区域博弈下的全国统一电力市场：电网如何当好“协调者”？
——访国网能源研究院有限公司研究员田士君
本刊记者 王睿佳
自新一轮电力体制改革实施以来，我国电力市场建设稳步推进，市场化交易规模持续扩大，市场在资源配置中的作用显著增强。当前，全国统一电力市场体系正在加快形成，电网发展也步入深刻转型的关键阶段。面对高比例新能源并网、市场化交易规模快速扩张、多元新业态不断涌现等趋势，电网的功能与角色将如何重塑？其中长期战略重点将怎样调整？跨省跨区电网规划又需应对哪些新挑战？围绕这些问题，记者专访了国网能源研究院有限公司研究员田士君。
中能传媒：
在全国统一电力市场的框架下，如何重新定位电网的功能与角色？电网发展的中长期战略重点会有哪些调整？
田士君：在基础设施互联互通与数字技术深度融合的背景下，电网正从传统的电能输送网络，转为连接源、网、荷、储各环节，整合资源、协调运行、促进创新的能源互联网关键平台。新形势下，电网企业将主要定位于以下三大平台：
一是新型电力传输平台。随着新能源大规模接入和多元主体广泛参与，电网将成为更清洁、灵活、高效的电能输送载体。二是市场主体服务平台。市场化交易日益成为电力配置的主要方式，电网需为各类交易主体提供高效、透明、公平的市场服务。三是业态创新支撑平台。面对虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电交易等新模式，电网应成为培育新业态、服务新质生产力的“土壤”和“引擎”。
未来电网要更好实现上述三个功能需要进一步转型升级，其并非简单的传统产业升级，将成为发展、孕育、应用战新产业的重要战场。一方面，电网自身将成为新质生产力的重要载体。先进输电技术促进先进装备材料等产业发展，例如高性能导线材料、智能变压器装备、大功率IGBT、耐高温与耐腐蚀材料等。数字化、智能化场景广泛：电网运行、客户服务等方面有大量数据积累，在设备运维等方面有大量模式识别需求，电网运行、设备运检等决策过程可量化，人工智能在电网中规模化应用前景广阔。另一方面，电网作为基础设施，服务和保障战略性新兴产业对电力高可靠性、高质量的需求。
在电网发展策略上，结合近期自然垄断行业改革政策要求，电网企业将重点推动两类业务的有效隔离：在自然垄断环节，发挥平台型企业功能，为各类主体提供高质量的接入服务。在竞争性环节，优化竞争性业务布局，在政策允许框架内与社会资本一道探索新型电力系统应用场景和产业化发展路径，例如直流配电网、微电网、长时储能、氢能、碳资产管理等。
中能传媒：
全国统一电力市场建设对跨省跨区电网规划提出了哪些新要求？未来主干网架和配电网的协调发展将如何适应市场化的资源配置需求？
田士君：从“十五五”到中长期，一方面，西部北部新能源基地、西南水电等清洁能源开发规模庞大；另一方面，东中部等受端地区市场空间广阔，各地对通道建设抱有很高期待。各地政府将新能源开发外送、电力可靠保供、基础设施建设和拉动投资需求等多种诉求寄托于跨区通道规划建设，争取新增通道落点积极性极高，未来新增跨区通道潜力很大。随着全国统一电力市场建设，跨省区电网规划面临更复杂的要求。
统一电力市场环境下需要充分考虑潮流分布不确定性。我国新能源、负荷、抽蓄等调节性电源三者逆向分布。市场环境下，原有的分省分区平衡模式正在向全网平衡模式转变，送受端对跨省区交易灵活性的诉求更加强烈。各种运行方式下潮流大范围、潮汐式“大进大出”涌动。同时，电能替代、需求侧资源扩充等也使未来负荷预测精度更难以保障，这些都增加了系统潮流的不确定性。例如，近年来国家电网有限公司经营区直流反向交易电量快速增加，已成为规划必须考虑的因素。
全国统一电力市场要求规划考虑送受端市场价格信号。计划模式下开展的电力系统规划重点关注电力电量平衡，规划结果可能出现与电力市场不适应的情况。例如，如果未充分考虑送受端电价水平差异和不确定性，有可能导致骨干输电通道建成后输送电量难以达到预期水平。
