受全球氣候變暖和厄爾尼諾自然現象所影響，2023年7月全球平均氣溫已打破歷史最高記錄，達到17.23攝氏度。6月以來(lái)，中國多地持續高溫，帶動(dòng)用電負荷激增，用電高峰期提前而至。
近日，京津冀地區高溫天氣提前到來(lái)，電網(wǎng)負荷較去年同期增長(cháng)超過(guò)30%；四川和云南作為中國主要的水力發(fā)電大省和“西電東送”的重要基地，受夏季高溫干旱影響，今年5月兩地水力發(fā)電量較2022年分別同比下降24.4%和43.1%。一切讓人想起2021年電荒和2022年川渝“迎峰度夏”時(shí)期限電，擔憂(yōu)紛至沓來(lái)。
作為全球發(fā)電量三分之一，電網(wǎng)系統最復雜的國家，中國如何保障電力供應安全？更重要的是，占中國碳排放 40% 的電力行業(yè)，是實(shí)現碳達峰的重點(diǎn)部門(mén)之一。電力行業(yè)的低碳轉型也將在中國實(shí)現“雙碳”目標起到關(guān)鍵作用。
但從目前看來(lái)，電力交易和市場(chǎng)發(fā)展阻礙頗多——省與省之間電力交易存在壁壘；價(jià)格缺乏彈性從而難以反應市場(chǎng)快速變化，對新能源高質(zhì)量發(fā)展，提高新能源利用的支持有待提升……在這當中，增強電力電量跨區跨省靈活調配能力是關(guān)鍵之一，除了依托電網(wǎng)基礎通道以實(shí)現不同區域余缺互濟，背后的電力市場(chǎng)機制也尤為重要。
自改革開(kāi)放以來(lái)，中國電力行業(yè)經(jīng)歷了一系列改革。20世紀80年代開(kāi)始，中國電力工業(yè)從原先的垂直一體化的計劃管理體制，先后過(guò)渡到集資辦電、政企分開(kāi)和公司化等不同改革階段 ；2002 年，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于印發(fā)電力體制改革方案的通知》（5號文），希望“打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價(jià)機制”，但這次改革后，有一些尚待解決的問(wèn)題，例如電力交易機制缺失，不能充分利用新能源等等。
2015年，隨著(zhù)國務(wù)院頒布了《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（下簡(jiǎn)稱(chēng)“9號文”），中國開(kāi)啟了新一輪改革，引領(lǐng)電力市場(chǎng)建設、尤其是電力現貨市場(chǎng)建設全面提速。自此之后，中國市場(chǎng)化交易電量逐年攀升，而電力市場(chǎng)目前也逐步形成以 “省級電力交易”和“中長(cháng)期電力交易”為主的時(shí)空格局。
而從空間上看， 9號文發(fā)布后，中國的電力市場(chǎng)主要以“省”為主體建設，輸配電價(jià)改革試點(diǎn)也是在省級層面開(kāi)展并覆蓋全國。目前，電力改革綜合試點(diǎn)，已經(jīng)在在三分之二的省份推進(jìn)。
據統計分析，2017年到2022年間，全國市場(chǎng)化交易電量（含省內和省間）從2017年的16324億千瓦時(shí)逐年提升至52543億千瓦時(shí)，占全社會(huì )用電量比重從25.9%躍升至60.8%。
目前，省內電力市場(chǎng)交易占全國市場(chǎng)交易電量達80%以上；其余是省間市場(chǎng)交易電量，省間市場(chǎng)交易占全國市場(chǎng)交易電量比重，從2017年的17.9%波動(dòng)式上升為2022年的19.7%。去年，省內市場(chǎng)交易電量合計為42181.3億千瓦時(shí)，省間市場(chǎng)交易電量合計為10362.1億千瓦時(shí)，皆為2017年水平的三倍。
盡管省內和省間市場(chǎng)交易量都在持續增長(cháng)，從去年政府出臺的一系列政策文件可以看出，“建立全國統一電力市場(chǎng)”已經(jīng)被提到國家戰略層面。未來(lái)跨省跨區電力市場(chǎng)，在促進(jìn)資源優(yōu)化配置及余缺互濟上，被賦予了較高的期待。
