电改步入“深水区”暴露多重短板

新一轮电力体制改革自2015年实施以来，我国建立了多个省级及以上电力交易中心，各省区输配电价改革已基本完成，电力中长期市场渐趋完善，电力现货市场试点逐步推进，实现了全社会电力资源优化配置，有效降低了全社会发电成本和煤耗。有成绩的同时，步入“深水区”的电改短板也逐渐暴露出来：电力市场计划与市场交织运行、市场主体参与意愿较低、增量配网改革整体项目建设滞后。专家呼吁，厘清电力市场中计划与市场各自的定位，多措并举激励现货市场主体参与意愿，助力我国顺利实现碳达峰和碳中和目标。

交易机构日趋完善现货市场有实质进展

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“9号文”）2015年发布后，管住电网这一中间环节初见成效，完成了首个监管周期各层级电网输配电价核定，各省区电力交易机构也日趋完善。

以成立于2016年5月12日的四川电力交易中心为例。该中心在2020年6月完成第一阶段的股份制改造，引入四大类17家企业投资者，新增股东持股占比达30%。新入股的17家企业分为四大类型：以四川省水电投资经营集团为代表的省属电力企业；以国电大渡河公司、华电四川公司等为代表的发电企业；以四川能投售电、通威绿能电力等为代表的售电公司；以攀钢集团、川威集团等为代表的电力用户。

2021年1月28日上午，四川电力交易中心再次转让30%股权，国网四川省电力公司的持股比例由70%进一步降低至40%；同时，四川电力交易中心新引入一家股东，股东数量增至19家，目前股权多元化程度在全国的电力交易中心中位居前列。

更关键的是，电力现货市场作为电改“心脏”环节，于2017年在南方（广东起步）、蒙西、浙江等8个试点地区逐步试运行，电改步入“深水区”。

广东电力交易中心副总经理卢恩介绍，2020年8月，南方电力现货市场完成了为期一个月的全主体覆盖月度结算试运行，近2万家企业全程参与，覆盖了电力市场所有市场主体，交易电量17亿千瓦时，“不仅意味着当前的交易制度已基本解决存在的技术障碍，也标志着广东已具备长周期运行电力现货市场的技术条件和市场成熟度，可以说打通了现货市场真正长期运行的最后一关，为全国提供了复杂电网下电力现货市场运行的样板。”

南方电网2020年8月的月度结算为电力现货市场长期运行提供了重要的参考依据。卢恩认为，这主要是因为此次结算充分发挥了中长期市场锁定收益、现货市场发现价格的作用，现货高峰时段价格达1元/千瓦时、低谷时段价格0.07元/千瓦时，体现了电价的时空特性，有利于引导用户用电、投资规划；实现了全社会电力资源优化配置显著效果，有效降低了全社会发电成本和煤耗，发挥了市场“无形的手”在资源优化配置方面的作用，相比中长期合同物理执行的模式，去年8月现货市场降低燃煤机组度电煤耗约1.1%，降低度电成本约2.2%。

“深水区”短板暴露

多名受访人士表示，当前电改已步入“深水区”，有成绩的同时，一些问题也逐步暴露出来。

首先，电力市场计划与市场交织。山东省于2020年5月16至19日开展了为期四天的现货市场连续结算试运行，试运行期间电网运行整体平稳，但试结算期间共产生9508.19万元的不平衡资金。相关人士认为，不平衡资金主要源于市场化发电和用电的电量规模不对等、优先发购电曲线不匹配、容量电价补偿机制不合理三方面。而究其源头，是因为在我国目前的电力市场体系下，计划与市场两者相互交织，使得市场交易、结算机制变得复杂，更增加了市场监管难度，增大了市场交易成本。

其次，现货市场主体参与意愿较低。一方面，现货交易市场操作模式较为复杂，发电侧需要根据需求的成本来调整负荷，而需求侧则需要根据未来一天负荷曲线的差额部分决定交易，因此电力现货价格波动大，使得市场主体不易于接受。另一方面，人才储备匮乏。新疆一名售电公司的负责人说，目前电力现货市场的从业人员没有充足的交易经验，甚至在国际上也很难找到合适的学习对象，导致参与电力现货交易面临较大风险。更关键的是，由于交叉补贴等因素制约，相当一部分电力用户在竞争性的电力市场中可能难以获得相对低廉的电价，因此他们主动参与市场的意愿低。

第三，增量配网改革整体项目建设滞后。记者在多个省区调研发现，增量配电试点项目整体滞后，部分省区前五批项目仅有个别项目实现并网运行。浙江正泰新能源开发有限公司副总裁李崇卫介绍，项目推广之所以有难度，主要是因为大部分省份没有统一的模板或标准，地方上不知道怎么处理配网投资企业和电网公司分配基本电费，项目投资回报率不明确，进而导致投资主体较少。

厘清定位 提升市场参与度

在电力现货市场方面，受访专家提出了多项建议。首先，厘清计划与市场各自的定位。业内人士建议，按照市场提升效率、政府解决公平的原则，改革现有的优先发购电政策。对于优先发购电，确保可再生能源优先消纳；对享受特殊电价优惠政策的用户，也同样按照市场方式参加竞争。政府解决公平，则是对成本不能通过市场回收的发电企业和享受电价优惠的企业给予市场外的补贴，变事先定价定量的“暗补”为基于市场价格、公开透明、动态的“明补”。这样既简化了市场，降低了市场组织的复杂度，同时又提升了补贴的透明度。

其次，激励电力现货市场主体参与意愿。适当下调输配电价水平可以视为一种补偿，可以激励市场主体参与和交易的意愿。同时，放开参与主体的选择权，通过推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制，对受到损失的企业进行补偿。相关人士建议，明确低价电和省外来电等优先发电规模，用于稳定交叉补贴来源；将优先购电、优先发电纳入新一轮输配电价测算，建立政策性交叉补贴定期清算机制。值得一提的是，根据国际能源署对8个最大的非经合组织国家的估算，取消能源补贴将会使经济增长率平均每年增加0.73%。

第三，针对增量配电业务改革不畅，李崇卫等人建议：一方面复盘前期没做起来的项目，使增量配电业务投资方和电网企业得到公平对待，为市场主体提供能够生存下去的政策环境；另一方面建议政府及能源主管部门加强监管，对已批复的增量配电试点合规性进行评估，并依法对违规试点开展执法监督和考核，督促其按照国家政策完成整改。