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建设全国统一电力市场体系意义何在?

来源:原创     2022世界杯投注: 2022/3/11 10:11:38

  “发展出题目,改革做文章。”自2023年11月24日召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议提出“建设全国统一电力市场体系”“加快建设国家电力市场”以来,能源电力行业主管部门应声而动,加快出台改革落地必备的“说明书”“施工图”。

  1月28日,国家发改委印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改[2022]118号)(下称《意见》),明确提出我国将分两个阶段建设全国统一电力市场:到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,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。到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,市场主体平等竞争、自主选择,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

  业内普遍认为,《意见》的印发,意味着全国性电力市场建设按下了“快进键”,标志着我国电力计划机制将全面走向市场化,新一轮电力体制改革也将顺势走向深入。

  追本溯源,提出针对性建设“清单”

  中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出,“要健全多层次统一电力市场体系,加快建设国家电力市场,引导全国、省(区、市)、区域各层次电力市场协同运行、融合发展,规范统一的交易规则和技术标准,推动形成多元竞争的电力市场格局。”这些具体的任务目标,此次印发的《意见》均有涉及。

  中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟表示,《意见》从统一电力市场体系的层次特征、基础功能、交易机制、规划监管、系统转型等方面提出针对性建设“清单”,“全国统一电力市场体系建设将在‘十四五’期间全面提速。”

  据了解,针对“如何处理省、区域、国家三个层级电力市场的关系”这一问题,业内已讨论多年,其中“省内、区域市场分级运行,最终融合为全国统一电力市场”的观点最普遍,也最具代表性。但也有不同观点认为,将电力市场分级会割裂供需,“省为起步、扩围为区、继而统一”的方案更符合市场经济规律。

  对此,《意见》明确,有序推动国家市场、省(区、市)/区域电力市场建设,加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。条件成熟时支持省(区、市)市场与国家市场融合发展,或多省(区、市)联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。推动探索组建电力交易中心联营体,并建立完善的协同运行机制。

  广东电力市场从业人士蒋江说: “新一轮电改配套文件中其实已经明确,区域和省(区、市)电力市场不分级别。《意见》追本溯源,明确各层次市场只有分工差异,并无等级之分。从资源优化配置角度看,三个市场是同等重要的平行关系。至于哪种路径建成国家市场最可行,《意见》给出的方案是交由市场检验。”

  冯永晟进一步指出,新一轮电改已推进七年有余,深层次体制机制症结逐渐显现,扩大电力资源配置必然会成为改革发展的内在要求,“这是国际经验,也是普遍规律,《意见》出台恰逢其时。”

  破旧立新,逐步打破市场壁垒

  在操作层面,建设全国统一电力市场体系的意义是什么?

  冯永晟表示,《意见》明确现有市场设计完善的方向是适应并促进新型电力系统建设。“无共识也就难以形成合力,《意见》旨在打破市场建设的诸多壁垒,促进资源优化配置。”

  以技术规范为例,一位电力行业专家指出,长期以来,我国以省为实体的电力市场根据自身情况,设计了不同模式的交易体系。“比如当前中长期市场有的带曲线、有的不带;现货市场有的以15分钟为一节点,有的是5分钟;有的省区只开放发电侧,有的则发用电全面开放。在这种情况下,跨省区的市场衔接难度必然增加,从而因地区间的制度差异产生交易壁垒,市场流动性必然受限。如果有了全国统一市场,这些问题可能就会迎刃而解。”

  “十四五”规划明确要求“加快发展非化石能源,坚持集中式和分布式并举”。对此,中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏表示,集中式电力消纳环节的一个“硬骨头”,就是破除跨省跨区交易的“双轨”制。

  “当前,跨省跨区交易有相当大的比例是依据‘计划电’进行保量保价交易,即无论受端省份电力供需情况如何变化,双方都要依据合同优先消纳外来电。但这种计划体制下‘外来电’的‘贵宾待遇’,很容易造成送受两端市场都出现不平衡。”吴俊宏说。

  冯永晟进一步指出,对于“外来电”产生的“双轨”问题,解决之道就在于要先破除“外来”与“外送”之分,此次《意见》也已明确,“按照先增量、后存量原则,分类放开跨省跨区优先发电计划”“鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易”。

  同时,“风光”消纳需要在更大范围内优化配置资源。蒋江认为,随着新能源大规模并网,仅依靠省内灵活性资源难以平抑“风光”给电力系统带来的巨大挑战。“若灵活性资源在区域市场乃至全国市场进行互补互济,对消纳‘风光’将大有裨益。”

  分布式消纳方面,《意见》表明,健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易,完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制,增强就近消纳新能源和安全运行能力。

  凝聚共识,为电改带来新期待

  建设全国统一电力市场并非易事,需要克服电力系统形成的路径依赖,需要在本质上变革调度模式,更需要“刮骨疗毒”式的改革勇气、详尽成熟的政策指导以及与时俱进的管理模式。

  蒋江认为,当务之急是理顺电力交易现货市场、中长期市场、辅助服务市场的关系,这也是2022年全国能源工作的重点任务之一。“当前我国中长期市场价格与现货价格常有较大偏离,甚至部分地区和时段形成割裂,抑制了真实价格信号发挥作用。2023年的种种情况就说明,市场主体未能基于中远期市场供需基本面形成价格预测,导致中长期价格信号失真,并给市场正常运转造成实质性影响。”

  针对上述难点痛点,《意见》进行了一一回应:制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则,以及统一的交易技术标准和数据接口标准;明确了电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场职责功能;明确提出加强和完善电力监管体制等。

  此外,《意见》首次提出注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用;推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算,妥善处理政策性交叉补贴;首次提出完善电力应急保供制度、首次提出“报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”、首次提出因地制宜建立发电容量成本回收机制、首次提出通过现货市场实现调峰服务等。业内认为,这些“首次”都将从操作层面推动电力计划机制走向市场化。

  在冯永晟看来,虽然《意见》缝补了诸多政策“缝隙”,但电力体制改革仍是一个长期而艰巨的过程,《意见》所能带来的改革成效仍将取决于各项具体方案的制定和落实。“但可以肯定的是,《意见》不断凝聚各方对市场模式与改革路径的共识,将为下一步电改带来更多新期待。”