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　　新一輪電力體制改革自2015年實施以來，我國建立了多個省級及以上電力交易中心，各省區輸配電價改革已基本完成，電力中長期市場漸趨完善，電力現貨市場試點逐步推進，實現了全社會電力資源優化配置，有效降低了全社會發電成本和煤耗。有成績的同時，步入“深水區”的電改短板也逐漸暴露出來：電力市場計劃與市場交織運行、市場主體參與意愿較低、增量配網改革整體項目建設滯后。專家呼吁，厘清電力市場中計劃與市場各自的定位，多措并舉激勵現貨市場主體參與意愿，助力我國順利實現碳達峰和碳中和目標。

趙乃育 繪

　　交易機構日趨完善　現貨市場有實質進展

　　《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（簡稱“9號文”）2015年發布后，管住電網這一中間環節初見成效，完成了首個監管周期各層級電網輸配電價核定，各省區電力交易機構也日趨完善。

　　以成立于2016年5月12日的四川電力交易中心為例。該中心在2020年6月完成第一階段的股份制改造，引入四大類17家企業投資者，新增股東持股占比達30%。新入股的17家企業分為四大類型：以四川省水電投資經營集團為代表的省屬電力企業；以國電大渡河公司、華電四川公司等為代表的發電企業；以四川能投售電、通威綠能電力等為代表的售電公司；以攀鋼集團、川威集團等為代表的電力用戶。

　　2021年1月28日上午，四川電力交易中心再次轉讓30%股權，國網四川省電力公司的持股比例由70%進一步降低至40%；同時，四川電力交易中心新引入一家股東，股東數量增至19家，目前股權多元化程度在全國的電力交易中心中位居前列。

　　更關鍵的是，電力現貨市場作為電改“心臟”環節，于2017年在南方（廣東起步）、蒙西、浙江等8個試點地區逐步試運行，電改步入“深水區”。

　　廣東電力交易中心副總經理盧恩介紹，2020年8月，南方電力現貨市場完成了為期一個月的全主體覆蓋月度結算試運行，近2萬家企業全程參與，覆蓋了電力市場所有市場主體，交易電量17億千瓦時，“不僅意味著當前的交易制度已基本解決存在的技術障礙，也標志著廣東已具備長周期運行電力現貨市場的技術條件和市場成熟度，可以說打通了現貨市場真正長期運行的最后一關，為全國提供了復雜電網下電力現貨市場運行的樣板。”

　　南方電網2020年8月的月度結算為電力現貨市場長期運行提供了重要的參考依據。盧恩認為，這主要是因為此次結算充分發揮了中長期市場鎖定收益、現貨市場發現價格的作用，現貨高峰時段價格達1元/千瓦時、低谷時段價格0.07元/千瓦時，體現了電價的時空特性，有利于引導用戶用電、投資規劃；實現了全社會電力資源優化配置顯著效果，有效降低了全社會發電成本和煤耗，發揮了市場“無形的手”在資源優化配置方面的作用，相比中長期合同物理執行的模式，去年8月現貨市場降低燃煤機組度電煤耗約1.1%，降低度電成本約2.2%。

　　“深水區”短板暴露

　　多名受訪人士表示，當前電改已步入“深水區”，有成績的同時，一些問題也逐步暴露出來。

　　首先，電力市場計劃與市場交織。山東省于2020年5月16至19日開展了為期四天的現貨市場連續結算試運行，試運行期間電網運行整體平穩，但試結算期間共產生9508.19萬元的不平衡資金。相關人士認為，不平衡資金主要源于市場化發電和用電的電量規模不對等、優先發購電曲線不匹配、容量電價補償機制不合理三方面。而究其源頭，是因為在我國目前的電力市場體系下，計劃與市場兩者相互交織，使得市場交易、結算機制變得復雜，更增加了市場監管難度，增大了市場交易成本。

　　其次，現貨市場主體參與意愿較低。一方面，現貨交易市場操作模式較為復雜，發電側需要根據需求的成本來調整負荷，而需求側則需要根據未來一天負荷曲線的差額部分決定交易，因此電力現貨價格波動大，使得市場主體不易于接受。另一方面，人才儲備匱乏。新疆一名售電公司的負責人說，目前電力現貨市場的從業人員沒有充足的交易經驗，甚至在國際上也很難找到合適的學習對象，導致參與電力現貨交易面臨較大風險。更關鍵的是，由于交叉補貼等因素制約，相當一部分電力用戶在競爭性的電力市場中可能難以獲得相對低廉的電價，因此他們主動參與市場的意愿低。

　　第三，增量配網改革整體項目建設滯后。記者在多個省區調研發現，增量配電試點項目整體滯后，部分省區前五批項目僅有個別項目實現并網運行。浙江正泰新能源開發有限公司副總裁李崇衛介紹，項目推廣之所以有難度，主要是因為大部分省份沒有統一的模板或標準，地方上不知道怎么處理配網投資企業和電網公司分配基本電費，項目投資回報率不明確，進而導致投資主體較少。

　　厘清定位　提升市場參與度

　　在電力現貨市場方面，受訪專家提出了多項建議。首先，厘清計劃與市場各自的定位。業內人士建議，按照市場提升效率、政府解決公平的原則，改革現有的優先發購電政策。對于優先發購電，確保可再生能源優先消納；對享受特殊電價優惠政策的用戶，也同樣按照市場方式參加競爭。政府解決公平，則是對成本不能通過市場回收的發電企業和享受電價優惠的企業給予市場外的補貼，變事先定價定量的“暗補”為基于市場價格、公開透明、動態的“明補”。這樣既簡化了市場，降低了市場組織的復雜度，同時又提升了補貼的透明度。

　　其次，激勵電力現貨市場主體參與意愿。適當下調輸配電價水平可以視為一種補償，可以激勵市場主體參與和交易的意愿。同時，放開參與主體的選擇權，通過推進電力輔助服務市場建設，實現調頻、備用等輔助服務補償機制，對受到損失的企業進行補償。相關人士建議，明確低價電和省外來電等優先發電規模，用于穩定交叉補貼來源；將優先購電、優先發電納入新一輪輸配電價測算，建立政策性交叉補貼定期清算機制。值得一提的是，根據國際能源署對8個最大的非經合組織國家的估算，取消能源補貼將會使經濟增長率平均每年增加0.73%。

　　第三，針對增量配電業務改革不暢，李崇衛等人建議：一方面復盤前期沒做起來的項目，使增量配電業務投資方和電網企業得到公平對待，為市場主體提供能夠生存下去的政策環境；另一方面建議政府及能源主管部門加強監管，對已批復的增量配電試點合規性進行評估，并依法對違規試點開展執法監督和考核，督促其按照國家政策完成整改。

　　（本稿件由記者杜剛、朱涵、魏一駿、劉彤、吳濤、楊迪、陳尚營、潘德鑫、何宗渝采寫）

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