與“十三五”及以前的“規劃”相比，近日發布的《“十四五”現代能源體系規劃》（以下簡稱《規劃》），不僅在時間范圍上有所不同，而且還將名稱由“能源規劃”改為“現代能源體系規劃”。

（來源：微信公眾號“中國電業與能源”作者：劉光林）

而構建現代能源體系，呼喚構建一個現代能源市場體系，當然也需要構建一個更加現代化的電力市場體系。

“十四五”時期，如何建設和管理“中間”的電網環節，以服務全國統一市場體系的構建？如何進一步理順輸配電價結構，并推動增量配電業務改革行穩致遠？如何科學建立儲能價格機制，引導儲能項目參與市場，并拓展可再生能源市場化消納空間？讓我們從上述幾個角度管窺“十四五”現代電力市場體系建設。

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加強電網規劃建設管理

為統一電力市場構筑基礎設施網絡

今年1月印發的《國家發展改革委 國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），為加快建設全國統一電力市場體系提供了行動指南。從時間上看，《規劃》對于建設全國統一電力市場的要求，正好與《指導意見》提出的“到2025年階段目標”相重合。《規劃》提及“按照支持省域、鼓勵區域、推動構建全國統一市場體系的方向推動電力市場建設”，為“十四五”時期推動構建全國統一電力市場體系提出了原則、指明了方向。4月10日發布的《中共中央 國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》（以下簡稱《意見》），則將建設全國統一大市場提升到“努力形成供需互促、產銷并進、暢通高效的國內大循環”的高度。鑒于此，“健全多層次統一電力市場體系”的意義自然也無需贅言。

事物總是按照先易后難的順序發展，構建電力市場也不例外。省為實體、省內平衡的傳統電力發展模式，為從省級起步構建電力市場創造了條件，供需雙方首先在省級電力市場進行交易，如有余電或負荷缺口，再進行跨省跨區交易。從市場范圍來看，呈現出從省到區域再到全國的逐漸擴大過程。而市場范圍的擴大，除了面對市場體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、存在市場壁壘等軟性問題之外，還需要建立健全輸電設施網絡，以實現電力資源在更大范圍內進行交易和配置。在《意見》的“推進市場設施高標準聯通”板塊，就對此提出明確要求：“建立健全城鄉融合、區域聯通、安全高效的電信、能源等基礎設施網絡。”

“電網是電力市場建設運行的物質基礎。國家電力市場建設需要更為堅強的跨省跨區輸電網絡作為支撐，需要進一步加強跨省跨區電網規劃、投資回收和送受電計劃管理，持續優化電網發展布局。”國網能源研究院副總工程師兼企業戰略研究所所長馬莉認為，進一步加強電力基礎設施互聯互通是深化國家電力市場建設的重要條件。

據報道，“十四五”期間，全國電網規劃總投資預計達到2.9萬億元，其中國家電網有限公司計劃投入2.23萬億元推進電網轉型升級，中國南方電網有限責任公司規劃投資約6700億元以加快數字電網和現代化電網建設進程。

西南電力設計院原副總工程師吳安平認為：“雖然電網屬于自然壟斷行業，但投資主體還是可以在‘規劃引領’的基礎上，通過‘比較競爭’的方式，提高電網的投資效率，促進電網高質量發展。”

“當然，要確保電力資源實現大范圍自由配置，還要將輸電通道的配置權交給市場，把‘輸電權’也拿出來交易。”業內專家楊世興認為。這樣既理順了市場關系，化解了相關的壟斷力，也有利于有效監管。

2

理順輸配電價結構

保障增量配電企業合理收益

在《規劃》中，“深化配售電改革，進一步向社會資本放開售電和增量配電業務，激發存量供電企業活力”，是“十四五”時期建設現代能源市場的內容之一。

向社會資本開放配售電業務、開展增量配電業務改革試點，被業內人士看作本輪電改的幾大亮點之一。截至目前，全國已經推出五批增量配電業務改革試點項目（以下簡稱“增量配網”或“增量配網項目”）。

