多角度构建现代电力市场体系

与“十三五”及以前的“规划”相比，近日发布的《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》），不仅在时间范围上有所不同，而且还将名称由“能源规划”改为“现代能源体系规划”。而构建现代能源体系，呼唤构建一个现代能源市场体系，当然也需要构建一个更加现代化的电力市场体系。

“十四五”时期，如何建设和管理“中间”的电网环节，以服务全国统一市场体系的构建？如何进一步理顺输配电价结构，并推动增量配电业务改革行稳致远？如何科学建立储能价格机制，引导储能项目参与市场，并拓展可再生能源市场化消纳空间？让我们从上述几个角度管窥“十四五”现代电力市场体系建设。

　　今年1月印发的《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《指导意见》），为加快建设全国统一电力市场体系提供了行动指南。从时间上看，《规划》对于建设全国统一电力市场的要求，正好与《指导意见》提出的“到2025年阶段目标”相重合。《规划》提及“按照支持省域、鼓励区域、推动构建全国统一市场体系的方向推动电力市场建设”，为“十四五”时期推动构建全国统一电力市场体系提出了原则、指明了方向。4月10日发布的《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》（以下简称《意见》），则将建设全国统一大市场提升到“努力形成供需互促、产销并进、畅通高效的国内大循环”的高度。鉴于此，“健全多层次统一电力市场体系”的意义自然也无需赘言。

　　事物总是按照先易后难的顺序发展，构建电力市场也不例外。省为实体、省内平衡的传统电力发展模式，为从省级起步构建电力市场创造了条件，供需双方首先在省级电力市场进行交易，如有余电或负荷缺口，再进行跨省跨区交易。从市场范围来看，呈现出从省到区域再到全国的逐渐扩大过程。而市场范围的扩大，除了面对市场体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、存在市场壁垒等软性问题之外，还需要建立健全输电设施网络，以实现电力资源在更大范围内进行交易和配置。在《意见》的“推进市场设施高标准联通”板块，就对此提出明确要求：“建立健全城乡融合、区域联通、安全高效的电信、能源等基础设施网络。”

　　“电网是电力市场建设运行的物质基础。国家电力市场建设需要更为坚强的跨省跨区输电网络作为支撑，需要进一步加强跨省跨区电网规划、投资回收和送受电计划管理，持续优化电网发展布局。”国网能源研究院副总工程师兼企业战略研究所所长马莉认为，进一步加强电力基础设施互联互通是深化国家电力市场建设的重要条件。

　　据报道，“十四五”期间，全国电网规划总投资预计达到2.9万亿元，其中国家电网有限公司计划投入2.23万亿元推进电网转型升级，中国南方电网有限责任公司规划投资约6700亿元以加快数字电网和现代化电网建设进程。

　　西南电力设计院原副总工程师吴安平认为：“虽然电网属于自然垄断行业，但投资主体还是可以在‘规划引领’的基础上，通过‘比较竞争’的方式，提高电网的投资效率，促进电网高质量发展。”

　　“当然，要确保电力资源实现大范围自由配置，还要将输电通道的配置权交给市场，把‘输电权’也拿出来交易。”业内专家杨世兴认为。这样既理顺了市场关系，化解了相关的垄断力，也有利于有效监管。

　　在《规划》中，“深化配售电改革，进一步向社会资本放开售电和增量配电业务，激发存量供电企业活力”，是“十四五”时期建设现代能源市场的内容之一。

　　向社会资本开放配售电业务、开展增量配电业务改革试点，被业内人士看作本轮电改的几大亮点之一。截至目前，全国已经推出五批增量配电业务改革试点项目（以下简称“增量配网”或“增量配网项目”）。

　　“在前五批增量配电业务改革试点中，重庆共有12个项目入围，目前只有5个项目取得供电业务许可证，且普遍亏损。”重庆市配售电行业协会秘书长陈曦介绍，“至于全国的情况，也差不多是这个样子。”

　　陈曦介绍，“如果仅仅靠供电业务，增量配网肯定是亏损的，根本收不回成本。增量配网的前期投入是非常大的，而且还要为后续发展预留大量的备用。目前，重庆正在运营的增量配网项目，要依靠售电或者综合能源服务等市场化业务才能勉强支撑。然而政策规定增量配电区域内的电力用户也有自由选择售电公司的权利，增量配网的市场化业务自然也面临很大挑战。”

　　而且，靠市场化业务补贴垄断性业务，也不符合发展逻辑。印发于2016年的《有序放开配电网业务管理办法》即已明确，“拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算”。可见最初的设计是，增量配网项目仅靠供电业务也是可以盈利的。“目前，增量配网在现有政策层面还看不到合理的生存空间。”杨世兴表示。

　　“增量配网还没有真正获得电网主体地位。”陈曦认为，增量配网本质上也是电网，其投资建设同样是纳入规划和监管的。既然如此，增量配网也应该按照“准许成本加合理收益”的原则获得政府核定的配电价，不应该一直“暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行（即按省级电网输配电价高低电压价差执行）”。“高低电压价差”根本不能准确反映配电网的实际成本，无法保证增量配电企业获得“合理收益”。鼓励增量配电企业通过市场化环节的收益来弥补自然垄断环节投资运营的亏损，更是违背了改革的初衷。

　　上述管理办法还明确授权省级价格主管部门制定增量配网配电价格，并报国家发展改革委备案。目前，已经有部分省份出台了增量配电价格管理指导文件，但基本沿用了“高低电压价差”方式，并没有真正缓解增量配电企业的经营压力。