全国统一电力市场要求电力资源在更大范围配置，对网间联络通道建设提出更大需求。当前需要着力完善网间输电通道投融资、价格、规划、交易等各项配套机制，为扩大网间资源互济创造条件。
当前全国统一电力市场在空间上向两个维度延伸。一方面，向更大空间延伸，即依托大电网构建大市场。主干网架的作用是扩展市场交易的范围，促进资源优化配置和新能源消纳，包括沙戈荒大基地外送、跨省区电力互济等。另一方面，向局部微市场延伸，即激发配电网灵活性，服务负荷侧主体发展。配电网有源化、多元化、多样化、复杂化特征明显，简单规模扩张的发展模式不可持续，需要优化配电网运行管理机制，健全新型并网主体涉网技术标准，完善各类主体参与市场机制，服务新能源就近消纳。
中能传媒：
市场化环境下，电网安全稳定运行面临哪些新风险？如何平衡安全约束与市场效率之间的关系？
田士君：随着电力市场化改革深入推进，系统内多元主体快速增长，加之电力市场与电碳市场建设协同推进，电网安全稳定面临多维挑战。市场化环境下安全所需的常规电源最小开机容量难以保障，市场对各类主体发挥安全作用的引导有限，各类主体责任权益未明确。
首先，保障系统安全的常规电源最小开机容量面临可持续性挑战。为保障系统安全，系统必须保证常规电源最小开机容量。在新能源增速远超负荷增长的情境下，提升新能源利用率与保障常规电源最小开机量之间存在现实矛盾。纳入最小开机要求的常规机组长期处于低功率运行水平，机组利用小时数低、运营成本增加，在当前市场机制下，投资收益无法得到充分保障，影响发电企业参与积极性。
其次，市场机制对引导各类主体发挥安全支撑作用仍显不足。我国电力市场机制仍在不断完善，现阶段无法完全适应高比例新能源电力系统转动惯量低、出力波动大等运行特点。我国电力市场建设仍处于不断完善阶段，存在辅助服务市场规模小、种类少，现行容量电价政策覆盖面有限，激励效果不足，市场机制对需求侧资源参与调节的激励引导作用不足等问题。
最后，多元主体的安全责任意识与能力建设存在短板。市场化环境下，不同利益主体之间矛盾复杂交织，市场主体只关心自身利益，往往认为电网安全稳定运行是电网的责任。例如部分发电企业通过在现货市场“报高价”方式规避调用，通过技术手段逃避调度考核等。分布式光伏、源网荷储一体化、虚拟电厂等低压侧主体普遍只关注经济效益，缺乏承担安全责任的意识，设施设备涉网性能较差。
要系统性平衡安全约束与市场效率，需要建立“市场激励、责任明晰、规则兜底”的三维治理框架：
第一，充分利用市场机制引导各类主体发挥安全保障作用。加快构建反映多元价值的电力市场体系，特别是反映容量价值、调节价值的交易品种。完善需求侧资源参与系统调节的价格机制，例如合理设置中长期、现货价格上限，以市场化的方式形成分时时段和价格，优化工商业用户两部制输配电价体系等。
第二，明确各类主体安全责任，形成电力系统各主体“安全共治”局面。将分布式光伏、智能微电网、源网荷储一体化项目等与电网直接发生电力连接的新型主体纳入调度统一管理。健全新型并网主体涉网技术标准规范体系，强化各类主体安全责任意识。
第三，对于一些影响电网安全的重大因素，考虑纳入强制性规范。例如，将最小开机要求纳入强制性规范，同时建立激励机制，提高发电企业参与最小开机容量保障的积极性，对由于保证最小开机导致的新能源弃电量不纳入统计。
中能传媒：
输电价机制如何适应全国统一电力市场的要求？是否需要建立更灵活的跨区输电成本分摊和定价模式？
田士君：近年来，受电源、跨区通道建设成本上涨影响，部分直流输电项目落地价格出现倒挂，给跨省区交易组织带来较大挑战。对于支撑大型风光基地外送消纳的新增跨区直流输电工程，在送端电源造价成本较高、输电经济性不足背景下，将输电价格优化为单一容量制。按工程类型区分，以“联网”功能为主的，容量电费纳入区域电网容量电价或省级电网输配电价疏导；以“输电”功能为主的，容量电费按照“谁受益、谁承担”原则由送受方共同承担，受电方可纳入购电成本或系统运行费疏导。
