推动中国竞争性电力市场建设的整体性研究-中国电力圆桌-2019.9-68页_920kb

推动中国竞争性电力市场建设的整体性研究总结

核心内容

本报告围绕中国电力市场建设的“顶层设计”展开，重点分析了电力市场构建的理论基础、交易模式、市场布局、组织机构、制度成本与收益平衡等方面。报告指出，电力是一种基于系统集成和连续实时平衡的特殊产品，其市场构建必须与这一特性相融合，不能简单套用传统商品市场逻辑。电力市场建设需从制度层面进行系统性规划，确保交易模式与市场机制的合理性与可持续性。

主要观点

1. 电力产品的特殊性

   • 电力的生产和消费需实时匹配，电压、频率等质量标准依赖于系统实时平衡。
   • 电力的系统实时集成特性决定了其产品结构的特殊性，包括电能量与辅助服务的区分，以及不同时间段电能量价值的差异。
   • 系统运行（调度）机构是保障电力产品可用、可靠的核心组织，承担系统安全与平衡的职能。

2. 电力市场构建的逻辑与本质

   • 现代电力市场是竞争性电力交换关系或交易制度的安排，不能仅基于工程思维的“调度关系”进行理解。
   • 电力市场的本质是所有权的交换，体现为供、需双方之间的利益关系。

3. 交易模式分类与分析

   • 强制性电力库（单边交易）：由市场运营机构作为唯一买方，发电商只能向其竞争性售电，售电商也无权直接交易。该模式具有较低的竞争效率，但制度成本也较低。
   • 基于平衡机制的双边交易：供、需双方均有自由选择权，交易关系更为复杂，市场效率高但制度成本也高。
   • 两种模式在阻塞管理、辅助服务采购、金融产品交易等方面具有共性，但市场结构与权责安排差异显著。

4. 交易模式的经济学评价

   • “双边（向）交易”模式在竞争效率方面优于“强制性电力库”，但制度成本更高。
   • “强制性电力库”模式虽然效率较低，但因其简单易行，适合电力市场化初期阶段，有助于减少制度成本和管理复杂度。

5. 电力市场建设的现状与问题

   • 中国电力市场已取得一定进展，包括发电侧竞争结构形成、售电侧竞争雏形出现、市场化交易大面积推开、市场组织机构基本组建、电力现货市场试点启动等。
   • 但也面临诸多问题，如“市场化交易”不可持续、多数售电商无电可售、交易模式界定不清、现货试点准备不足等。

6. 理想的电力市场构建路径

   • 市场建设应“先易后难，问题导向”，优先采用“强制性电力库”模式作为起步阶段的交易模式。
   • 需要实现“价、补分离”，以支持可再生能源发展。
   • “外来电”应通过“政府授权合同 + 差价合约”方式融入市场。
   • 建立以“区调”为中心的省间联合市场，实现省内与省间交易的衔接。
   • 电力零售市场应赋予消费者充分的自由选择权，售电公司需具备整合、管理客户负荷曲线的能力。
   • 需要健全电力监管体系，妥善处理电价交叉补贴问题。

关键信息

电力交易模式比较（表1）

电力市场发展现状

• 用户侧准入条件：多数省份为35千伏及以上的工业用户，部分省份放宽至10千伏且年用电量一定规模的工商业用户。
• 发电侧参与范围：主力电源优先参与市场，其他类型机组逐步纳入。
• 交易规模：截至2017年底，全国市场化交易电量达16300亿千瓦时，占全社会用电量约26%。
• 交易方式：主要包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等。
• 偏差电量考核：多数省市设有偏差电量考核机制，考核比例从2%到10%不等。

结论

中国电力市场建设已取得阶段性成果，但仍面临诸多问题。电力市场的构建需遵循“明理、顺势、有序”的原则，强调系统性设计与制度安排。在起步阶段，宜采用“强制性电力库”模式，以简化交易流程、降低制度成本。随着市场逐步成熟，应向“双边（向）交易”模式过渡，实现交易自由与责任自负的平衡。电力市场的构建不仅需要交易模式的科学选择，还需在制度成本、市场效率、法律保障等方面综合考虑，以实现电力系统的安全、可靠与可持续发展。