“在前五批增量配電業務改革試點中，重慶共有12個項目入圍，目前只有5個項目取得供電業務許可證，且普遍虧損。”重慶市配售電行業協會秘書長陳曦介紹，“至于全國的情況，也差不多是這個樣子。”

陳曦介紹，“如果僅僅靠供電業務，增量配網肯定是虧損的，根本收不回成本。增量配網的前期投入是非常大的，而且還要為后續發展預留大量的備用。目前，重慶正在運營的增量配網項目，要依靠售電或者綜合能源服務等市場化業務才能勉強支撐。然而政策規定增量配電區域內的電力用戶也有自由選擇售電公司的權利，增量配網的市場化業務自然也面臨很大挑戰。”

而且，靠市場化業務補貼壟斷性業務，也不符合發展邏輯。印發于2016年的《有序放開配電網業務管理辦法》即已明確，“擁有配電網運營權的售電公司，具備條件的要將配電業務和競爭性售電業務分開核算”。可見最初的設計是，增量配網項目僅靠供電業務也是可以盈利的。“目前，增量配網在現有政策層面還看不到合理的生存空間。”楊世興表示。

“增量配網還沒有真正獲得電網主體地位。”陳曦認為，增量配網本質上也是電網，其投資建設同樣是納入規劃和監管的。既然如此，增量配網也應該按照“準許成本加合理收益”的原則獲得政府核定的配電價，不應該一直“暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行（即按省級電網輸配電價高低電壓價差執行）”。“高低電壓價差”根本不能準確反映配電網的實際成本，無法保證增量配電企業獲得“合理收益”。鼓勵增量配電企業通過市場化環節的收益來彌補自然壟斷環節投資運營的虧損，更是違背了改革的初衷。

上述管理辦法還明確授權省級價格主管部門制定增量配網配電價格，并報國家發展改革委備案。目前，已經有部分省份出臺了增量配電價格管理指導文件，但基本沿用了“高低電壓價差”方式，并沒有真正緩解增量配電企業的經營壓力。

其實，各地都面臨一個同樣的問題，那就是“用戶承擔的配電網配電價格與上一級電網輸配電價之和不得高于其直接接入相同電壓等級對應的現行省級電網輸配電價”。在現有省級電網輸配電價定價機制下，這個問題讓各地物價部門進退兩難。如果想提高增量配電企業的收益，就要使配電價格高于現有的“高低電壓價差”，這樣就成了增量配電網自帶“增量”配電價，如此一來，增量配電網內的用戶執行的輸配電價總和就會高于大電網內的用戶，這根本不符合改革邏輯，也不利于增量配電業務改革的順利推進。如果既不想損害用戶利益，又要增加增量配電企業的收益，那就得降低省級電網輸配電價，這無疑又損害了電網企業的利益，畢竟省級電網輸配電價是通過成本監審核算出來的。這也是各地盡管有制定配電價的權限，卻仍然不得不沿用“高低電壓價差”的根本原因。用戶利益不能受損，電網企業利益也不能受損，就目前來看，“受傷”的只能是增量配電企業。

然而，增量配網項目經營困難，并不僅限于社會資本投資控股的項目。陳曦介紹，即使是電網企業投資控股的增量配網項目，也同樣步履維艱，“只要對增量配網進行獨立核算，就會和社會資本投資的項目一樣虧損”。

所以說，增量配電業務改革面臨的問題癥結并不全是利益博弈問題，根源還在輸配電定價機制上。《規劃》明確提出，“十四五”期間要“加快理順輸配電價結構”。“這里面包括科學核定增量配網配電價格，至少要合理設定省級電網輸配電價電壓級差，明確容量電價分配比例，并解決增量配網的電源接入、調度權限，以及線損和交叉補貼等問題。”陳曦表示，這一切都有賴于增量配電企業切實享有平等的電網主體地位。

“目前的省級電網輸配電價并沒有拉開級差，大頭留在了輸電側。”一位長期關注電改的人士認為，“從短期來看，這有利于電網企業，不利于增量配電企業。但從長遠來看，隨著分布式電源的發展，以及就近就地交易等配網內交易規模的擴大，電網企業經營的配電網‘過網費’收益也同樣會受損。”

