深入推进电力市场化改革是贯彻落实党中央重大决策部署，充分发挥市场在能源电力资源优化配置中决定性作用的关键举措。南方区域电力市场建设既是全国统一电力市场体系的重要实践，也是推动构建新型电力系统和新型能源体系的积极探索。南方电网公司全力推动南方区域电力市场建设，加快打造区域电力市场标杆，已取得了突出建设成效，但也面临系列挑战，需要持续进行机制改革创新。
南方区域电力市场建设实践
多年来，南方电网公司有序推进区域电力市场建设，将改革“试验田”深耕成“示范田”。坚持“统一规划、统一规则、统一平台、统一标准、统一监管”原则，搭建了“1+N”市场交易体系和市场监管体系，有效发挥南方区域“一张网”作用。按照跨省中长期交易与省（区）中长期交易 “两级市场、有序衔接”，跨省现货交易与省（区）现货交易“联合出清、协同运作”，跨省辅助服务交易与省（区）辅助服务交易“逐步融合、紧密衔接”思路，有序组织开展电力市场架构建设。
2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。2022年12月13~14日，南方区域电力现货市场首次开展调电试运行并取得圆满成功。南方区域电力市场试运行期间，电网运行安全稳定，跨省现货交易组织有序，出清结果执行有效，实现了电力现货交易与生产运行的顺畅衔接。
南方区域电力市场建设已取得显著成效。一是协调发展、合作共赢局面充分彰显，2022年跨省区电力交易完成电量2300亿千瓦时，其中清洁能源占比85%，有效应对了流域来水“急剧变化、先丰后枯”，西部省区燃料供应“量质双缺、持续吃紧”的局面，为保障南方五省区电力有序供应提供了有力支撑。二是多元竞争主体格局初步形成，市场在资源优化配置中作用明显增强，截至2022年底，市场主体注册突破13万家，云南和广东的直接交易电量规模位居全国前列。三是促进能源绿色低碳转型的电力市场体系初步形成，出台了全国首个区域绿色电力交易规则，南方区域绿电、绿证累计交易量约40亿千瓦时，参与绿电交易主体数量超过350家。
南方区域电力市场建设思考
南方区域电力市场建设是一项复杂的系统性工程，需要聚焦难点痛点，围绕全国统一电力市场体系衔接、区域利益协调、多类型电源同台竞价等关键问题开展深入研究并优化配套机制设计，构建适应新形势要求的区域电力市场体系。
一是全国统一电力市场体系衔接问题。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确了建设国家、区域/省市多层次市场体系的基本要求，但各层次市场体系的具体功能、交易品种、交易模式等尚不清晰。当前各地试点市场模式也不尽相同，规则制度存在差异，市场建设进展不一，需要构建科学合理的多级市场衔接机制，以增强兼容性和适应性。建议按“多级市场、协同运作”原则，分阶段、分步骤，稳妥有序推进省级市场、区域市场以及全国市场建设。对南方区域电力市场而言，区域市场内部应实行一体化运营，同时以单一整体方式参与全国市场交易，以实现多层级电力市场的有效衔接、协同运行。
二是区域利益协调问题。南方五省区电源结构各不相同，电价水平存在较大差异，统一优化出清的区域电力市场虽有利于实现区域内资源整体优化配置，但也将对相关市场主体利益格局产生一定影响。各省区政府主管部门大力支持区域电力市场建设，但在建设路径、价格机制等方面有不同诉求。针对该问题，首先需要统一共识，区域电力市场建设不是“零和博弈”，而是“多方共赢”。基于微观经济学福利影响分析看，跨省区电力交易将提高送受端整体社会福利，影响的仅是生产者剩余和消费者剩余分配格局。另外，目前省间协议送电量已占用了大部分跨省区送电通道能力，区域电力市场建设前后对各省区市场主体利益冲击也较为有限。建议采用政府授权合约机制，优化利益分配格局。深化跨省区输电价格改革，初期可暂维持当前定价模式，后期推动以一体化方式定价，促进利益分享与补偿机制进一步完善。
