與“十三五”及以前的“規(guī)劃”相比，近日發(fā)布的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》（以下簡稱《規(guī)劃》），不僅在時間范圍上有所不同，而且還將名稱由“能源規(guī)劃”改為“現(xiàn)代能源體系規(guī)劃”。

（來源：微信公眾號“中國電業(yè)與能源”作者：劉光林）

而構(gòu)建現(xiàn)代能源體系，呼喚構(gòu)建一個現(xiàn)代能源市場體系，當(dāng)然也需要構(gòu)建一個更加現(xiàn)代化的電力市場體系。

“十四五”時期，如何建設(shè)和管理“中間”的電網(wǎng)環(huán)節(jié)，以服務(wù)全國統(tǒng)一市場體系的構(gòu)建？如何進一步理順輸配電價結(jié)構(gòu)，并推動增量配電業(yè)務(wù)改革行穩(wěn)致遠(yuǎn)？如何科學(xué)建立儲能價格機制，引導(dǎo)儲能項目參與市場，并拓展可再生能源市場化消納空間？讓我們從上述幾個角度管窺“十四五”現(xiàn)代電力市場體系建設(shè)。

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加強電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)管理

為統(tǒng)一電力市場構(gòu)筑基礎(chǔ)設(shè)施網(wǎng)絡(luò)

今年1月印發(fā)的《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（以下簡稱《指導(dǎo)意見》），為加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系提供了行動指南。從時間上看，《規(guī)劃》對于建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場的要求，正好與《指導(dǎo)意見》提出的“到2025年階段目標(biāo)”相重合?！兑?guī)劃》提及“按照支持省域、鼓勵區(qū)域、推動構(gòu)建全國統(tǒng)一市場體系的方向推動電力市場建設(shè)”，為“十四五”時期推動構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場體系提出了原則、指明了方向。4月10日發(fā)布的《中共中央 國務(wù)院關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一大市場的意見》（以下簡稱《意見》），則將建設(shè)全國統(tǒng)一大市場提升到“努力形成供需互促、產(chǎn)銷并進、暢通高效的國內(nèi)大循環(huán)”的高度。鑒于此，“健全多層次統(tǒng)一電力市場體系”的意義自然也無需贅言。

事物總是按照先易后難的順序發(fā)展，構(gòu)建電力市場也不例外。省為實體、省內(nèi)平衡的傳統(tǒng)電力發(fā)展模式，為從省級起步構(gòu)建電力市場創(chuàng)造了條件，供需雙方首先在省級電力市場進行交易，如有余電或負(fù)荷缺口，再進行跨省跨區(qū)交易。從市場范圍來看，呈現(xiàn)出從省到區(qū)域再到全國的逐漸擴大過程。而市場范圍的擴大，除了面對市場體系不完整、功能不完善、交易規(guī)則不統(tǒng)一、存在市場壁壘等軟性問題之外，還需要建立健全輸電設(shè)施網(wǎng)絡(luò)，以實現(xiàn)電力資源在更大范圍內(nèi)進行交易和配置。在《意見》的“推進市場設(shè)施高標(biāo)準(zhǔn)聯(lián)通”板塊，就對此提出明確要求：“建立健全城鄉(xiāng)融合、區(qū)域聯(lián)通、安全高效的電信、能源等基礎(chǔ)設(shè)施網(wǎng)絡(luò)?！?/p>

“電網(wǎng)是電力市場建設(shè)運行的物質(zhì)基礎(chǔ)。國家電力市場建設(shè)需要更為堅強的跨省跨區(qū)輸電網(wǎng)絡(luò)作為支撐，需要進一步加強跨省跨區(qū)電網(wǎng)規(guī)劃、投資回收和送受電計劃管理，持續(xù)優(yōu)化電網(wǎng)發(fā)展布局?！眹W(wǎng)能源研究院副總工程師兼企業(yè)戰(zhàn)略研究所所長馬莉認(rèn)為，進一步加強電力基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通是深化國家電力市場建設(shè)的重要條件。

據(jù)報道，“十四五”期間，全國電網(wǎng)規(guī)劃總投資預(yù)計達(dá)到2.9萬億元，其中國家電網(wǎng)有限公司計劃投入2.23萬億元推進電網(wǎng)轉(zhuǎn)型升級，中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司規(guī)劃投資約6700億元以加快數(shù)字電網(wǎng)和現(xiàn)代化電網(wǎng)建設(shè)進程。

西南電力設(shè)計院原副總工程師吳安平認(rèn)為：“雖然電網(wǎng)屬于自然壟斷行業(yè)，但投資主體還是可以在‘規(guī)劃引領(lǐng)’的基礎(chǔ)上，通過‘比較競爭’的方式，提高電網(wǎng)的投資效率，促進電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展?！?/p>

“當(dāng)然，要確保電力資源實現(xiàn)大范圍自由配置，還要將輸電通道的配置權(quán)交給市場，把‘輸電權(quán)’也拿出來交易?！睒I(yè)內(nèi)專家楊世興認(rèn)為。這樣既理順了市場關(guān)系，化解了相關(guān)的壟斷力，也有利于有效監(jiān)管。

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理順輸配電價結(jié)構(gòu)

保障增量配電企業(yè)合理收益

在《規(guī)劃》中，“深化配售電改革，進一步向社會資本放開售電和增量配電業(yè)務(wù)，激發(fā)存量供電企業(yè)活力”，是“十四五”時期建設(shè)現(xiàn)代能源市場的內(nèi)容之一。