《規劃》要求，“積極推進分布式發電市場化交易。支持分布式發電與同一配電網區域的電力用戶就近交易，完善支持分布式發電市場化交易的價格政策及市場規則。”

楊世興認為，能源生產由集中式走向集中式與分散式并重，以及由此推動就近交易的發展，“這是一個長期的演變過程，短期內難以對電力市場產生實質性影響”。所以，當前最迫切的還是“要優化輸配電價體制，剝離交叉補貼，真正發現輸電和配電環節的合理成本，分開核定，并給予增量配網合理的價格空間”。如果不能把眼前的問題處理好，就可能遲滯這一演變過程。所以，先不要談未來如何“改變”現在，而是先解決現在怎么生存的問題，才有可能影響未來。

3

明確儲能項目市場定位

拓展可再生能源市場化消納空間

《規劃》要求，“創新有利于非化石能源發電消納的電力調度和交易機制，推動非化石能源發電有序參與電力市場交易，通過市場化方式拓展消納空間。”《指導意見》也明確，到2025年，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成。

在世界范圍內，可再生能源消納是個普遍難題。山東電力工程咨詢院智慧能源事業部設計總工程師裴善鵬介紹，即便在電力供應緊張的2021年，山東仍有68天發生棄電，棄電1000千瓦、8.8億千瓦時；今年前兩個月，已有26天發生棄電，棄電1249千瓦、6.9億千瓦時。

“如果把新能源粗暴地推入市場，非但不利于消納，反而會令其更加困難。”裴善鵬說，“光伏項目進現貨市場是很虧的，出力最高的時候電價最低，電價高時它可能又沒有出力了，而且還要承擔很重的偏差考核。”

華北電力大學經濟與管理學院副院長劉敦楠在接受中能傳媒記者采訪時表示，可以通過進一步完善交易機制，適當調大價格上下浮動區間，拉大峰谷價差，讓價格能更加靈敏地反映供求關系，以充分調動各類靈活性資源參與市場以及用戶參與需求側響應的積極性，是市場化拓展新能源消納空間的重要手段。

《規劃》還明確，引導支持儲能設施參與電力市場交易，促進提升系統靈活性。同時，還要建立新型儲能價格機制。

《“十四五”新型儲能發展實施方案》也提出，加快推進電力市場體系建設，明確新型儲能獨立市場主體地位，營造良好市場環境。研究建立新型儲能價格機制，研究合理的成本分攤和疏導機制。

到2021年底，我國新型儲能裝機超過400萬千瓦。根據《2030年前碳達峰行動方案》，預計到2025年，全國新型儲能裝機容量將超過3000萬千瓦。

按照我國當前市場框架和規則，儲能電站既可參與中長期市場也可參與現貨市場，既可參與電能量市場也可參與輔助服務市場。

在中長期交易方面，2020年初，青海海西格爾木京能新能源與美滿科技儲能電站簽訂了首筆儲能中長期交易。

而獨立儲能參與現貨市場的“第一只螃蟹”則被山東吃下。作為光伏裝機第一大省，山東對于儲能這種靈活性資源有著旺盛的需求。據介紹，目前山東已經有4家儲能電站參與現貨市場，參與報價50次，完成充放電56次，累計交易電量962.1萬千瓦時。

“在山東電力現貨市場，獨立儲能的主要收益來自低價時充電、高價時放電賺取峰谷價差，還有容量電費，以及收取新能源企業的租賃費。”裴善鵬介紹，作為一種探索，對于儲能的定價機制還有待進一步研究，比如，儲能畢竟和用戶是不同的，一定的電量要經歷充放電各一次，放電時由用戶側繳納過網費和基金附加等是順理成章的，但充電時儲能項目要不要像用戶一樣支付過網費和基金附加就不好說了。再比如，儲能對于系統容量的支撐體現在正負兩方面，就好比既承擔靈活性電源作用，又承擔可中斷負荷作用。如何設計儲能的容量電價機制，值得深思。

（轉自《中國電業與能源》雜志，作者劉光林系中能傳媒記者）