eo記者 姜黎
編輯 馮潔
2021年初美國得州大停電引發(fā)全球關(guān)注；2020年底國內(nèi)華中地區(qū)限電風波敲響警鐘；2019年先后有5個國家和地區(qū)遭遇了短暫的黑暗“洗禮”。雖然個中原因復雜多樣，但對供需形勢和高比例可再生能源挑戰(zhàn)的討論時有出現(xiàn)。
這或許是2015年啟動新一輪電力體制改革時沒有充分預料到的。
在電改六周年之際，重讀中發(fā)9號文不難發(fā)現(xiàn)，關(guān)于能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的表述并不多，僅圍繞需求側(cè)節(jié)能減排有所要求，包括“從實施國家安全戰(zhàn)略全局出發(fā)，積極開展電力需求側(cè)管理和能效管理，完善有序用電和節(jié)約用電制度”，“進一步提升以需求側(cè)管理為主的供需平衡保障水平”等。
彼時，電力行業(yè)剛剛從短缺經(jīng)濟“大干快上”中反應過來，過剩投資和高電價是改革要解決的主要矛盾。而現(xiàn)在，實現(xiàn)“雙碳”目標才是核心訴求。
有聲音指出，供需偏緊加上低碳約束，不一定要考慮市場化改革。而也有業(yè)內(nèi)人士指出，實現(xiàn)“雙碳”目標，市場化改革是繞不開的一步。歐美國家正是通過市場化改革對效率進行了優(yōu)化，才使電力系統(tǒng)能夠找到最便宜的資源，支持低碳能源的發(fā)展，這是實現(xiàn)“雙碳”目標需要的邊界條件。
3月15日，中央財經(jīng)委員會第九次會議指出，“十四五”是碳達峰的關(guān)鍵期、窗口期，要實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。
與歐美國家不同的是，國內(nèi)目前同時面對“傳統(tǒng)”市場化改革推進以及“新能源”加速靠近的難題，行至中局的改革正面臨著前所未有的考驗。
重新考慮適合中國的電力市場模式
2020年，山東電力現(xiàn)貨市場遇到“不平衡資金”難題，包括外來電、風光等新能源在內(nèi)的優(yōu)先發(fā)電與“市場電”之間的矛盾逐漸顯露。廣東也曾專題研究“計劃電”與“市場電”的匹配問題。2021年1月8日，在連續(xù)運行5個月后，甘肅電力現(xiàn)貨市場突然暫停結(jié)算。
中國社會科學院財經(jīng)戰(zhàn)略研究院副研究員馮永晟在一次討論會中指出，實行“雙軌制”的前提是，能夠分清哪些是市場，哪些是計劃。
“市場和計劃是兩條平行線，隨著經(jīng)濟體制改革的不斷推進，計劃指標越來越少，‘倒爺’的問題也就隨之解決，這是改革的經(jīng)驗?！?
但是電力難以分類平衡，“計劃電”對“市場電”產(chǎn)生了擠壓，這使得雙軌制應用在電力領(lǐng)域可能導致市場推不動，不得不回歸到計劃。
馮永晟曾在接受eo采訪時表示，新能源要發(fā)展，繼續(xù)靠財政補貼的路子難以走通，建市場，進市場，是唯一的路徑。
而新能源參與市場似乎在實踐中也遇到了一些問題。
2020年11月25日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》指出，各地政府主管部門要鼓勵市場主體簽訂中長期合同特別是年度及以上中長期合同，結(jié)合實際確定2021年年度及以上中長期合同簽訂工作目標，力爭簽約電量不低于前三年用電量平均值的80%，并通過后續(xù)月度合同簽訂保障中長期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值90%-95%。
一位業(yè)內(nèi)人士告訴eo，當前電力現(xiàn)貨市場的有序有效運行要求對新能源中長期合約進行結(jié)算曲線分解，以便與現(xiàn)貨對接。但新能源發(fā)電受天氣變化影響，其波動性、隨機性等特點決定了新能源在年度、月度交易中，難以簽訂帶曲線的中長期合同。新能源一旦日前預測出現(xiàn)較大偏差，就可能面臨日發(fā)電負收入的風險。
有業(yè)內(nèi)人士指出，目前新能源簽訂長協(xié)基本找不到對手方，對市場主體來說本身就是一種風險。
上海電力大學教授謝敬東曾指出，目前的電力市場設(shè)計均是圍繞煤電“起家”的。未來的設(shè)計思路要改變，一定要建設(shè)以新能源為主的市場。
