专访港中深赵俊华：市场机制引导资源调配，区域电力市场建设将是下一步重点丨电改观察④

21世纪经济报道记者林典驰深圳报道

“建设电力现货市场旨在通过市场机制发现价格信号，进而引导资源配置。”香港中文大学（深圳）理工学院教授，深圳高等金融研究院能源市场与能源金融实验室主任赵俊华表示。

（香港中文大学（深圳）理工学院赵俊华）

赵俊华回国前担任澳大利亚纽卡斯尔大学智能电网研究中心主任科学家，在澳大利亚有11年的电力行业从业经验。

2015年回国后，将主要精力放在了我国电力市场改革的相关政策、市场机制研究上，同时他也研究市场仿真的相关工具，帮助市场交易高效进行。

2023年，赵俊华受邀担任南方区域电力市场管委会专家委员，深度参与了南方区域电力市场（国内首个区域电力现货市场）的建设工作。

近期，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局三部门印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（下称《方案》），对新型电力系统构建开出“药方”。

就构建新型电力系统的关键点，电力现货市场发挥了哪些关键作用等问题，21世纪经济报道记者在香港中文大学（深圳）专访了赵俊华。

调节市场资源配置

21财经：电力体制改革的主要方向和重点又是什么？对于电力市场改革的基本逻辑，你有何看法？

赵俊华：自2015年国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即9号文）以来，新的一轮电力体制改革的大幕正式拉开。这一轮改革的核心目标，便是建立电力现货市场。这一举措借鉴了国际上其他电力市场建设较为成熟国家的经验，旨在通过市场机制发现价格信号，进而引导资源配置。

经过十年的努力，目前国内已有广东、山西、山东等省份的电力市场进入了正式运行阶段。总体来看，这一轮电改在很大程度上实现了政策设计者的预期目标。针对不同省份的具体情况，市场化改革的步伐不会停下脚步。

展望未来，区域市场建设将成为下一步的重点，如正在试运行的南方区域电力市场。从长远来看，电力市场化改革将朝着建立电力金融市场的方向迈进，例如广期所已经提出了电力期货方案。

此外，新型电力系统建设、辅助服务市场、容量电价等也是确保电力市场体系健康长远发展的关键要素。原则上来讲，能够提供调节能力的电源未来都应该提供容量电价机制。

值得一提的是，随着新能源占比的增加，电力系统的调节能力面临新的挑战。为了保障系统稳定运行，我们必须优先考虑系统安全，而非单纯追求经济性。同时，火电作为传统能源，在“双碳”背景下未来不会大规模增加，逐步退煤已成为必然趋势。

21财经：你是南方区域电力市场管委会专家委员，深度参与了南方区域电力市场的建设，在你看来，电力现货市场发挥了哪些重要作用？

赵俊华：电力现货交易在电力市场化改革中扮演着至关重要的角色。其核心作用在于发现价格功能，即通过市场机制形成反映供需关系的电价。这一价格信号不仅引导电网投资和资源调配，还能有效缓解用电荒和过剩交替出现的情况。

以某省为例，自开展电力现货市场试点以来，市场机制已经对电力投资产生了显著影响。那些处于电网不利位置的发电项目，尽管成本上有竞争力，但由于网架阻塞导致发电能力受限，在市场竞争中处于不利地位。这种市场机制促使发电集团更加注重投资效益，推动电网公司解决电网阻塞问题。

此外，电力现货交易还有助于优化资源配置。在传统的行政式计划投资模式下，容易出现装机过剩或全行业亏损的情况。而电力市场的建立使得投资更加市场化、理性化，有利于行业的健康发展。

多措并举促进新能源消纳

21财经：今年上半年，新能源的装机量历史性超过了煤电，新能源消纳问题日益凸显。在电力市场化改革过程中，你认为应如何更好地促进新能源的消纳？

赵俊华：能源消纳问题确实日益严峻，但其主要瓶颈并不在于市场本身。首先，电网的消纳能力是有限的，特别是在西北地区，许多新能源电站建成后难以消纳。其次，随着新能源的大规模接入，电网阻塞问题愈发严重，导致新能源富集区域的市场价格被拉低，影响了新能源企业的收益。

然而，需要明确的是，市场机制在新能源消纳中只能起到辅助作用。新能源消纳问题的本质在于计划与市场并存的过渡阶段所导致的双轨制问题。随着电改的深入推进，新能源必将全面进入市场，政府定价和全额消纳将成为过去式。

为了解决新能源消纳问题，我们需要从多个方面入手。首先，加强电网基础设施建设，提高电网的消纳能力；其次，完善市场机制，确保新能源企业在市场中获得合理的收益；最后，推动新能源与储能、火电等电源的协同发展，提高整个电力系统的调节能力。

21财经：在构建新型电力系统过程中，火电、储能、光伏、风电等能源之间的关系和各自定位应该是怎样？

赵俊华：在新型电力系统的构建中，各类能源都有其独特的定位和作用。国家已经明确将新能源作为主体，这是实现“双碳”目标的必然选择。然而，在过渡阶段，火电仍将在电力系统中发挥稳定器和调节器的作用，预计未来火电装机容量将保持在不超过10亿千瓦的水平。

短期来看，抽蓄将在系统调节中仍发挥作用。随着技术的进步和成本的降低，新型储能技术也将迎来广阔的发展空间。从长远来看，储能将成为新型电力系统中不可或缺的一环，但具体哪种技术将成为主导型技术路线，目前尚不明朗。

此外，光伏和风电作为新能源的重要组成部分，将在新型电力系统中占据重要地位。随着技术的不断进步和成本的降低，光伏和风电的竞争力将进一步提升，为电力系统的清洁低碳转型提供有力支撑。

推动电碳协同机制

21财经：你和团队一直从事电碳协同的相关研究，你认为电碳协同能否降低用电成本？

赵俊华：电碳协同的主要目标并非直接降低用电成本，而是通过电力市场与碳市场的耦合协调，推动“双碳”战略的落地实施。这两个市场之间存在密切的联系和高度的耦合性。

例如，电力市场的电价波动会影响企业的碳排放成本，而碳市场的碳排放权交易价格也会影响电力市场的供需关系。

然而，在实际执行过程中，电碳协同面临着诸多难点。在执行层面最大的难点在于碳的计量监测问题。目前我国碳计量主要采用粗略的估算手段，缺乏准确、可靠的计量数据。这不仅影响了碳市场的有效运行，也制约了电碳协同的深入推进。

为了实现电碳协同的有效运行，我们需要从多个方面入手。首先，加强碳计量监测体系建设，提高碳计量的准确性和可靠性；其次，完善市场规则和技术标准，确保电力市场和碳市场的顺畅对接。

最后，国家能源局和生态环境部之间应加强协调合作，形成推动电碳协同的强大合力。

总之，电碳协同是实现“双碳”战略的重要途径之一。虽然目前面临诸多难点和挑战，还需要持续推进，争取取得显著成效。