统一电力市场体系建设的题中应有之义。

不过，在南方区域电力市场试运行启动带来良好预期的同时，区域市场建设仍有诸多难题待解。省与省之间的差异，既是区域市场建设的动力，也是难点。破除省间壁垒，无法一蹴而就。从我国二十年电力体制改革的经验来看，改革想要持续推进，就必须直面地方诉求，取得地方支持，争取改革的“最大公约数”。

其实早在20年前，区域电力市场就有过建设探索。我国东西部资源互补性明显，电网互联基础较好，在这个前提下，建设区域电力市场以提高资源配置效率，有较强的共识。但在当时的电力供需形势和财税体制等多重挑战下，东北、华北两大试点未能持续，许多为早期区域电力市场建设付出心血的参与者也遗憾离场。

20年后改革再出发，一些外部条件发生了重要变化。

2021年11月24日，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号）。意见要求，稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设，充分发挥省（区、市）市场在全国统一电力市场体系的基础作用，提高省域内电力资源配置效率，保障地方电力基本平衡。贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略，鼓励建设相应的区域电力市场。

2022年4月10日发布的《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》提出，打破地方保护和市场分割，打通制约经济循环的关键堵点，促进商品要素资源在更大范围内畅通流动。

电力作为经济社会发展的基础支撑，是全国统一市场体系建设中的重要一环。事实上，2015年新一轮电力体制改革后，全国各省区都在积极推进省级电力市场建设。截至目前，市场化交易电量比重持续提升，绝大多数省区都引入了多元竞争主体，部分省份已基本形成了“电力中长期 现货 辅助服务”的市场格局。这其中，一些启动市场建设较早的省份，正经历电力供需从宽松步入偏紧周期，同时还面临大规模可再生能源接入电力系统的技术经济问题。这意味着，各省区早前设计并实践的市场机制，在没有全球电力市场同类成熟经验借鉴的情况下，迎接新一轮全面挑战。

也正因如此，相比20年前，地方对电力市场的理解更加深刻，试错的经验也更为丰富，市场建设者的心态也发生了变化，寻求改革共同红利的理念拥有最多拥趸。此外，现货市场的引入，天然地“屏蔽”了一些不必要的行政干预，为区域电力市场建设打下了一定基础。

但也必须承认，省区之间的差异是客观存在的。当下，各省区已经形成了较为完备的市场规则，且各不相同。一项规则放在A省可能是好规则，放在B省则可能适得其反。同时，也有市场主体认为，即便省区之间的电源成本有差异、存在互补关系，不同水平的输配电价还是可能导致省间交易失去竞争力。

随着南方区域电力市场试运行启动，新的改革征程开始了。需要认识到的是，地方政府的意愿和决策仍将持续影响区域电力市场的进程和大改革目标的实现。改革中的问题，将在改革中解决。

（作者系行业观察者，本文仅代表个人观点）