电力行业《加快建设全国统一电力体系》点评：市场化和转型，一个都不能少

事件：2022年1月29日，发改委和能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。 本次指导意见核心内容在于市场化+转型：1）市场化，在全国更大范围内还原电力的商品属性；2）转型，提升电力市场对高比例新能源的适应性。并对“十四五”、“十五五”时期电力市场建设发展提出了总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。 全国统一电力市场体系的提出，是与之前电改各个阶段政策文件的相互呼应：1）2002年第一轮电改启动，标志性文件是《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)，核心内容是厂网分离，也提出了“省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置”，要求“推进全国联网，初步建立竞争、开放的区域电力市场”。2）2015年新一轮电改启动，标志性文件是《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，提出“在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”。3）2020年2月，发改委、能源局联合发布《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)，提出：2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。 2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。 虽然指出了一些方向，但是此次政策文件是指导意见，并不是建设方案，具体细则后续拭目以待：1）交易主体方面，以往跨省跨区指令性计划中，地方政府事实上担任了交易主体责任，一定程度上限制了本省市场成员的选择权，强化了省间交易壁垒。2）交易原则方面，目前跨省跨区交易仍以地方政府主导的指令性计划为主。3）输电通道使用权分配方面，当前输电通道使用权分配方式较为粗放，往往夹杂着“先到先得”式的固化分配。 转型是电力市场发展的必然趋势，现有市场设计完善的方向是适应并且促进新型电力系统建设：随着新能源在发电装机中的占比越来越高，新能源置身于市场机制外已不可能，因此《意见》提出一是要提升电力市场的适应性，增强可再生能源特性需要的市场“流动性”，鼓励新能源采用报价报量的方式参与市场，并首次提出“报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”和通过现货市场实现调峰服务；二是配合新能源“大电量、小容量”的生产特性，推动新型电力系统中传统机组由提供“大电量、大容量”转向提供“小电量、大容量”，建立适应这一变化需要的容量成本回收机制，实现传统机组主要依靠提供新型电力系统所需有效容量（即提供负荷高峰时段的“大容量”）生存发展新投资回报机制； 三是探索开展绿色电力交易，通过市场化方式发现绿色电力的环境价值，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放交易的有效衔接；四是健全分布式发电市场化交易机构。鼓励“隔墙售电”、鼓励电力就地平衡，实现新能源就地平衡与扩大消纳范围的有机统一。 风险提示：电力市场进程不及预期的风险；宏观经济下行的风险等 1.事件 2022年1月29日，发改委和能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。 2.本次指导意见核心内容在于市场化+转型 参考历史相关政策文件： 《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)、《中共中央国务院关 于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)、《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) 我们通读此次《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，总结核心内容是2个：1）市场化，在全国更大范围内还原电力的商品属性；2）转型，提升电力市场对高比例新能源的适应性。并对“十四五”、“十五五”时期电力市场建设发展提出了总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。 2.1.全国统一电力市场体系的提出，是与之前电改各个阶段政策文件的相互呼应 1）2002年第一轮电改启动，标志性文件是《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)，核心内容是厂网分离，也提出了“省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置”，要求“推进全国联网，初步建立竞争、开放的区域电力市场”。 2）2015年新一轮电改启动，标志性文件是《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，提出“在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”。 3）2020年2月，发改委、能源局联合发布《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)，提出：2022年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。 2.2.全国统一电力市场体系的提出，也是从问题出发，立足于当前电力市场建设中面临的现实问题 我国电力工业长期以来形成了以省为基础的电力供应格局，新一轮电力体制改革也是以各省的电力市场建设为起步。部分省份仍存在区域封锁和地方保护行为，专场交易、跨省跨区交易限制准入等行政性垄断行为屡禁不止。而我国区域经济发展及能源资源分布不均衡的特点，决定了必须在大范围统筹能源资源配置。近年来，跨省跨区输电量不断增长，高比例外来电对各省自身平衡带来了很大挑战，电力安全风险已超出各省单独应对能力。随着新能源装机的快速增长，部分省份仅依靠省内市场难以全额消纳，需要在更大范围内配置电力资源。这就决定了我国必须打破省间壁垒，加快建设全国统一电力市场体系。 2.3.虽然指出了一些方向，但是此次政策文件是指导意见，并不是建设方案，具体细则后续拭目以待 1）交易主体方面，以往跨省跨区指令性计划中，地方政府事实上担任了交易主体责任，一定程度上限制了本省市场成员的选择权，强化了省间交易壁垒。《意见》提出建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。将省间交易的主体从地方政府转向市场主体，推动多样化市场主体无差异地参与跨区跨省交易，减少政府对资源的直接配置，提高电力资源配置效率和公平性。 2）交易原则方面，目前跨省跨区交易仍以地方政府主导的指令性计划为主。随着送受端省份电力供需形势变化、电力市场建设的推进，指令性计划电量的价格将难以快速响应市场供需情况。而跨省跨区计划与省内市场价格机制的不衔接，也导致受端省份现货市场产生大量不平衡资金，制约受端省份现货市场发展。《意见》提出按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。 3）输电通道使用权分配方面，当前输电通道使用权分配方式较为粗放，往往夹杂着“先到先得”式的固化分配。且跨省跨区通道可用输电容量存在信息高度不对称的现象，制约了跨省跨区输电通道的优化利用。《意见》提出加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。 3/5 我们需要注意到，此次《意见》虽然对建设全国统一电力市场体系指出了一些方向，但是仍然是指导意见，并不是建设方案，具体的实施细则我们相信后续会逐步落地，拭目以待。 2.4.转型是电力市场发展的必然趋势，现有市场设计完善的方向是适应并且促进新型电力系统建设 随着新能源在发电装机中的占比越来越高，新能源置身于市场机制外已不可能，况且新型电力系统需要的高水平调节能力，必须来自市场机制，因此《意见》提出一是要提升电力市场的适应性，增强可再生能源特性需要的市场“流动性”，鼓励新能源采用报价报量的方式参与市场，并首次提出“报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”和通过现货市场实现调峰服务；二是配合新能源“大电量、小容量”的生产特性，推动新型电力系统中传统机组由提供“大电量、大容量”转向提供“小电量、大容量”，建立适应这一变化需要的容量成本回收机制，实现传统机组主要依靠提供新型电力系统所需有效容量（即提供负荷高峰时段的“大容量”）生存发展新投资回报机制；三是探索开展绿色电力交易，通过市场化方式发现绿色电力的环境价值，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放交易的有效衔接；四是健全分布式发电市场化交易机构。鼓励“隔墙售电”、鼓励电力就地平衡，实现新能源就地平衡与扩大消纳范围的有机统一。 3.风险提示 电力市场进程不及预期的风险：若我国电力市场化进程不及预期，将对改革产生较大影响； 宏观经济下行的风险：若宏观经济下行或对市场化进程造成不良影响。