據(jù)了解，政府部門相關(guān)負責人也在思考，“雙軌制”是中國經(jīng)濟體制的實際國情，也必將長期存在，加上“雙碳”目標下新能源比例不斷提升帶來的挑戰(zhàn)，目前的電力市場設(shè)計是否需要調(diào)整。
“如果無法全部重來，或許可以選擇一到兩個省區(qū)市探索另一種方式?！庇袠I(yè)內(nèi)人士說。
交易中心“看上”綠電
2020年2月18日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關(guān)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的實施意見》（發(fā)改體改〔2020〕234號）（下稱《實施意見》）提出，明確劃分交易機構(gòu)和調(diào)度機構(gòu)職能；明確市場管理委員會是由多方代表組成的，獨立于交易機構(gòu)的議事協(xié)調(diào)機構(gòu)；降低電網(wǎng)企業(yè)在交易機構(gòu)中的持股比例至50%以下；提出適應區(qū)域經(jīng)濟一體化發(fā)展要求，探索推進交易機構(gòu)股權(quán)業(yè)務相互融合。
盡管電力交易遠不如證券交易所那樣“活躍”，從業(yè)人員也并不像傳說中的手握金牌證書，市場分析師年薪高逾百萬，自中發(fā)9號文配套文件《關(guān)于電力交易機構(gòu)組建和規(guī)范運行的實施意見》發(fā)布近六年來，依托電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)的電力交易機構(gòu)的公共屬性正在增強。
2020年12月29日，南方電網(wǎng)廣州電力交易中心增資協(xié)議簽署，是全國第一個按照234號文要求完成進場交易的電力交易機構(gòu)股權(quán)優(yōu)化調(diào)整項目。這次增資完成后，南方電網(wǎng)公司持股比例由66.7%降至39%，南方五省區(qū)政府出資企業(yè)持股比例39%，電力規(guī)劃總院、水電水利規(guī)劃設(shè)計總院和南方五省區(qū)電力交易中心等新增7家股東持股占比22%。
對于交易與調(diào)度的職能界面，《實施意見》中明確，交易機構(gòu)主要負責電力交易平臺的建設(shè)、運營和管理，組織中長期市場交易，提供結(jié)算依據(jù)和服務；負責市場主體注冊和管理，匯總電力交易合同，披露和發(fā)布市場信息等；配合調(diào)度機構(gòu)組織現(xiàn)貨交易。調(diào)度機構(gòu)的根本職責是依法行使生產(chǎn)指揮權(quán)，對電網(wǎng)運行進行組織、指揮、指導和協(xié)調(diào)，負責電力電量平衡、發(fā)電生產(chǎn)組織、電力系統(tǒng)安全運行、電網(wǎng)運行操作和事故處理，依法依規(guī)落實電力市場交易結(jié)果，保障電網(wǎng)安全、穩(wěn)定和優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行。
從分工上看，調(diào)度機構(gòu)職能對應電力的“物理”屬性，而交易機構(gòu)更像是市場主體進行商品交易依托的窗口，需要重點考慮市場品種架構(gòu)和市場機制的設(shè)計，才能真正發(fā)揮市場交易中樞平臺的作用。
2021年2月，南方區(qū)域電力交易機構(gòu)研究制定了《南方區(qū)域可再生能源電力消納量交易規(guī)則（試行）》。按照試行規(guī)則，南方區(qū)域可再生能源電力消納量交易市場將實現(xiàn)平臺統(tǒng)一建設(shè)運營、主體統(tǒng)一注冊服務、數(shù)據(jù)統(tǒng)一核算監(jiān)測、憑證統(tǒng)一編碼核發(fā)。
據(jù)eo了解，目前無論是區(qū)域還是省級電力交易中心，都在研究包括省級、區(qū)域可再生能源消納責任權(quán)重，研究開展可再生能源電力交易。
此外，在“雙碳”目標的加持下，日漸火熱的碳交易也進入了電力交易中心的視野?！叭绾螌㈦娏灰着c消納量交易、綠證交易、碳交易進行有益銜接，促進考慮‘低碳成本’的電力價格發(fā)現(xiàn)，是交易中心下一步需要重點研究的工作。”一位電力交易研究人士說。
