南方区域电力市场总体情况
2021年电力供需情况
一是经济快速稳定恢复，用电呈现较高增长。南方电网统调最大负荷2.16亿千瓦，同比增长8.2%(还原错峰后统调最大负荷2.27亿千瓦，同比增长13.7%)，6次创新高;全社会用电量14506亿千瓦时，同比增长11.1%，两年平均增长8.0%。二是一次能源供给不足，电力供应持续紧缺。2021年西部流域来水持续偏枯、入汛偏晚，燃煤燃气价格高企，火电发电能力不足。4月开始，南方区域除海南外，广东、广西、云南、贵州四省区先后实施长周期、大规模有序用电，错峰范围主要控制在工业领域。10月以来存煤逐步好转，11月4日起全网未发生错峰限电。三是坚决落实电力保供要求，电力保供成效显著。在党中央、国务院坚强领导下，南方区域有关各方开展了大量工作，总体来说，未发生影响民生用电情况，未发生重大负面舆情，有力保障了南方五省区经济社会发展。
2022年电力供需情况
从用电需求看，南方区域用电增长面临较多不确定性，综合预计将保持平稳增长，最大统调负荷2.41亿千瓦，同比增长6.1%。从供应能力看，预计2022年底全网装机4.27亿千瓦，其中清洁能源装机2.55亿千瓦，占比60%，新能源装机1.02亿千瓦，占比24%。但今年电煤供应仍存在较大不确定性，燃煤、燃气供应保障成为提升电力供应能力的关键。从供需平衡情况看，2022年南方区域电力供需形势依然严峻，其中贵州因煤矿事故频发造成电煤供应不足，导致机组非停受阻严重。预计广东全年电力供应紧张，二季度存在一定的电力供应缺口;其他省份将出现阶段性电力短缺。
市场运行情况
一是市场体系进一步完善。目前，南方区域已基本建成“两级市场协同运作，中长期与现货、辅助服务市场紧密衔接”的电力市场体系。中长期市场日趋成熟，形成了全时序、多品种的交易体系;南方(以广东起步)现货市场在全国范围率先启动试运行，并于2021年11月进入连续结算试运行;区域辅助服务市场体系逐步替代传统“两个细则”补偿的计划体制，区域调频辅助服务市场已于2021年7月进入正式运行，区域备用市场加快推进。二是市场主体进一步放开。截至2021年底，南方区域市场注册主体突破10万家，同比增长51.2%，其中发电企业747家，电力用户9.8万家，售电公司920家。三是市场化程度进一步提高。2021年，南方区域省内市场化交易电量5799亿千瓦时，同比增长15.2%，占全社会用电比重40%，超过全国平均水平(34.3%)近6个百分点。其中，云南市场化交易电量占全社会用电比例约70%，位居全国第一;广东市场化交易电量规模约2952亿千瓦时，位居全国第二。
改革推进情况
一是强化电价改革政策落实，有力保障电力供应。2021年10月，国家发改委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)。南方区域电力交易机构积极推进政策落地，建立健全“能涨能跌”的市场化电价形成机制，通过价格信号进一步提升发电积极性，同时加强市场价格及市场力监控，稳定市场预期。1439号文出台后，截至2021年底南方区域新增工商业用户注册1.7万家，在累计注册中占比17%;2022年度直接交易成交电量同比增加185亿千瓦时，广东、广西、云南、贵州、海南年度直接交易价格分别同比上涨21.4%、26.0%、13.1%、28.6%、17.0%。二是创新完善电力交易机制，积极融入服务“双碳”目标。2021年，党中央、国务院针对“双碳”目标密集出台了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等重要政策文件。南方区域电力交易机构积极构建适应能源低碳转型发展的电力市场机制，联合印发了《南方区域可再生能源电力消纳量交易规则(试行)》《南方区域绿色电力交易规则(试行)》。组织开展南方区域可再生能源电力消纳量交易，2021年在全国率先建立可再生能源电力消纳量权证交易价格信号，2022年交易规模创国内历史新高，累计成交水电消纳量凭证770万个和非水电消纳量凭证280万个，折合电力消纳量105亿千瓦时。承接国家绿色电力交易试点，成交电量16.3亿千瓦时，建立“电能量价格+环境溢价”价格机制，激发南方区域绿色电力消费能力。三是大力推进交易机构独立规范运行，确保市场公平高效。