三是不同类型机组同台竞价问题。统一电力市场多基于边际机组报价进行市场定价，将可能导致水电等低成本机组获得超额收益，而燃煤、燃气等化石能源发电机组具备高变动成本特性，充分竞争市场出清电价往往接近其运行成本，导致面临固定成本回收难题。建议深化价格形成机制改革，对于水电等低边际成本机组，可通过政府授权合约机制分类确定平均结算价格，同时辅以调峰机组激励机制激发其调节能力。对于燃煤、燃气等高边际成本机组，可直接参与电能量市场，同时基于可持续运营成本以及市场收入预期等评估来计算得到各类机组成本回收差额，并据此对各类机组进行差异化补偿。
四是新能源参与市场问题。近年来新能源发展取得显著成就，但在发展过程中亦存在补贴资金不足等难题，需通过激励新能源入市等多方式、多渠道来解决补贴缺口问题。另外，在现有技术条件下，新能源过快发展仍将推高整体电力供给成本，而过慢发展则无法按期实现碳减排目标，因此需要妥善解决新能源激励相容发展的问题。欧美等国家或地区多采用差价合约、绿证市场、固定电价、溢价补贴等政策机制推动新能源发展。借鉴相关国际经验，我国应因地制宜推动新能源以“报量报价”“报量不报价”等方式参与市场，并结合市场情况辅以差价合约等机制保障新能源合理收益。
五是发电容量充裕度保障问题。未来我国电力需求仍将保持中高速增长，电力安全供应形势严峻，亟需完善配套机制以确保可靠供应。另外，碳达峰碳中和背景下我国能源绿色低碳转型加速，风电、光伏等新能源占比将逐步提升，电力可靠供给容量短缺风险将逐渐凸显。为解决该问题，建议分阶段推进发电容量充裕度保障机制建设，可考虑从差异化容量直接补偿机制开始起步，解决近期容量保障问题。远期探索构建兼容安全、经济、绿色多目标调控所需要的新型容量市场机制，推动新能源实现激励相容发展。
六是新型主体参与市场问题。分布式发电等新型主体持续快速增长，并呈现数量众多、单体规模小的特点，单笔交易成本通常远超其交易电量价值，其直接进入批发市场不具备经济可行性。同时，若将海量分布式发电主体直接纳入批发市场，市场优化出清模型将面临“维数灾”问题，在算法和技术实现层面也存在挑战。建议以虚拟电厂、负荷聚合商等形式聚合分布式发电、储能、电动汽车、可调节负荷等资源参与市场，作为一个市场主体为电网提供调节服务或参与批发市场交易。在聚合体内部，可结合资源特性、用户需求等，个性化定制内部交易品种，探索开展内部分布式交易。
七是优先计划放开问题。目前推动优先计划电量放开的模式仍未达成广泛共识，也未能充分反映各类主体的差异化诉求。另外，跨省跨区送电计划将影响现货市场出清。在推动国家送电计划、地方政府送电协议市场化过程中，需要明确与现货市场的衔接方式。建议优先将计划转化为政府授权合约，以报量不报价方式参与现货市场出清。基于不同类型主体发用电特性，差异化设计合约曲线，保障各类电源公平参与市场。结合区域市场发展阶段，可采取事先核定、综合评估或竞争性拍卖等方式确定授权合约价格。
八是不平衡资金处理问题。区域及各省区现货市场试运行中均可能产生不平衡资金，对市场运行和各方主体影响大、处理难度大。引发不平衡资金原因繁多，资金成分复杂，目前仍未形成具备广泛共识的不平衡资金分摊机制。针对该问题，建议首先要厘清不平衡资金产生原因，以区域现货市场中跨省区交易不平衡资金为例，其产生主因在于送出侧价格是按受端落地价格扣减输电费计算得到，与送端送出节点关口价格存在差异。其次再按照“谁产生、谁负责，谁受益、谁分摊”原则，由相关市场主体按照责任或权益比例等方式分摊分享。
九是市场风险防控问题。市场运行中面临着系列风险，如系统运行层面包括新能源发电间歇性、设备随机故障、高温寒潮、极端天气等风险，市场交易层面包括寡头主体滥用市场力、市场主体信用违约等风险，外部环境层面包括国际地缘政治冲突、一次能源价格波动、供需形势变化等风险。建议综合施策、强化风险管控，包括完善市场化价格形成和传导机制等，合理疏导价格风险；健全市场信用评价体系，为市场交易创造良好环境。建立健全市场应急处置机制，完善现货非连续运行预案以及熔断情况下的出清结算等机制，确保市场运行平稳有序。（作者：南方电网能源发展研究院党委书记、董事长 张勉荣 ）
