新電改進入第8年之后，電力現(xiàn)貨市場改革突然加速。

　　華夏能源網(wǎng)獲悉，10月12日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》(下稱《通知》)，力促電力現(xiàn)貨市場盡快在全國范圍內(nèi)全覆蓋。

　　9月18日，國家發(fā)改委、國家能源局剛剛發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(試行)》，這是2015年新電改以來出臺的國家層面首份電力現(xiàn)貨市場建設規(guī)則。

　　前后不到一個月，監(jiān)管部門連下“兩道金牌”力推電力現(xiàn)貨市場，急切之心情溢于言表。

　　電力現(xiàn)貨市場之重要，首先是在電價的實時發(fā)現(xiàn)方面，當下占據(jù)主導的中長期市場極度缺乏靈活性。2021年下半年以來，煤價暴漲，而中長期交易對電價反應嚴重滯后，未能及時反映市場真實的供需情況并疏導激增的煤電發(fā)電成本，造成了煤電企業(yè)大面積虧損。

　　或許更重要的是，由于現(xiàn)貨交易頻次高(7×24小時不間斷開市)、周期短(小時/15分鐘)，更符合新能源波動性、難以預測等特點，現(xiàn)貨市場在促進新能源消納利用方面更有優(yōu)勢。

　　電力現(xiàn)貨市場如此重要，可是新電改8年多來，現(xiàn)貨交易的電力占比僅為20%。那么，到底是哪些因素在阻礙著電力現(xiàn)貨交易的步伐呢?加速推進的電力現(xiàn)貨市場改革將帶來多大的價值和影響?

　　漲電價“魔咒”

　　2015年新一輪電改啟動，官方先后分兩批次選取了14個地區(qū)作為電力現(xiàn)貨市場試點。

　　10月12日發(fā)布的《通知》，對各省現(xiàn)貨市場建設時間表做了明確規(guī)定：首先，第一批試點中打了“退堂鼓”的浙江和福建，被要求加快建設進度，浙江2024年6月前要啟動連續(xù)結算試運行，福建2023年底前要開展長周期結算試運行。

　　其次，第二批試點和非試點省份的區(qū)別有所弱化，河北南網(wǎng)、江西、陜西這些非試點地區(qū)也被要求力爭于2023年底前開展長周期結算試運行。其他地區(qū)(除西藏外)要力爭在2023年底前具備結算試運行條件。

　　那么，為什么很多省份電力現(xiàn)貨市場改革推進緩慢呢?答案是地方政府擔心電改就是“漲電價”，而電價是企業(yè)的成本，漲電價會減緩地方經(jīng)濟發(fā)展進而影響政績。

　　考慮到各省的電力能源結構不同和改革難度，2015年的“9號文”提出以省為單位推進電力市場改革，各省有權自行決定本省內(nèi)電改路徑和試點實施方案。電改方案的最初設計權分散給了地方，為日后的現(xiàn)貨市場推進緩慢埋下“伏筆”。

　　例如浙江，2017年就啟動了省內(nèi)現(xiàn)貨市場建設，并成為第一批電力現(xiàn)貨試點省份，是新一輪電力體制改革的“先行軍”。但是從去年以來，浙江卻一直暫停電力現(xiàn)貨長周期連續(xù)結算試運行。

　　主要原因是去年夏季浙江從現(xiàn)貨市場高價購入電量，滾動形成了近百億元的“電費窟窿”，這部分成本最后需要攤入工商業(yè)電價，抬高了企業(yè)用能成本，也降低了浙江招商引資的吸引力，令民營經(jīng)濟大省浙江左右為難。

　　浙江對電力現(xiàn)貨市場的態(tài)度轉變，很具代表性。擔心漲電價的心理，影響著各省電力現(xiàn)貨市場的進程與命運?？蓡栴}是，長遠來看，能源價格、電價的上漲，幾乎是不可避免的。

　　且不說俄烏戰(zhàn)爭以及中東局勢動蕩，正在推高油氣、電力的價格，最根本的，清潔能源替代也不大可能是成本直線下降的過程。清潔能源替代是有成本的，電價方面，有測算表明，新能源為主的電力系統(tǒng)，成本要比舊系統(tǒng)貴近三分之一。

　　但是能源替代是繞不過去的，“雙碳”沒有回頭路。在現(xiàn)階段對包括現(xiàn)貨市場等電改“消極罷工”，只能貽誤戰(zhàn)機并一再增加轉型成本。電力現(xiàn)貨市場改革，需要從漲電價魔咒中跳脫出來。

　　省間壁壘

　　電力現(xiàn)貨市場交易電量只占整個電力市場的20%，而2022年省間現(xiàn)貨交易電量占比還不足1%。省間現(xiàn)貨交易少得可憐，與省間壁壘有關。

　　直到現(xiàn)在，發(fā)電配額的調度模式仍受到地方保護的影響。無論在電改前還是電改后，地方國企的機組效率都顯著低于央企。但是地方政府卻有十足動力去保護本地低效率機組。

　　以南方五省(廣東、廣西、云南、貴州、海南)為例，電改前后央企煤電機組的平均發(fā)電標準煤耗分別為308.7和305.6克標準煤/千瓦時，而地方國企煤電機組的平均煤耗分別為317.4和311.8克標準煤/千瓦時。