远期探索更加灵活的跨区输电成本定价机制。未来，随着跨省区通道增多、省间优先发电计划放开和省间交易机制健全，省间市场多通道集中优化出清将成为重要交易方式。现行的“一线一价”机制在电力市场集中优化模型中可能出现负载率不平衡现象。从国外成熟市场情况看，集中交易中也并未采用一线一价方式。因此，随着基地外送通道增多，可采用打捆定价模式或统一定价模式等。
中能传媒：
在全国统一电力市场建设中，如何协调不同省份之间的发展诉求和利益分配？如何促进区域间的公平与效率？
田士君：在全国统一电力市场建设进程中，各省出于保护本省发电企业、降低用电价格等原因存在行政干预的情况，例如“煤不出省”、“电不出省”、限制省外来电电量规模、限制落地电价等。我们认为全国统一电力市场建设重点不是单纯扩大市场范围，把全国按照一个交流“控制区”去建设。无视省份资源禀赋和地域差异推进市场可能带来送端用电价格上涨，进而影响产业转移等其他问题。
具体来说，全国统一电力市场仍要在较长时间内坚持“统一市场、两级运作”架构，以省间市场落实国家能源战略，通过省间优先发电计划等方式兼顾效率与公平，促进电力资源在全国范围内优化互济，以省级市场提高省内资源配置效率、保障地方电力基本平衡。各市场运转高效，逐步推进两级市场的融合。
中能传媒：
全国统一电力市场是否会对欠发达地区的电网投资收益产生影响？如何保障这些地区的电网可持续发展？
田士君：我国东西部电网发展不平衡的问题十分突出，能源转型和全国统一电力市场背景下西部沙戈荒基地、外送通道等投资需求十分迫切。但是，西部、东北等资源富集地区受普遍服务任务重、电价承受能力低等因素影响，基本没有扩大再投资能力。当前电网的投资收益来自国家核定的输配电价，统一电力市场对电网投资收益影响有限。当前欠发达地区面临的主要矛盾是投资需求迫切和投资能力不足。
保障这些地区电网发展还是要依赖电网企业内部的东西帮扶。另外，在准许收入清算时充分考虑东西部电网发展不均衡的现实问题，全网统筹、统一清算，在输配电价核定中继续巩固收益率平衡机制，促进各区域电网均衡发展。
中能传媒：
欧美等国际电力市场建设经验中，有哪些电网发展模式值得借鉴？我国应如何避免其走过的弯路？
田士君：电网互联程度加强，进一步促进市场范围扩大。全球能源转型背景下，世界各国普遍通过在更大区域和市场范围内开展电力市场化交易，挖掘大规模互联电网资源优化配置潜力，更好地促进新能源接入和充分消纳。例如，近几年美国极端天气频发，高比例新能源地区发生多次电力短缺事件，电力系统的跨区互济作用凸显。美国先后启动WEIM、WEIS、SEEM等跨区电能量平衡市场，跨地区电力市场范围进一步扩大。为更好地促进大范围资源优化配置，欧盟加强跨境电网互联，并推动统一市场体系不断扩张市场耦合范围。作为反面例子，西葡电网与欧洲主网的弱联系是今年4月西班牙大停电的重要因素。
西班牙能源转型激进，对电网投资建设重视不足导致的大停电事故需要引以为戒。西班牙输电网基础设施老旧，40%的输电设备运行超过30年。从政府政绩视角看，西班牙政府为达成碳中和目标，提升国际形象，将政策重心和资金投入集中于可再生能源装机扩张，而电网改造周期长、成本分摊复杂，易被边缘化。2015—2025年西班牙可再生能源投资800亿欧元，而电网升级仅120亿欧元。
“双碳”目标下，我国加快实现传统电力系统向新型电力系统转变，生产侧的清洁替代和消费侧的电能替代都对电网提出更高要求，而且，电网还要服务和保障战略性新兴产业对电力高可靠性、高质量的需求。因此仍要坚持电网投资建设强度，适度超前发展。
