5月份中共中央、國務院印發(fā)的《關于新時代加快完善社會主義市場經(jīng)濟體制的意見》明確要求，“構建有效競爭的電力市場，有序放開發(fā)用電計劃和競爭性環(huán)節(jié)電價，提高電力交易市場化程度。”結(jié)合各省(市、區(qū))電力市場推進情況，特別是充分考慮疫后經(jīng)濟拉動對能源電力要素的迫切要求，就務實推動電力市場、促進電力中長期交易健康發(fā)展做技術層面的思考。
成績顯著
經(jīng)過五年的探索實踐，全國各地區(qū)電力市場從謀劃方案、論證規(guī)則到組織實施，以中長期電能交易為主導品種、以電力交易機構為基礎平臺的電力市場在各地已經(jīng)全面鋪開，部分省份為適應迫切的現(xiàn)實需求開展了輔助服務市場，8個省份試點探索著現(xiàn)貨交易。2015年之前少量大用戶直接交易的“星火”狀態(tài)，因中發(fā)〔2015〕9號文件而煥發(fā)出勃勃生機，各省(市、區(qū))電力市場呈“燎原”之勢，我國電力市場化交易走出了一條“從無到有、由點到面、由小到大、逐步規(guī)范”的道路。
按照9號文有關要求，國家發(fā)改委、能源局于2016年底聯(lián)合印發(fā)了《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》，并指導各地制訂出臺具體實施細則，電力中長期交易規(guī)模逐年擴大，交易品種和交易方式更加豐富。2017~2019年，全國市場化交易電量分別為1.6萬、2.1萬、2.3萬億千瓦時，其中絕大多數(shù)采用的是中長期交易。北京、廣州兩個電力交易中心披露的2019年市場滿意度都超過了90分。
深化潛力巨大
看到顯著成績的同時，也要清醒地看到當前電力中長期交易市場仍存在一些突出問題。
一是市場化電量規(guī)模遭遇瓶頸。放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，是支撐“管住中間、放開兩頭”體制架構的重要內(nèi)容之一，市場化電量比重是改革進展的顯性指標。目前黑龍江、吉林、新疆等許多地區(qū)的市場化電量比重遇到“天花板”，部分地區(qū)仍有以政府指令代替市場化交易的現(xiàn)象。放開市場交易規(guī)模，關鍵是要推進發(fā)用電計劃改革，一個重要環(huán)節(jié)是完善政府公益性調(diào)節(jié)性服務功能。由于各類市場主體的博弈，特別是對優(yōu)先發(fā)電權計劃的認識偏差和實操顧慮，導致一些地區(qū)60～70%的電量被納入優(yōu)先發(fā)電范疇，市場空間大為壓縮。
二是競爭環(huán)節(jié)價格彈性不足，輸配電價應用不佳。價格是市場的靈魂，在普遍供大于求的情況下，2019年全國電力交易發(fā)電側(cè)的電價，較基準電價(之前的標桿電價)下降了3分錢，一定程度反映了供需價值規(guī)律。但放大看，一些地區(qū)(如山西、河北)某些月份的價格“完美地”保持在了同一水平。中央政府核定的輸配電價未能得到很好地使用，部分省份發(fā)用電直接交易仍然使用價差傳導模式。地方政府拉動經(jīng)濟、降低用戶成本對電力價格下浮的滿心期待，與市場價格相對剛性的矛盾凸顯。
三是綠色發(fā)展與電力市場尚未有效融合。目前風電、太陽能等新能源參與交易大多在跨省區(qū)市場平臺上開展, 部分地區(qū)在保障性收購基礎上組織了省內(nèi)交易。大規(guī)模風電、光伏的上網(wǎng)消納，是推動能源轉(zhuǎn)型的有力手段，但如何有效配置使用政府的財政資源，將可再生能源公平地納入市場體系，實質(zhì)性而不是教條地推進綠色發(fā)展，在認識上還有分歧，行動上無奈地作出太多妥協(xié)。
四是電力市場管治能力還有待提升。調(diào)研中市場主體對電力交易仍有不少意見建議;面對市場存在的違規(guī)現(xiàn)象，近年來公開的僅有“山西省電力行業(yè)協(xié)會組織23家火電企業(yè)達成并實施直供電價格壟斷協(xié)議”處罰和南方能監(jiān)局約談售電公司等有數(shù)案例;2019年12398能源監(jiān)管熱線電力市場投訴舉報事項15件，較2018年增加了10件。