南方区域电力交易机构坚持股份制组建、市场化经营、法治化运作、规范化管理策略，规范推动交易机构组建和运营，在全国率先形成多元化股权结构，其中广州、广东、昆明、贵州4家交易机构成功实现交易服务费收取。在此基础上，积极落实《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改〔2020〕234号)改革要求，率先全面完成交易机构股份制改造。目前，南方区域各交易机构中电网股权占比均不超过45%;创新实施交易机构间交叉持股，为进一步实施机构融合、市场融合奠定了良好基础;新增股东单位基本为第三方专业研究机构，进一步体现交易机构平台运作的独立性、规范性。
新形势下电力市场建设面临的新任务
随着《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)的印发，标志着中国电力市场建设换挡提速、电力市场化改革迈入新阶段。
统一大市场加快推进，电力市场建设需要落实新要求、承担新使命。118号文要求加快建设全国统一电力市场体系，健全多层次统一电力市场体系，引导各层次电力市场协同运行。但从目前市场推进情况看，还存在电力市场体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。全国统一电力市场体系下，不可避免存在整体与局部利益调整的矛盾，需要进一步加强顶层设计和系统推进，引导各层次电力市场协同运行、融合发展，技术上要制定统一的交易技术标准和数据接口标准，推动实现系统有效衔接、互联互通。
新能源加快进入市场，电力市场建设需要解答新课题、建设新机制。“双碳”目标下，新能源迎来蓬勃发展。以南方区域为例，“十四五”期间新能源预计新增装机1亿千瓦以上，“十五五”期间新能源再新增约1亿千瓦，到2030年南方五省区新能源装机规模扩大至2.5亿千瓦。但由于新能源能量密度低，且带有随机性、波动性、间歇性等问题，与传统能源存在较大差异，而现有电力市场机制大多数是基于传统能源构建的，无法解决新能源大规模入市问题。为此亟需完善现有电力市场体系，从而更好适应、支撑新能源快速发展。
工商业用户加快放开，电力市场建设需要适应新形势、迎接新挑战。1439号文出台以后，不仅在发电侧有序放开全部燃煤发电电量上网电价，在用户侧也有序放开了工商业用户用电价格，推动工商业用户全部进入市场。南方区域市场化交易电量占比将由40%增加至80%左右，市场主体数量将由目前10万多户大幅增加至800多万户。市场的进一步放开为打破省间壁垒创造了有利条件，但大规模工商业用户按照市场化交易价格水平用电，并且与一次能源价格联动，对市场运行承载能力、价格风险防范能力和客户服务响应能力等方面提出了新的考验与挑战。
南方区域电力市场建设的有关思考
南方区域电力市场具备先行先试的有利条件
南方区域东西部自然资源禀赋差异大、社会经济发展不平衡，长期以来实施西电东送战略，实现了资源优势互补、合作互惠共赢。目前，南方电网已经建成“八交十一直”的坚强输电网络，西电东送电量连续5年超过2000亿千瓦时，实现了大范围、大规模的电力资源优化配置，积累了丰富的电网运行管理和区域协作经验，同时也在电力市场运营方面积累了一定的工作经验。可以说，南方区域电力市场具备了先行先试的有利条件。
南方区域电力市场建设总体思路
总体目标。南方区域电力市场定位于落实区域协调发展战略，对接港澳、辐射澜湄区域，坚持优先计划、中长期、现货和辅助服务市场一体化设计、整体推进、有效衔接，从跨省区与省内市场联合运营逐步推进到区域市场一体化运作，未来作为整体与国家市场协同发展，致力于打造市场融合、机构融合的改革示范，为加快建设全国统一电力市场体系作出积极探索。
建设路径。南方区域电力市场建设分两个阶段实施：第一阶段，选择部分条件较好的送受省区开展现货联合出清，形成区域性现货价格信号，反映资源大范围配置优势;试点开展跨省区“点对点”直接交易，推进跨省区与省内交易统一组织、统一申报、联合出清、统一发布。第二阶段，跨省区优先计划及市场主体全面放开后，实现全区域电量集中优化、统一出清，建成涵盖全区域范围的南方区域电力市场，与国家市场协同运行，与境外交易有序衔接。
南方区域电力市场建设需要重点解决的问题
南方区域电力市场建设涉及与不同地区政策、机制衔接，从市场推进情况来看，还存在一些问题需要重点解决。
