新電改進入第8年之后，電力現貨市場改革突然加速。

　　華夏能源網獲悉，10月12日，國家發改委、國家能源局發布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》(下稱《通知》)，力促電力現貨市場盡快在全國范圍內全覆蓋。

　　9月18日，國家發改委、國家能源局剛剛發布《電力現貨市場基本規則(試行)》，這是2015年新電改以來出臺的國家層面首份電力現貨市場建設規則。

　　前后不到一個月，監管部門連下“兩道金牌”力推電力現貨市場，急切之心情溢于言表。

　　電力現貨市場之重要，首先是在電價的實時發現方面，當下占據主導的中長期市場極度缺乏靈活性。2021年下半年以來，煤價暴漲，而中長期交易對電價反應嚴重滯后，未能及時反映市場真實的供需情況并疏導激增的煤電發電成本，造成了煤電企業大面積虧損。

　　或許更重要的是，由于現貨交易頻次高(7×24小時不間斷開市)、周期短(小時/15分鐘)，更符合新能源波動性、難以預測等特點，現貨市場在促進新能源消納利用方面更有優勢。

　　電力現貨市場如此重要，可是新電改8年多來，現貨交易的電力占比僅為20%。那么，到底是哪些因素在阻礙著電力現貨交易的步伐呢?加速推進的電力現貨市場改革將帶來多大的價值和影響?

　　漲電價“魔咒”

　　2015年新一輪電改啟動，官方先后分兩批次選取了14個地區作為電力現貨市場試點。

　　10月12日發布的《通知》，對各省現貨市場建設時間表做了明確規定：首先，第一批試點中打了“退堂鼓”的浙江和福建，被要求加快建設進度，浙江2024年6月前要啟動連續結算試運行，福建2023年底前要開展長周期結算試運行。

　　其次，第二批試點和非試點省份的區別有所弱化，河北南網、江西、陜西這些非試點地區也被要求力爭于2023年底前開展長周期結算試運行。其他地區(除西藏外)要力爭在2023年底前具備結算試運行條件。

　　那么，為什么很多省份電力現貨市場改革推進緩慢呢?答案是地方政府擔心電改就是“漲電價”，而電價是企業的成本，漲電價會減緩地方經濟發展進而影響政績。

　　考慮到各省的電力能源結構不同和改革難度，2015年的“9號文”提出以省為單位推進電力市場改革，各省有權自行決定本省內電改路徑和試點實施方案。電改方案的最初設計權分散給了地方，為日后的現貨市場推進緩慢埋下“伏筆”。

　　例如浙江，2017年就啟動了省內現貨市場建設，并成為第一批電力現貨試點省份，是新一輪電力體制改革的“先行軍”。但是從去年以來，浙江卻一直暫停電力現貨長周期連續結算試運行。

　　主要原因是去年夏季浙江從現貨市場高價購入電量，滾動形成了近百億元的“電費窟窿”，這部分成本最后需要攤入工商業電價，抬高了企業用能成本，也降低了浙江招商引資的吸引力，令民營經濟大省浙江左右為難。

　　浙江對電力現貨市場的態度轉變，很具代表性。擔心漲電價的心理，影響著各省電力現貨市場的進程與命運。可問題是，長遠來看，能源價格、電價的上漲，幾乎是不可避免的。

　　且不說俄烏戰爭以及中東局勢動蕩，正在推高油氣、電力的價格，最根本的，清潔能源替代也不大可能是成本直線下降的過程。清潔能源替代是有成本的，電價方面，有測算表明，新能源為主的電力系統，成本要比舊系統貴近三分之一。

　　但是能源替代是繞不過去的，“雙碳”沒有回頭路。在現階段對包括現貨市場等電改“消極罷工”，只能貽誤戰機并一再增加轉型成本。電力現貨市場改革，需要從漲電價魔咒中跳脫出來。

　　省間壁壘

　　電力現貨市場交易電量只占整個電力市場的20%，而2022年省間現貨交易電量占比還不足1%。省間現貨交易少得可憐，與省間壁壘有關。

　　直到現在，發電配額的調度模式仍受到地方保護的影響。無論在電改前還是電改后，地方國企的機組效率都顯著低于央企。但是地方政府卻有十足動力去保護本地低效率機組。

　　以南方五省(廣東、廣西、云南、貴州、海南)為例，電改前后央企煤電機組的平均發電標準煤耗分別為308.7和305.6克標準煤/千瓦時，而地方國企煤電機組的平均煤耗分別為317.4和311.8克標準煤/千瓦時。

