建设全国统一电力市场是关键

      在我国，构建全国统一电力市场不是人为选择，而有其客观必然性。

      就清洁能源分布而言，我国近80%的水力资源集中在四川、云南、西藏等西南部地区，风电、光伏发电开发条件较好的地区也集中在西北和北部。而电力负荷占全国总负荷2/3以上的东部沿海地区经济发达，但能源资源量却十分贫乏。在电力行业人士看来，这种能源资源分布和区域经济发展的不均衡性，是建设大电网、构建大市场的客观需求。

      然而，长期以来，我国电力发展缺乏统一规划和科学布局，追求局部就地平衡，缺乏清洁能源跨省跨区消纳政策和电价机制，造成清洁能源消纳问题难以得到根本解决。

      本世纪初，有知名电力专家组织开展了“在市场体系建设中打破地方市场分割对策研究”。研究指出，20世纪80年代国务院制定的“政企分开、省为实体、集资办电、联合电网、统一调度”的20字电力体制改革方针扭转了全国缺电局面，但继续实行的“省为实体”则延滞了全国统一开放电力市场的形成。研究认为，“要根据电力行业的实际情况从电力系统内部及外部，努力破除一切阻碍建立全国统一、开放的电力市场的体制性障碍。”

      经过十几年发展，尤其是电力体制改革的稳步推进，电力行业内部“集中、垂直、一体化”的垄断体制已被打破，“管住中间、放开两头”的体制架构逐步形成，而“地方市场分割”的外部体制性障碍不但没突破，还有加剧的趋势。

      尤其是在进入“十三五”以后，受宏观经济影响，电力市场总体供大于求，有些省份为保证本省火电企业不亏损，要求减少外购电，省间壁垒越来越明显，实现清洁能源省间交易和消纳的难度越来越大。

      对此，中国电科院副总工程师蔡国雄指出，新一轮电力市场化改革的关键就在于尽快建立全国统一的电力市场，要通过建立统一电力市场的核心交易机制，规范各级电力市场秩序，打破电力发展和交易的地域界限，降低市场主体之间的交易成本;通过设定合理的分配、补偿机制，让清洁能源送出方和接收方获得共赢。

      他同时提出，电力市场范围越大，竞争越充分，电力优化配置效率越高，规模经济性越显著。只建设省电力市场、区域电力市场，无法适应全国电力优化配置需要。事实上，跨区域的全国电力优化配置需求正在逐年迅猛增长。

电力市场交易机制有待健全

      成立于2016年3月1日的北京电力交易中心，作为全国性电力交易平台，从一出生就肩负着“按照市场化原则和方式，引导能源合理流动和优化配置，促进清洁能源大规模开发和高效利用”的使命。

      北京电力交易中心工作人员李国栋介绍，目前我国电力交易组织以中长期交易为主，在新能源消纳方面的采购模式，主要是按照国家政策要求保障性优先消纳。在此基础上，对于西北、东北等消纳困难地区，北京电力交易中心及有关省交易中心通过创新交易品种、挖掘交易空间等方式，通过市场化机制促进新能源消纳。由此，才有了西北、东北新能源发电企业与受端电力用户的直接交易，西北新能源与上海、河南、重庆等火电的发电权交易，湖北、江西的抽水蓄能电站与西北低谷风电的市场化交易……

      上述努力换来了这样一份成绩单：2016年，国家电网经营范围内累计消纳清洁能源电量11893亿千瓦时，占全社会用电量的25.3%，其中，省间消纳清洁能源3628亿千瓦时，同比增长9.8%，相当于北京、上海、天津、重庆4个直辖市2016年全社会用电量总和;风电、太阳能等新能源省间外送电量363亿千瓦时，同比增长23.5%;今年1～5月，新能源省间外送力度加大，电量达217亿千瓦时，同比增长32.7%。

      然而，即使是“32.7%”的高增速，也无法掩盖我国新能源参与市场交易的重重困难。

      李国栋说，一是我国电力市场尚在建设中，对应的市场机制与规则尚不完善，中长期交易不能很好地适应新能源发电的波动性特点，一定程度上制约了新能源参与电力市场的比例;二是新能源消纳还存在市场壁垒，省间交易不能由市场主体自由开展，购买外来清洁电的意愿受到制约，限制了新能源消纳的市场空间;三是新能源参与电力市场交易的属性还在探索中，大多数新能源电量仍为保障性优先消纳，新能源企业参与市场的意愿也不明确，尚未形成以市场为主确定新能源价格的机制。

