一、引言 持续推动商品和资源要素的统一市场建设，完善市场一体化制度规则，是我国完善社会主义市场经济体制的重要任务之一。2022年3月，中共中央、国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》对加快建设全国统一大市场作出总体部署。党的二十届三中全会进一步强调，构建全国统一大市场需要“完善要素市场制度和规则，推动生产要素畅通流动、各类资源高效配置”。在谋划“十五五”规划的重要关口，如何从我国渐进式改革和加快构建新发展格局的双重视角，甄别重点资源要素领域存在的阻碍统一大市场建设的堵点，研究提出改革方案，具有重要的现实意义。 统一大市场建设还将带来利益再分配，如何协调不同的利益诉求是建立统一市场的难题。不同的统一市场模式与市场范围，如何影响市场主体与地区之间的潜在收益与损失分配？统一大市场建设应如何在效率、公平、环境与安全等多重目标之间权衡取舍？对这一系列重要问题的量化评估，有助于协调各市场主体与各地区的利益格局，破除地方保护主义和省际壁垒，构建多目标协同机制，从而有效推进统一大市场建设。 电力作为基本生产资料与上游行业，在研究统一市场建设方面具有典型性。一方面，电力行业传统上以省为单位进行资源配置，但我国发电资源区域分布极不均衡。另一方面，由于电力具有高度的产品同质性和关系国计民生的战略性，国有企业占比高，令其成为产业政策与经济调控的重要工具。因此，电力市场的省际壁垒尤为明显，建设全国统一电力市场的潜在红利巨大。此外，电力不能大量存储，且依赖复杂网络进行传输，因此竞争性市场无法自发产生，极度依赖于组织结构、市场规则与制度安排，需要遵循市场规律和系统思维进行市场机制设计。因而全国电力市场建设需要考虑地方政府、以国企为主的发电企业、电力消费者的福利等，对市场模式、市场范围和推进路径进行评估和设计，这也能够为推进重点领域统一市场建设提供改革样本。 本文基于我国统一电力市场建设的进展与改革方向，结合当前备受关注的代表性模式，设定省级市场情景、区域市场情景和全国市场情景三种改革模式，构建纳入发电容量、传输限制等物理约束的电力市场局部均衡模型，根据各市场情景下电力供给曲线与市场出清规则，利用高颗粒度供需数据模拟分析给定需求与发电装机结构下的市场出清结果变化，进而从效率、公平、环境与安全多个维度对不同市场一体化情景进行量化评估。本文的结果显示，相对于省级市场情景，区域市场和全国市场均能带来效率改善。市场一体化使供电总成本下降0.8%—1.5%。在2018年电力供需约束下，区域市场能够增加每年147.5亿元的社会总剩余，全国市场将进一步增加每年255.7亿元的社会总剩余。市场一体化也会带来不同市场主体与各省之间的福利再分配效应。由于电力需求弹性较低，全国电力均衡价格的潜在下降幅度远大于成本下降幅度，电力消费者较发电企业受益更多，但各省消费者和生产者受到的影响不同。市场一体化会带来电力省间贸易量增加，促进省间均衡价格趋同。部分省份进口电力进一步增加，电力对外依存度显著上升。受限于我国发电侧存量结构，电力市场一体化的碳减排效果并不明显，碳排放会更加集中在电力出口省份。通过对不同区域市场范围的比较发现，区域市场建设不应囿于地理相邻省份，具有强供需互补性的东西部省份之间可以基于网架结构形成跨越型区域市场。 本研究的贡献体现在以下三个方面。第一，统一市场建设有利于推动经济发展已是共识，但鲜有文献构建系统评估框架对统一市场建设的潜在影响进行量化评估。本文建立了一个基于效率、公平、环境和安全的多目标政策评估框架，通过严谨规范的电力市场均衡模型，为改革带来的经济、社会、环境影响之间的权衡提供新知，为其他资源要素行业的统一大市场评估提供参考。第二，针对电力市场一体化模式与建设路径，目前业界及学界存在激烈争论。电力具有难以存储、需求弹性小、日内与季节变动幅度大的特点，使得电力市场量化模拟需要较高的时空精度，为不同市场模式的量化评估带来了难度。本文使用高频分省小时级的电力需求数据，结合我国电力市场化改革的实际，对统一电力市场建设不同模式和区域市场建设路径的潜在影响进行了模拟量化评估，评估结果更加精确可靠。对各省福利的评估，还可以为建立省际或者区域补偿机制提供参考，为降低省际壁垒提供科学支撑。第三，本文的研究结论为电力市场一体化路径提供了政策启示，提出应考虑供需互补与电网基础设施结构，包括内蒙古、山西、山东、京津冀在内的华北电力市场具有较大的电力贸易改善潜力，可以优先考虑建设区域市场；长三角地区、粤港澳大湾区适宜与西北、西南等省份基于网架结构建设跨越型区域市场。 二、制度背景与文献综述 （一）全国统一电力市场建设进展与深化改革模式选择的讨论 电力行业体制演进是新中国经济体制变革的一个缩影。新中国成立后至改革开放初期，我国电力行业长期实行“独家办电”体制，即实行发电、输电、配电、售电四个环节垂直一体化的政府垄断经营。2002年，国务院发布了电力体制改革的纲领性文件《关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号），拉开了电力市场化改革的序幕。该轮改革破除了电力行业政企不分、厂网不分等体制问题，重组了发电和电网企业，并试行了竞价上网，但是电力系统仍以计划为主，发电量和上网电价仍然由政府决定，售电侧有效竞争机制并未建立（林伯强，2005；冯永晟，2014）。2015年，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）发布，提出按照“管住中间、放开两头”的架构，在发电和售电环节引入竞争，对输配环节实行科学监管。 我国电力行业地区分割明显。长期以来，我国按省对电力发展规划、经济运行和安全生产等进行管理，形成了以省为单位的电力供需平衡结构。同时，电力供给主体以国有企业为主导，其决策更容易受到各省政府稳就业、保税收等经济社会发展目标的影响，导致各省具有使用当地电力的“本地偏好”。2015年新一轮电力市场化改革启动，为激发各省动力，在中央政府的指导方针之下，由各省级政府负责电力市场化改革。由于各省在资源禀赋、发用电结构与经济发展阶段等方面具有较大差异，使得市场模式选择各具特点，省间市场交易规则差异较大，逐渐形成了以省内交易为主的省级市场。如图1所示，2015年改革后，市场化交易电量占全社会用电量比重从2017年的25.9%提高至2024年的62.7%，逐步取代了计划用电。但是，省间市场化进程明显慢于省内交易市场化，超过75%的市场交易量仍是省内交易，省间市场化交易电量仅占全国电力需求量的14.5%。中央政府统筹的重大项目与战略主要以省间计划电量落实，①在定价机制上通常为省间政府协商年度计划与价格，尚未形成市场化定价机制，因而全国电力市场一体化程度较低。