　　這主要是因為電力市場以省為單位，地方政府對發電調度負責，這種制度引發地方保護。地方發電企業的發電收入直接貢獻地方財政收入，因此，地方政府有動機偏向當地企業。由此，低效率的地方煤電機組反而在計劃調度中得到了更多的運行小時。

　　大力度推進電改，將包括現貨市場在內的電力市場，從省內擴圍到省間甚至建成全國統一的電力市場，不僅能夠大幅增加能源利用效率，還將更加有效實現減碳。

　　以南方電網供電區域為例，廣東的可再生能源數量較少，但電力需求又很大。由于省間壁壘，廣東很難充分利用云南、貴州等其他省份的低成本清潔電。而一旦建立全國市場，廣東將不再受到本省稟賦的限制。省外電力價格更低、排放更少，廣東完全可以直接跨省購買電力，減少本省低效率電的生產。

　　對跨省調度的效果，中國人民大學能源經濟學博士相晨曦團隊，以2018年的廣東電力市場為對象進行測算，如果建成全國統一電力市場，發電組合中高效率的煤電機組比重上升，二氧化碳排放相比于電改前可減少310萬噸，由成本節約帶來的經濟效益提升可以達到73億元。

　　針對打破省間壁壘、建成區域電力現貨市場，《通知》提出明確要求，南方區域電力現貨市場在2023年底前啟動結算試運行;京津冀電力市場在條件成熟后，力爭2024年6月前啟動模擬試運行;2023年底前建立長三角電力市場一體化合作機制，加快推動長三角電力市場建設工作。

　　市場化交易電量的持續擴大，業已成為一股倒逼電力體制改革的力量，迫使傳統電力系統破除行政壟斷思維，動既得利益的“奶酪”，拆除體制性“藩籬”。電力省間壁壘，亟待加速破除。

　　通道滯后

　　《通知》還要求，第一批試點省份中的四川要結合實際，持續探索適應高比例水電的豐枯水季相銜接市場模式和市場機制。

　　由于來水偏枯，2022年夏，額定容量8000萬千瓦的四川水電直接腰斬;另一邊，由于干旱高溫，四川最大瞬時用電負荷驟升至6500萬千瓦。

　　6500萬千瓦的最大負荷，4000萬千瓦的有效水電出力，就算2000萬千瓦的煤電全部頂格發電，四川還是出現了不小的電量缺口。于是，四川政府向工業企業發布了“限電令”。此事引起了軒然大波。

　　如今來看，如果包括現貨市場在內的省間電力市場做好了，四川缺電就可以從其他省份調電。但是，四川利用好區域電力市場有一個前提，那就是跨省跨區聯絡線及輸電通道要能形成支撐。

　　2022年四川限電，暴露了四川與外省聯絡線主要是單向的外送輸電線路的問題。相較于四川3000萬千瓦左右的外送電能力，去年缺電時期入川的省外支援電力僅有600萬千瓦，入川緊急電力保供協調難度很大。

　　《通知》還特別提到新能源、分布式電力進入電力現貨市場，但是這兩者的入市也受制于通道建設的不足。

　　首先，以特高壓工程為代表的跨區跨省電網建設滯后于風光大基地電源建設，制約著省間電量充分交換。

　　特高壓外送通道審批建設周期為3年左右，但是，千萬千瓦規模的集中式光伏項目只需1至2年即可完工。在電網建設與新能源投資熱度形成錯配的情況下，亟須重新評估新增輸電通道的需求，并通過市場機制引導電力電量資源跨省跨區優化配置，提升既有輸電通道的利用率。

　　其次，分布式電力入市也遇到了通道壁壘。

　　近一年來在冀魯豫的部分市縣，配電網臺區與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，380伏側的并網申請被暫停，待擴容后再開放。這也是2023年戶用光伏市場加速南移的主要原因。

　　國際能源署相關官員亦認為，在中國，相比于熱火朝天的電源建設，加大電網建設是電力保供和新能源消納的關鍵。

　　2015年新電改以來，中國的市場化交易電量比重已大幅提升。國家能源局數據顯示，2023年上半年，全國市場化交易電量2.65萬億千瓦時，占全社會用電量的62%。而2016年，市場化交易電量占全社會用電比重還不足兩成。

　　未來，隨著新能源入市，市場化交易電量比重有望達到八成。但是，這需要有前提條件保證——電力市場改革要解決根深蒂固的體制機制問題。加快電力現貨市場建設，刻不容緩、事不宜遲。

　　文 | 華夏能源網