      显然，在当前以计划为主、以省为实体的体制下，单靠深挖新能源市场交易空间所形成的消纳规模是有限的。世界风能协会副主席秦海岩曾指出，弃风限电的存在并非是因为风电的消纳存在技术性障碍，而是由于发展风电触碰到了传统电力市场的制度性安排。现有电力体制下，火电依托主管部门制定的计划电量，获得事实上的优先发电权，压缩了风电的发展空间。

      为此，国家电网公司在今年二季度新闻发布会上发出倡议：加快建设全国统一电力市场，逐步放开发用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系，完全放开省间交易。

      李国栋认为，完全放开省间交易，就是要放开电力和售电企业的省外购电选择权，将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开，鼓励市场主体积极参与新能源电力直接交易。

      在今年全国两会期间，国电湖南分公司总经理刘定军在接受本刊记者专访时也呼吁，“坚持电改市场化方向，让一切可以通过市场解决的问题都交由市场解决，避免对具体电力交易过多干预，营造公平、有序的电力市场环境。”

辅助服务分担共享新机制亟须建立

      清洁能源发电具有随机性、波动性强的特点，其大规模并网消纳必须依靠电力系统良好的调峰及辅助服务能力。作为本轮电力市场化改革的重要内容，电改9号文将“建立辅助服务分担共享新机制”列为重点任务之一。

      在建设全国统一电力市场的基础上，配套建立调峰及辅助服务机制，将使电网拥有更加丰富的调控手段和调峰、调频等调节资源。

      我国东北地区电力辅助服务市场化机制建设走在了全国前列。为应对东北用电负荷增长缓慢、供暖面积大幅增加、热电矛盾和新能源消纳困难加剧等问题，早在2013年11月，国网东北分部就决定开展电力调峰辅助服务的市场化方向研究，并与东北能监局达成一致意见。

      东北调峰市场自2014年10月正式启动以来，火电厂调峰意愿不断加强。据统计，东北地区目前约有89%的火电厂主动要求深度调峰，77%的火电厂通过参与有偿调峰将负荷率调到了50%以下，电厂的调峰机制由原来义务、被动变成有偿、主动。期间，东北地区风电累计受益电量110亿千瓦时，相当于少烧330万吨标煤。

      据国家电力调度控制中心透露，福建、新疆和山东等地也正在积极开展辅助服务市场建设准备工作。5月31日，国家能源局山东监管办正式印发《山东电力辅助服务市场运营规则》，将山东省调直接调度机组和送入山东电网的跨省区联络线纳入辅助服务市场，通过市场机制反应辅助服务价值。

      华南理工大学教授陈皓勇认为，虽然在国外电力市场中调峰不被认为是一个辅助服务品种，而是在现货市场中解决的。但在我国电力市场的过渡期，建立单独的调峰服务市场也是一种可行的选择。在现货市场(日前、日内、实时交易)建立前，电力平衡主要通过调峰和辅助服务来解决。

      由于辅助服务与现货市场是强耦合关系，国家电网公司正在研究促进清洁能源消纳的现货市场和辅助服务实现模式，积极开展跨区域省间可再生能源增量现货交易试点。

      今年2月，国家能源局正式复函，同意先期开展四川、西北等水电、风电、光伏跨省区可再生能源现货交易试点。待《跨区域省间可再生能源增量现货交易规则》审批通过后，上述试点将正式启动。

      在国家相关政策没有完全出台的情况下，国家电网公司自今年1月7日起按“事前询价、日前定量、日内调整”的模式组织开展富余新能源跨区现货交易，充分利用跨区通道能力，将西北、东北地区富余可再生能源送至华东、华中、华北地区。截至6月18日，国调中心累计组织跨区日前交易943笔、日内交易308笔，减少弃风弃光30.67亿千瓦时。

      此外，当前关于可再生能源配额制和绿色电力证书交易制度的讨论十分热烈。今年7月1日起，已获绿证的发电企业将在全国绿证自愿认购平台上正式挂牌出售绿证。国家能源主管部门也在研究适时启动可再生能源电力配额考核制度。这一对配套制度着眼于加大考核力度和凝聚社会共识，加强对消费侧的激励和引导。由于目前还处于自愿认购阶段，市场空间如何有待进一步观察。

      不破不立。随着能源革命向纵深推进，解决清洁能源并网消纳问题成为重中之重。在全国一盘棋思路的指引下，那些阻碍资源优化配置的传统模式终将被打破，“市场之手”将开始弹奏更加有力而灵动的乐章。