党的二十大报告提出，构建全国统一大市场，深化要素市场化改革，建设高标准市场体系。我国电力市场改革方向是一以贯之的。在2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局发布了《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，以下简称“118号文”），提出了形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。
实现更大范围资源配置
对以实物交割为目的的市场而言，商品的物理流动性决定了市场的范围。市场自由流通的范围越大，市场的效益就越大，市场主体可以在更大的范围内做出选择，市场主体之间的竞争更加充分。建设全国统一电力市场既需要促进电能在全国范围内自由流动，也要考虑到当前我国电力系统的客观条件，循序渐进。因此118号文提出的建设“全国统一电力市场体系”，既包括顶层的国家市场，也包括省级电力市场和基于“国家区域重大战略”的区域市场。
在“全国统一电力市场体系”中，南方区域电力市场是首个开展探索的区域市场，涵盖了广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）。与单一的省级市场相比，南方区域电力市场在更大范围的电力资源配置和充足的电能流动性之间取得了较好的平衡。南方五省（区）之间有着四通八达的电能联络通道，也是国家西电东送战略的重要起点与落点，西电东送通道输电能力最大超过5000万千瓦。
电力市场配置资源的魔力
南方（以广东起步）电力现货市场自2018年8月在全国率先启动试运行，2021年11月进入连续试运行阶段，目前已运行满1年。这一年中，既有电力供应短时紧张的情况，又有春节、“十一”等假期的调峰压力，同时还有台风等极端天气的挑战。市场机制在化解这些矛盾和问题中扮演了重要的角色。
春节期间的调峰是电力系统运行面临的传统难题，广东经济发达、外来务工人员多，春节负荷仅是平日的三分之一，以往为了适应如此低的负荷，需要安排机组深度调峰至30%甚至更低。预计到春节负荷低，电价很可能下降，综合考虑了成本与收益，2022年春节前一些电厂提前做好了春节生产安排，主动停机放假，春节期间调峰顺畅。
广东经验证明了电力市场是保障电力供应、化解调峰矛盾、实现能源价格传导的有效手段，为南方区域电力市场的建设提供了极为有益的经验。
南方（以广东起步）电力现货市场的建设成果让我们看到了电力市场配置资源的魔力，占广东电力供应三分之一的西电开启市场化进程成为了继续深化改革的新目标。建设南方区域电力市场正是落实这一改革目标的重要抓手。
南方区域电力市场建设的挑战和应对
南方区域电力市场的交易，按地域范围看，可分为跨省与省内；按电量成分看，可分为优先计划、中长期、现货和辅助服务。相比南方（以广东起步）电力市场，区域电力市场面临很多全新的挑战，这些挑战在世界范围内也少有成熟的经验可以借鉴。
市场建设面临的首要问题是市场建设的协商决策机制。省级市场建设中有对应的一级政府作为市场建设的第一责任单位，牵头组织各方及市场管理委员会进行决策。区域电力市场条件下，需要建立一种机制，在国家发展改革委、国家能源局的指导下，协调推进市场建设，落实南方区域电力市场建设主体责任，审议市场建设相关的规范性文件，研究解决市场建设过程中的重要问题。在对比研究多种协商机制后，结合各机制实际运转情况，包含政府主管部门、电网企业和发电集团代表的联席会议机制成为最佳选择。
跨省输电价在现货市场出清中的设计是摆在区域市场设计的第一个技术难题。世界范围内集中式电力现货市场的模型都没有包含输配电价。其主要的理论依据为：当输配电价与用电路径无关时，在满足电力平衡的条件下，目标函数中的输配电价对优化结果和优化价格均不产生影响。在统一输配电价价区内，满足电力平衡的输配电费总额是固定的，因此在现货市场出清模型中可不考虑输配电价，以改善模型的复杂度。