关于统一市场体系建设的问题。本轮电力体制改革以来，地方政府主导市场建设，在建设目标、建设进度存在差异的情况下，各省区中长期市场、现货市场独立设计、独立运行，省区之间市场模式、交易规则、价格机制以及业务运作都存在较大差异，“省为实体”格局没有实质改变，市场壁垒依然突出，与全国统一电力市场目标差距较大。对此，南方区域电力市场建设将充分调动相关各方积极性，坚持市场一体化设计、系统推进，加快构建完整的区域市场体系，促进中长期、现货、辅助服务、容量市场加快融合发展，实现各类交易协调联动、协同运作。
关于区域利益协调的问题。从目前情况看，这可能是南方区域电力市场建设面临的最大问题，也是最难协调的问题。由于东西部资源禀赋差异较大，南方区域市场建设利益调整较大，在市场建设过程中需要重点考虑东西部发展水平不同、电价承受能力不同等因素，着力解决好不同类型电源同台竞价与利益矛盾疏导、省间与省内各类不平衡资金处理等问题。例如，针对区域市场下将出现省间、省内不平衡资金的问题，初步考虑是，对于跨省区不平衡资金在送受省区合理分摊或分享，对于省内不平衡资金将按照“谁受益、谁分摊”的原则进行疏导。
关于统一交易业务规范的问题。前一阶段，各省区电力中长期市场在交易规则、交易品种、业务规范以及技术标准等方面都存在不同程度差异，增加了区域统一市场建设难度，与全国统一电力市场体系建设目标要求有较大差距。但区域市场条件下交易业务将发生较大变化，有些省区电力中长期交易业务甚至需要重构，这也为在操作层面统一规范交易业务提供了有利契机。对此，南方区域将按照标准化、规范化方式统一交易品种、业务规范和技术标准，为市场融合和全国统一电力市场体系建设探索经验。
关于新能源参与电力市场问题。现阶段，可再生能源消纳量交易、绿色电力交易试点仍以培育、引导社会绿色能源消费为主，还不能满足新能源大规模入市参与交易的要求，亟需建立适应能源结构转型的全新市场机制。区域现货市场环境下，新能源保障消纳机制将成为重要边界条件，新能源参与市场方式、出力情况将成为影响现货价格的重要因素。对此，需进一步研究完善新能源参与现货竞价的处理方式，初步考虑将其作为市场边界或者优先出清参与现货市场;对于参与直接交易的，将要求明确合同分时曲线，满足分时结算需要;同时完善偏差考核方式。
关于有效市场与有为政府更好结合的问题。统一市场建设应坚持市场主导、政府引导，从我国国情出发，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局;形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用;更好发挥政府作用，将政府管理重点放在加强发展战略、规划、政策、标准等的制定实施上面，加强市场监管力度。这里特别需要指出的是，由于南方区域电力市场涉及南方五个省区，需要建立灵活的市场运营机制，并重点考虑出现市场失灵或熔断时的市场干预权限以及快速响应措施。
关于交易组织方面的问题。对于跨省区中长期合同，为落实西电东送国家战略，保障电力供应，保障中长期交易有效履约，跨省区优先计划(包括国家指令性计划、政府间框架协议)作为物理合同，在区域现货市场下将采用“地板价申报、优先出清”方式处理，严格安排发电、送电计划，执行偏差结算;优先计划外增量交易可以作为差价合约。对于省内中长期合同，在全电量集中式现货市场下将转化为差价合约。同时，考虑到来水、新能源出力难以预测，以及用电需求不确定等实际情况，需要进一步完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提高交易频次，提供发电权转让、用电权转让、上下调预挂牌和偏差电量交易等交易计划灵活调整方式。
关于市场风险防控的问题。要充分考虑现货市场价格风险要素及后果，做好应急处置预案，确保发挥中长期交易“压舱石”作用。一是加强现货环境下售电公司资质审核，发挥售电公司作为批发市场和零售市场有效衔接的桥梁作用，为零售用户提供风险缓冲服务。二是完善市场限价及价格传导措施，如允许零售合同联动现货价格，或在零售合同中设置价格联动比例下限，合理疏导市场风险。三是提前研究市场模式切换措施，做好现货非连续运行预案，以及现货市场熔断情况下的中长期交易结算机制，确保市场价格平稳，市场风险可控。
责任编辑：周末