　　其实，各地都面临一个同样的问题，那就是“用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价”。在现有省级电网输配电价定价机制下，这个问题让各地物价部门进退两难。如果想提高增量配电企业的收益，就要使配电价格高于现有的“高低电压价差”，这样就成了增量配电网自带“增量”配电价，如此一来，增量配电网内的用户执行的输配电价总和就会高于大电网内的用户，这根本不符合改革逻辑，也不利于增量配电业务改革的顺利推进。如果既不想损害用户利益，又要增加增量配电企业的收益，那就得降低省级电网输配电价，这无疑又损害了电网企业的利益，毕竟省级电网输配电价是通过成本监审核算出来的。这也是各地尽管有制定配电价的权限，却仍然不得不沿用“高低电压价差”的根本原因。用户利益不能受损，电网企业利益也不能受损，就目前来看，“受伤”的只能是增量配电企业。

　　然而，增量配网项目经营困难，并不仅限于社会资本投资控股的项目。陈曦介绍，即使是电网企业投资控股的增量配网项目，也同样步履维艰，“只要对增量配网进行独立核算，就会和社会资本投资的项目一样亏损”。

　　所以说，增量配电业务改革面临的问题症结并不全是利益博弈问题，根源还在输配电定价机制上。《规划》明确提出，“十四五”期间要“加快理顺输配电价结构”。“这里面包括科学核定增量配网配电价格，至少要合理设定省级电网输配电价电压级差，明确容量电价分配比例，并解决增量配网的电源接入、调度权限，以及线损和交叉补贴等问题。”陈曦表示，这一切都有赖于增量配电企业切实享有平等的电网主体地位。

　　“目前的省级电网输配电价并没有拉开级差，大头留在了输电侧。”一位长期关注电改的人士认为，“从短期来看，这有利于电网企业，不利于增量配电企业。但从长远来看，随着分布式电源的发展，以及就近就地交易等配网内交易规模的扩大，电网企业经营的配电网‘过网费’收益也同样会受损。”

　　《规划》要求，“积极推进分布式发电市场化交易。支持分布式发电与同一配电网区域的电力用户就近交易，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。”

    杨世兴认为，能源生产由集中式走向集中式与分散式并重，以及由此推动就近交易的发展，“这是一个长期的演变过程，短期内难以对电力市场产生实质性影响”。所以，当前最迫切的还是“要优化输配电价体制，剥离交叉补贴，真正发现输电和配电环节的合理成本，分开核定，并给予增量配网合理的价格空间”。如果不能把眼前的问题处理好，就可能迟滞这一演变过程。所以，先不要谈未来如何“改变”现在，而是先解决现在怎么生存的问题，才有可能影响未来。

　　《规划》要求，“创新有利于非化石能源发电消纳的电力调度和交易机制，推动非化石能源发电有序参与电力市场交易，通过市场化方式拓展消纳空间。”《指导意见》也明确，到2025年，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

　　在世界范围内，可再生能源消纳是个普遍难题。山东电力工程咨询院智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏介绍，即便在电力供应紧张的2021年，山东仍有68天发生弃电，弃电1000千瓦、8.8亿千瓦时；今年前两个月，已有26天发生弃电，弃电1249千瓦、6.9亿千瓦时。

　　“如果把新能源粗暴地推入市场，非但不利于消纳，反而会令其更加困难。”裴善鹏说，“光伏项目进现货市场是很亏的，出力最高的时候电价最低，电价高时它可能又没有出力了，而且还要承担很重的偏差考核。”

　　华北电力大学经济与管理学院副院长刘敦楠在接受中能传媒记者采访时表示，可以通过进一步完善交易机制，适当调大价格上下浮动区间，拉大峰谷价差，让价格能更加灵敏地反映供求关系，以充分调动各类灵活性资源参与市场以及用户参与需求侧响应的积极性，是市场化拓展新能源消纳空间的重要手段。

　　《规划》还明确，引导支持储能设施参与电力市场交易，促进提升系统灵活性。同时，还要建立新型储能价格机制。

　　《“十四五”新型储能发展实施方案》也提出，加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。

　　到2021年底，我国新型储能装机超过400万千瓦。根据《2030年前碳达峰行动方案》，预计到2025年，全国新型储能装机容量将超过3000万千瓦。

　　按照我国当前市场框架和规则，储能电站既可参与中长期市场也可参与现货市场，既可参与电能量市场也可参与辅助服务市场。

　　在中长期交易方面，2020年初，青海海西格尔木京能新能源与美满科技储能电站签订了首笔储能中长期交易。

　　而独立储能参与现货市场的“第一只螃蟹”则被山东吃下。作为光伏装机第一大省，山东对于储能这种灵活性资源有着旺盛的需求。据介绍，目前山东已经有4家储能电站参与现货市场，参与报价50次，完成充放电56次，累计交易电量962.1万千瓦时。

　　“在山东电力现货市场，独立储能的主要收益来自低价时充电、高价时放电赚取峰谷价差，还有容量电费，以及收取新能源企业的租赁费。”裴善鹏介绍，作为一种探索，对于储能的定价机制还有待进一步研究，比如，储能毕竟和用户是不同的，一定的电量要经历充放电各一次，放电时由用户侧缴纳过网费和基金附加等是顺理成章的，但充电时储能项目要不要像用户一样支付过网费和基金附加就不好说了。再比如，储能对于系统容量的支撑体现在正负两方面，就好比既承担灵活性电源作用，又承担可中断负荷作用。如何设计储能的容量电价机制，值得深思。

（转自《中国电业与能源》杂志，作者刘光林系中能传媒记者）