機制創(chuàng)新破解市場難題
面對上述問題，核心是要構建符合新發(fā)展理念的現(xiàn)代電力市場體系。就電力中長期交易而言，迫切的是要結(jié)合各地實際不斷完善交易規(guī)則，以機制創(chuàng)新破解市場難題。
一是采用“以用定發(fā)”的模式確定優(yōu)先發(fā)電權規(guī)模上限。據(jù)估算，無議價能力、進入優(yōu)先購電范圍的用戶電量至多在30%，建議“量米下鍋”，以此電量規(guī)模為基礎開展優(yōu)先發(fā)電權計劃的編制，為大幅度提升市場化水平奠定基礎。電網(wǎng)網(wǎng)架約束、發(fā)電物理特性限制(如以熱定電)產(chǎn)生的優(yōu)先發(fā)電電量，應主要依靠發(fā)電權交易二級市場來實現(xiàn)，而不是永遠躺在政府計劃的懷抱里。
二是同步公布各省第二輪輸配電價及交叉補貼的水平，輸配電價核定要平衡科學性與現(xiàn)實性。按照輸配電價收取過網(wǎng)費是電改后電網(wǎng)企業(yè)新的運營模式，但使用分電壓等級輸配電價開展交易確定的用戶終端價格，很可能與原有用戶目錄電價體系發(fā)生形變，部分用戶不進入市場必然導致交叉補貼的出現(xiàn)。不將交叉補貼的暗補變?yōu)槊餮a，輸配電成本分電壓等級歸集方面的操作問題很難破解，經(jīng)過利益博弈后的市場模式也更傾向于價差模式而不是輸配電價模式，高價機組和低價用戶很難走向市場。此外，送端省份輸配電價核定要兼顧內(nèi)外兩個市場，因為輸電價格直接影響本身電源參與受端市場的積極性，影響送受兩端省份的利益。
三是豐富中長期交易品種，提升市場主體的操作靈活性。在現(xiàn)貨市場試點沒有取得標志性成功之前，各省份主打的還是中長期交易。市場主體簽訂中長期交易有利于其生產(chǎn)經(jīng)營計劃安排，但面對更加復雜外部環(huán)境調(diào)整生產(chǎn)經(jīng)營計劃在所難免，因此在制度上必須賦予中長期交易足夠的靈活性。其一是縮短交易周期，鼓勵連續(xù)交易，要力爭今年底將交易周期縮短到周;其二是鼓勵中長期交易的標的由電量變?yōu)殡娏η€;其三是放開發(fā)電權交易和用電權交易;其四是偏差考核的處理兼顧原則性和靈活性，區(qū)別不同供求關系下多發(fā)電/少用電與少發(fā)電/多用電的差異。
四是可再生能源“分段”參與市場，實施“保量保價”“報量報價”“價補分離”。可再生能源保障性收購與價格隨行就市是兩個軌道的問題，當前必須破除“電力市場就認為違反《可再生能源法》”的曲解。伴隨可再生能源消納責任制的實施，其已經(jīng)具備和其他發(fā)電主體一樣進入市場的條件。保障性收購電量部分按“保量保價”方式“報量不報價”參與市場;超出保障性收購利用小時數(shù)的電量以“報量報價”方式參與市場;盡快明確時間節(jié)點，放開保障性收購電量，同時按照“價補分離”原則參與市場。
五是持續(xù)深化跨省區(qū)交易，進一步放開市場準入，破解省內(nèi)交易的市場力。建立省間市場與省內(nèi)市場的標準接口，優(yōu)化市場空間、交易時序等重點環(huán)節(jié)，適應分省運行現(xiàn)狀的同時，為后期市場融合創(chuàng)造條件，實現(xiàn)省間與省內(nèi)市場的協(xié)調(diào)運營，提升電力市場整體的運營效率與效益。
六是做好與其他交易品種的銜接。首先豐富完善調(diào)峰調(diào)頻輔助服務市場，確保電力系統(tǒng)運行的安全性;其次，著手研究建立容量市場，保障電力系統(tǒng)長期運行的可靠性;最后，現(xiàn)貨試點地區(qū)要做好中長期市場和現(xiàn)貨市場有機協(xié)調(diào)，以豐富價格體系支撐電力行業(yè)陽光生態(tài)。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年5期，作者系華北電力大學國家能源發(fā)展戰(zhàn)略研究院教授
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