除此之外，對電力期貨的研究也早在現(xiàn)貨試點萌發(fā)時就已啟動。國家電投集團營銷中心處長韓放曾在相關(guān)論壇中指出，從各國電力市場發(fā)展歷程看，當電力市場發(fā)展到一定階段，通常選擇電力期貨市場作為價格發(fā)現(xiàn)和規(guī)避風險的重要手段。電力期貨市場是電力市場機制的重要組成部分。
無論配額、綠證、碳，還是電力期貨，其供需大多基于人為設(shè)計，自帶金融屬性。而電力交易中心作為窗口，或?qū)⑦M一步靠近這些產(chǎn)品。
不過，一位大宗商品交易的資深從業(yè)者直言，現(xiàn)貨不成熟，不可能有期貨。
“管住中間”再進一步
2020年9月30日，國家發(fā)改委正式發(fā)布了經(jīng)核定的2020-2022年區(qū)域電網(wǎng)輸電價格（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕1441號）和省級電網(wǎng)輸配電價（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕1508號）。
發(fā)改委價格司在其官網(wǎng)發(fā)布的新聞通稿指出，與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價核定首次實現(xiàn)了對所有省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸配電價，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價格納入省級電網(wǎng)核價。
第二監(jiān)管周期輸配電價核定，進一步實現(xiàn)了輸配電價水平的穩(wěn)中有降，多數(shù)省份聚焦降低大工業(yè)輸配電價；進一步優(yōu)化了輸配電價結(jié)構(gòu)，縮小了交叉補貼；同時，充分考慮外送電省份實際情況，制定了合理的外送電輸電價格。
但有些問題仍未得到解決。
在原有的銷售電價體系下，多數(shù)省份的大工業(yè)和一般工商業(yè)用戶實行峰谷分時銷售電價，如果在現(xiàn)貨市場試點執(zhí)行已核定的兩部制輸配電價，出現(xiàn)了低谷時段的現(xiàn)貨市場價格加上輸配電價高于原有工商業(yè)用戶低谷電價水平的現(xiàn)象，使得在零售市場中，原本能夠為系統(tǒng)起到削峰填谷作用的工業(yè)負荷“被歧視”，代理了這部分用戶的售電商面臨虧損風險。
新修訂的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格[2020]101號）于2020年1月20日正式印發(fā)，該辦法第二十六條提出：“現(xiàn)貨市場試點地區(qū)，結(jié)合實際情況可探索提出符合市場需要的、具有一定彈性的分時輸配電價方案建議”。
華北電力大學電氣與電子工程學院教授張粒子等專家曾在“電力市場研究”公眾號上撰文指出，之所以提出分時輸配電價，是希望借此加大用戶在系統(tǒng)負荷高峰時段與低谷時段的輸配電價價差，一方面進一步促進用戶削峰填谷和綠色低碳能源消納，另一方面試圖解決試點建設(shè)電力現(xiàn)貨市場與原有電力中長期電力市場的價格銜接問題。
文章同時強調(diào)，省級電網(wǎng)是否適于采用分時輸配電價，還需要結(jié)合當?shù)仉娏κ袌龅膶嶋H情況，進行科學論證。考慮到各地電力市場建設(shè)方案不同，電價交叉補貼情況也不同，必須因地制宜地對競爭性電力市場建設(shè)方案和輸（配）電價定價方案進行統(tǒng)籌研究、一體化設(shè)計。
此外，儲能成為剛剛閉幕的全國兩會能源領(lǐng)域熱詞之一。自輸配電價成本監(jiān)審辦法明確儲能不計入有效投資以來，圍繞儲能投資的電價回收機制，仍存爭論。
全國政協(xié)委員、南方電網(wǎng)公司總經(jīng)理曹志安在兩會提案中建議，建立儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展成本疏導和投資回報機制。對于電網(wǎng)側(cè)儲能，編制儲能專項規(guī)劃，報送國家能源主管部門批準，電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)的儲能設(shè)施作為核價范圍有效資產(chǎn)，通過輸配電價疏導。對于電源側(cè)和用戶側(cè)儲能，建立科學有效的輔助服務計價方法和完善峰谷電價機制，實現(xiàn)儲能投資獲取合理回報，引導社會資本投資。