　　這主要是因為電力市場以省為單位，地方政府對發(fā)電調度負責，這種制度引發(fā)地方保護。地方發(fā)電企業(yè)的發(fā)電收入直接貢獻地方財政收入，因此，地方政府有動機偏向當?shù)仄髽I(yè)。由此，低效率的地方煤電機組反而在計劃調度中得到了更多的運行小時。

　　大力度推進電改，將包括現(xiàn)貨市場在內(nèi)的電力市場，從省內(nèi)擴圍到省間甚至建成全國統(tǒng)一的電力市場，不僅能夠大幅增加能源利用效率，還將更加有效實現(xiàn)減碳。

　　以南方電網(wǎng)供電區(qū)域為例，廣東的可再生能源數(shù)量較少，但電力需求又很大。由于省間壁壘，廣東很難充分利用云南、貴州等其他省份的低成本清潔電。而一旦建立全國市場，廣東將不再受到本省稟賦的限制。省外電力價格更低、排放更少，廣東完全可以直接跨省購買電力，減少本省低效率電的生產(chǎn)。

　　對跨省調度的效果，中國人民大學能源經(jīng)濟學博士相晨曦團隊，以2018年的廣東電力市場為對象進行測算，如果建成全國統(tǒng)一電力市場，發(fā)電組合中高效率的煤電機組比重上升，二氧化碳排放相比于電改前可減少310萬噸，由成本節(jié)約帶來的經(jīng)濟效益提升可以達到73億元。

　　針對打破省間壁壘、建成區(qū)域電力現(xiàn)貨市場，《通知》提出明確要求，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場在2023年底前啟動結算試運行;京津冀電力市場在條件成熟后，力爭2024年6月前啟動模擬試運行;2023年底前建立長三角電力市場一體化合作機制，加快推動長三角電力市場建設工作。

　　市場化交易電量的持續(xù)擴大，業(yè)已成為一股倒逼電力體制改革的力量，迫使傳統(tǒng)電力系統(tǒng)破除行政壟斷思維，動既得利益的“奶酪”，拆除體制性“藩籬”。電力省間壁壘，亟待加速破除。

　　通道滯后

　　《通知》還要求，第一批試點省份中的四川要結合實際，持續(xù)探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。

　　由于來水偏枯，2022年夏，額定容量8000萬千瓦的四川水電直接腰斬;另一邊，由于干旱高溫，四川最大瞬時用電負荷驟升至6500萬千瓦。

　　6500萬千瓦的最大負荷，4000萬千瓦的有效水電出力，就算2000萬千瓦的煤電全部頂格發(fā)電，四川還是出現(xiàn)了不小的電量缺口。于是，四川政府向工業(yè)企業(yè)發(fā)布了“限電令”。此事引起了軒然大波。

　　如今來看，如果包括現(xiàn)貨市場在內(nèi)的省間電力市場做好了，四川缺電就可以從其他省份調電。但是，四川利用好區(qū)域電力市場有一個前提，那就是跨省跨區(qū)聯(lián)絡線及輸電通道要能形成支撐。

　　2022年四川限電，暴露了四川與外省聯(lián)絡線主要是單向的外送輸電線路的問題。相較于四川3000萬千瓦左右的外送電能力，去年缺電時期入川的省外支援電力僅有600萬千瓦，入川緊急電力保供協(xié)調難度很大。

　　《通知》還特別提到新能源、分布式電力進入電力現(xiàn)貨市場，但是這兩者的入市也受制于通道建設的不足。

　　首先，以特高壓工程為代表的跨區(qū)跨省電網(wǎng)建設滯后于風光大基地電源建設，制約著省間電量充分交換。

　　特高壓外送通道審批建設周期為3年左右，但是，千萬千瓦規(guī)模的集中式光伏項目只需1至2年即可完工。在電網(wǎng)建設與新能源投資熱度形成錯配的情況下，亟須重新評估新增輸電通道的需求，并通過市場機制引導電力電量資源跨省跨區(qū)優(yōu)化配置，提升既有輸電通道的利用率。

　　其次，分布式電力入市也遇到了通道壁壘。

　　近一年來在冀魯豫的部分市縣，配電網(wǎng)臺區(qū)與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，380伏側的并網(wǎng)申請被暫停，待擴容后再開放。這也是2023年戶用光伏市場加速南移的主要原因。

　　國際能源署相關官員亦認為，在中國，相比于熱火朝天的電源建設，加大電網(wǎng)建設是電力保供和新能源消納的關鍵。

　　2015年新電改以來，中國的市場化交易電量比重已大幅提升。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2023年上半年，全國市場化交易電量2.65萬億千瓦時，占全社會用電量的62%。而2016年，市場化交易電量占全社會用電比重還不足兩成。

　　未來，隨著新能源入市，市場化交易電量比重有望達到八成。但是，這需要有前提條件保證——電力市場改革要解決根深蒂固的體制機制問題。加快電力現(xiàn)貨市場建設，刻不容緩、事不宜遲。

　　文 | 華夏能源網(wǎng)