去年年初，國家發(fā)展和改革委員會(huì )和國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》，在保留既有省級電力市場(chǎng)的基礎上，提出了到2030年將系統性地統籌推進(jìn)國家級多層次統一電力市場(chǎng)體系建設。
同年3月發(fā)布的《“十四五”現代能源體系規劃》將“建立全國統一電力市場(chǎng)”列入“十四五”時(shí)期電力領(lǐng)域重點(diǎn)改革任務(wù)。
今年1月，“建立全國統一電力市場(chǎng)”在國家能源局發(fā)布的《2023年能源監管工作要點(diǎn)》中被列為首位，文件還強調了要制定電力市場(chǎng)發(fā)展規劃和規范，推進(jìn)建設南方區域電力市場(chǎng)機制，加快推進(jìn)長(cháng)三角、京津冀等區域電力市場(chǎng)建設。
從時(shí)間上看，當前電力交易以中長(cháng)期電力交易為主、以現貨交易為補充。電力是一種不能大量?jì)Υ娴纳唐?，生產(chǎn)、流通及消費瞬間完成的，所以需要調度機構精準管控。而電力作為商品交易時(shí)，電能量批發(fā)市場(chǎng)按其交易周期長(cháng)短，通?？煞譃殡娏χ虚L(cháng)期市場(chǎng)和現貨市場(chǎng)。
所謂電力中長(cháng)期市場(chǎng)，就是指符合準入條件的發(fā)電廠(chǎng)商、電力用戶(hù)、售電公司等市場(chǎng)主體，通過(guò)雙邊協(xié)商、集中交易等市場(chǎng)化方式，開(kāi)展的多年、年、季、月、周、多日等電力批發(fā)交易；而現貨市場(chǎng)，則泛指日前及更短時(shí)間內的電能量交易的市場(chǎng)，具有交易周期短、價(jià)格波動(dòng)大等特點(diǎn)。去年，全國市場(chǎng)化交易電量中79%為中長(cháng)期交易電量，共41407.7億千瓦時(shí)。
事情正在發(fā)生變化。自2018年電力現貨市場(chǎng)試運行以來(lái)，中國正在建立更靈活的跨省跨區現貨市場(chǎng)，與中長(cháng)期交易相輔相成的現貨市場(chǎng)建設步伐正在加快。
去年11月，國家能源局發(fā)布了《電力現貨市場(chǎng)基本規則（征求意見(jiàn)稿）》和《電力現貨市場(chǎng)監管辦法（征求意見(jiàn)稿）》，進(jìn)一步將電力現貨市場(chǎng)從試點(diǎn)向全國推廣，為未來(lái)電力市場(chǎng)設計的一致性和高效的市場(chǎng)運行打下基礎。同時(shí)，以廣東起步的南方區域電力市場(chǎng)建設，也為全國層面建立統一電力現貨市場(chǎng)起到先行先導的示范作用。數據顯示，2022年省間電力現貨市場(chǎng)（國網(wǎng)區域）試運行期間，全年累計交易電量278億千瓦時(shí)。
然而，目前中國電力市場(chǎng)呈現出省內多、省間少的市場(chǎng)交易格局：近五年全國市場(chǎng)交易電量里80%以上為省內市場(chǎng)交易，省間市場(chǎng)交易電量占比不足20%。甚至在 2022 年，省間現貨交易電量占比不足1%，“省內多省間少”背后的原因體現在以下三個(gè)維度：
政策引導方面，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”奠定了以省為單位推進(jìn)電力市場(chǎng)改革的格局，各省有權自行決定本省內電力市場(chǎng)推進(jìn)路徑和試點(diǎn)實(shí)施方案；2019年開(kāi)啟的電力現貨試點(diǎn)也是以省為主體推進(jìn)的。這一系列的政策實(shí)踐將省級電力市場(chǎng)培育得相對成熟，也使得各省在各自的電力市場(chǎng)規則、標準、輸配電價(jià)上產(chǎn)生差異，省間協(xié)調難度加大。