但是跨省输电价与省内输配电价有着不同的机制。省内市场的输配电价一般全省都在同一价区，因此市场模型无需考虑输配电价的影响。跨省输电价则与跨省输电的路径和传输功率有关，当电能从广东省内发电主体向用户供电时，无需收取跨省输电价，而当电能是由省外发电主体向用户供电时，需要额外收取跨省输电价。
虽然电力系统无法知晓电能的流向，但是根据电力平衡的关系，只要存在跨省交易，就会产生跨省输电电量。南方区域电力现货市场创造性地应用了跨省输电电量作为跨省输电费的电量基础，实现了跨省输电价体系融入现货市场出清设计中。省外电源加上跨省输电价后即可与省内电源同台竞争，不同省的电源加上其对应的跨省输电价，亦可与其他省电源同台竞争，保障了电源侧竞争的公平性，也保障了用户的利益。
西电东送框架协议及国家指令性计划（统称跨省优先计划）与市场化交易的衔接是南方区域电力市场面临的主要政策衔接问题。在电力计划时期，优先计划按照总量执行原则，根据执行情况事后分解结算计划电量。在市场机制形成后，不同时段价格不同，事后分解对市场主体的预期和决策均有不确定性。
南方区域电力市场创造性地提出跨省输电优先计划保障执行、优先计划合约分解到厂、偏差电量现货结算的衔接机制。跨省输电优先计划保障执行承接了国家西电东送战略，平衡核算作为受端省的电力基础，消除了受端对于电力供应的担忧。优先计划合约分解到厂落实了优先计划保障责任，合同照付不议，保障了西电东送电源的利益。运行的偏差电量则通过现货价格结算，使得优先计划在调度运行和经济效益上获得了充分的灵活性，既保障了主体利益，又保障了电网安全稳定运行。
水库运用和梯级流域关系也是市场设计需要考虑的一个重要问题。南方区域范围内水电装机占比约为三分之一，是南方区域重要的一次能源。水电虽然机组调节速率快、开机时间短、运行灵活，但是仍然受到水库运行的约束。水库调度运行含有非线性约束，无法直接与现货市场出清模型相衔接。若完全不考虑水库运行的控制要求，将可能难以匹配市场运行边界，不仅导致水能利用率下降，甚至进一步影响出清的有效性和供电可靠性。
通过对水库运行控制要求开展深入研究后，将流域梯级水电群水位控制约束、水位库容约束等非线性约束进行近似化、线性化建模处理，将线性化的复杂流域梯级水电运行约束内嵌至电力现货出清模型之中，构建了考虑流域梯级水电复杂运行特性的出清模型。这解决了大规模流域梯级水电群参与市场的问题，提高了市场整体的社会效益。
南方五省（区）电力系统联系紧密、交直流混联、多端直流互联等特点导致南方区域电力市场模型规模十分庞大，除了考虑传统电力市场出清约束以外，还需要考虑上述南方区域电力市场所特有的约束控制要求。出清计算时间随着模型的规模扩大呈指数型的增长，而市场运营对计算时间有着非常严格的要求，按照南方区域电力现货市场实施细则，从申报结束到发布信息，中间仅有4小时30分钟，这对南方区域电力现货市场出清系统提出了严苛的要求。南方区域电力现货市场技术团队通过优化电力平衡建模方式、出清系统云化建设、边界条件校验技术及优化模型数学改进等方式持续优化出清效率。从最初一轮SCUC（安全约束机组组合）的出清计算时间超6小时，至目前基本稳定在2小时左右，出清效率显著提高。
为迈进全国统一电力市场提供南方经验
区域市场建设过程面临的诸多问题，南方区域电力市场均尝试做出了回答。2022年7月23日，南方区域电力市场正式启动试运行，成为全国首个进入试运行的区域电力市场。电力市场建设没有标准答案，“深入推进改革创新”“构建全国统一大市场”的过程中，也会面临政策边界、机制设计及市场理念等难题，南方区域电力市场作为全国统一电力市场体系的重要一环，希望能为全国统一电力市场体系建设提供南方经验。
（原标题：二十大能源关键词⑤ | 迈向全国统一电力市场体系：南方区域电力市场初探）