通道建設方面，跨省跨區聯(lián)絡(luò )線(xiàn)及輸電通道仍有待優(yōu)化完善。例如，去年四川限電暴露了四川與外省聯(lián)絡(luò )線(xiàn)主要是單向的外送輸電線(xiàn)路的問(wèn)題。相較于四川3000萬(wàn)千瓦左右的外送電能力，去年四川缺電時(shí)期，入川的省外支援電力僅有600萬(wàn)千瓦，導致入川緊急電力保供協(xié)調難度很大。
又例如，以特高壓工程為代表的跨區跨省電網(wǎng)建設，恐滯后于風(fēng)光大基地電源建設，制約著(zhù)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，但千萬(wàn)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(wǎng)建設與新能源投資熱度形成錯配的設定下，亟需重新評估新增輸電通道的需求，并通過(guò)市場(chǎng)機制引導電力電量資源跨省跨區優(yōu)化配置，提升既有輸電通道的利用率。
除此之外，因為跨省跨區電量交換涉及省份之間在經(jīng)濟發(fā)展和安全保供問(wèn)題上的諸多博弈，客觀(guān)存在的省間壁壘也給省間交易帶來(lái)挑戰。
以送端省份云南省和受端省份廣東省為例，在2015年9號文發(fā)布前后，國內電力供需形勢整體寬松，云南本地用電需求下降疊加水電增發(fā)，致使2015年云電送粵電量同比增加2％，超過(guò)廣東全社會(huì )用電量同比增長(cháng)率1.4％，擠壓了廣東省內火電機組的利用小時(shí)數和利潤空間，引發(fā)雙方的矛盾和分歧。
2021-2022年電力供需形勢偏緊時(shí)期，各地保供壓力上升，省間協(xié)調難度加大。在這期間，云南削減部分外送電量，一方面因為來(lái)水偏枯導致水電出力大幅下降，另一方面和其他清潔能源送端省份一樣，云南希望利用本地水電電價(jià)洼地和綠能價(jià)值吸引產(chǎn)業(yè)轉移以增加省內綜合經(jīng)濟收益。例如，以電解鋁為代表的高耗能行業(yè)赴云南建廠(chǎng)，大幅推高了云南當地的用電量，從而增加了本地保供壓力。
廣東作為受端省份，在電力供應形勢緊張時(shí)也希望減少外部依賴(lài)度，規避外調電帶來(lái)的安全穩定風(fēng)險，防止受制于人。廣東省電力靠外區供應比重從2020年約30%下降到2022年23%，相應的外受西電電量從2009億千瓦時(shí)降到1772億千瓦時(shí)，隨著(zhù)2023年5月廣東省發(fā)布未來(lái)三年本地新增9000萬(wàn)千瓦裝機的目標，廣東未來(lái)新增用電需求將逐步被新增本地裝機所支持，外購電長(cháng)協(xié)需求會(huì )相應降低。
雖然發(fā)展博弈、省間壁壘等因素對跨區跨省電力交易整體帶來(lái)挑戰，但受全球一次能源價(jià)格波動(dòng)和國內季節性缺電影響，跨區跨省市場(chǎng)化交易電量有顯著(zhù)增長(cháng)，省間現貨市場(chǎng)購電需求明顯。2022年，南方區域跨區跨省電力交易電量2306.9億千瓦時(shí)，同比減少1.4%，但是，其中市場(chǎng)化交易電量762.0億千瓦時(shí)，實(shí)現反向同比增長(cháng)13.4%。
近兩年迎峰度夏、迎峰度冬面臨保供壓力，而省間現貨交易由于具有大范圍、短周期的機制優(yōu)勢，能夠以市場(chǎng)化的手段引導富余電量向供應吃緊地區及時(shí)調配，激勵發(fā)電企業(yè)在滿(mǎn)足本省電力供需的基礎上主動(dòng)頂峰發(fā)電，提升全網(wǎng)電力供應和平衡能力。
例如，山西現貨市場(chǎng)在2021年7-8月晚高峰電力供應緊張時(shí)段，現貨價(jià)格達到上限1.5元/千瓦時(shí)，充分激勵各類(lèi)機組主動(dòng)頂峰發(fā)電，保障省內電力可靠供應和跨省外送電力。
通過(guò)跨省跨區現貨市場(chǎng)提升全網(wǎng)保供能力，以市場(chǎng)化手段引導電能從平衡富余地區流向平衡緊張地區，在當前電力供需環(huán)境下意義重大。
責任編輯： 江曉蓓
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