向社會資本開放配售電業(yè)務(wù)、開展增量配電業(yè)務(wù)改革試點，被業(yè)內(nèi)人士看作本輪電改的幾大亮點之一。截至目前，全國已經(jīng)推出五批增量配電業(yè)務(wù)改革試點項目（以下簡稱“增量配網(wǎng)”或“增量配網(wǎng)項目”）。

“在前五批增量配電業(yè)務(wù)改革試點中，重慶共有12個項目入圍，目前只有5個項目取得供電業(yè)務(wù)許可證，且普遍虧損?！敝貞c市配售電行業(yè)協(xié)會秘書長陳曦介紹，“至于全國的情況，也差不多是這個樣子?！?/p>

陳曦介紹，“如果僅僅靠供電業(yè)務(wù)，增量配網(wǎng)肯定是虧損的，根本收不回成本。增量配網(wǎng)的前期投入是非常大的，而且還要為后續(xù)發(fā)展預(yù)留大量的備用。目前，重慶正在運營的增量配網(wǎng)項目，要依靠售電或者綜合能源服務(wù)等市場化業(yè)務(wù)才能勉強支撐。然而政策規(guī)定增量配電區(qū)域內(nèi)的電力用戶也有自由選擇售電公司的權(quán)利，增量配網(wǎng)的市場化業(yè)務(wù)自然也面臨很大挑戰(zhàn)。”

而且，靠市場化業(yè)務(wù)補貼壟斷性業(yè)務(wù)，也不符合發(fā)展邏輯。印發(fā)于2016年的《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》即已明確，“擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司，具備條件的要將配電業(yè)務(wù)和競爭性售電業(yè)務(wù)分開核算”?？梢娮畛醯脑O(shè)計是，增量配網(wǎng)項目僅靠供電業(yè)務(wù)也是可以盈利的。“目前，增量配網(wǎng)在現(xiàn)有政策層面還看不到合理的生存空間。”楊世興表示。

“增量配網(wǎng)還沒有真正獲得電網(wǎng)主體地位?！标愱卣J(rèn)為，增量配網(wǎng)本質(zhì)上也是電網(wǎng)，其投資建設(shè)同樣是納入規(guī)劃和監(jiān)管的。既然如此，增量配網(wǎng)也應(yīng)該按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則獲得政府核定的配電價，不應(yīng)該一直“暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價執(zhí)行（即按省級電網(wǎng)輸配電價高低電壓價差執(zhí)行）”?！案叩碗妷簝r差”根本不能準(zhǔn)確反映配電網(wǎng)的實際成本，無法保證增量配電企業(yè)獲得“合理收益”。鼓勵增量配電企業(yè)通過市場化環(huán)節(jié)的收益來彌補自然壟斷環(huán)節(jié)投資運營的虧損，更是違背了改革的初衷。

上述管理辦法還明確授權(quán)省級價格主管部門制定增量配網(wǎng)配電價格，并報國家發(fā)展改革委備案。目前，已經(jīng)有部分省份出臺了增量配電價格管理指導(dǎo)文件，但基本沿用了“高低電壓價差”方式，并沒有真正緩解增量配電企業(yè)的經(jīng)營壓力。

其實，各地都面臨一個同樣的問題，那就是“用戶承擔(dān)的配電網(wǎng)配電價格與上一級電網(wǎng)輸配電價之和不得高于其直接接入相同電壓等級對應(yīng)的現(xiàn)行省級電網(wǎng)輸配電價”。在現(xiàn)有省級電網(wǎng)輸配電價定價機制下，這個問題讓各地物價部門進退兩難。如果想提高增量配電企業(yè)的收益，就要使配電價格高于現(xiàn)有的“高低電壓價差”，這樣就成了增量配電網(wǎng)自帶“增量”配電價，如此一來，增量配電網(wǎng)內(nèi)的用戶執(zhí)行的輸配電價總和就會高于大電網(wǎng)內(nèi)的用戶，這根本不符合改革邏輯，也不利于增量配電業(yè)務(wù)改革的順利推進。如果既不想損害用戶利益，又要增加增量配電企業(yè)的收益，那就得降低省級電網(wǎng)輸配電價，這無疑又損害了電網(wǎng)企業(yè)的利益，畢竟省級電網(wǎng)輸配電價是通過成本監(jiān)審核算出來的。這也是各地盡管有制定配電價的權(quán)限，卻仍然不得不沿用“高低電壓價差”的根本原因。用戶利益不能受損，電網(wǎng)企業(yè)利益也不能受損，就目前來看，“受傷”的只能是增量配電企業(yè)。

然而，增量配網(wǎng)項目經(jīng)營困難，并不僅限于社會資本投資控股的項目。陳曦介紹，即使是電網(wǎng)企業(yè)投資控股的增量配網(wǎng)項目，也同樣步履維艱，“只要對增量配網(wǎng)進行獨立核算，就會和社會資本投資的項目一樣虧損”。

所以說，增量配電業(yè)務(wù)改革面臨的問題癥結(jié)并不全是利益博弈問題，根源還在輸配電定價機制上?！兑?guī)劃》明確提出，“十四五”期間要“加快理順輸配電價結(jié)構(gòu)”?！斑@里面包括科學(xué)核定增量配網(wǎng)配電價格，至少要合理設(shè)定省級電網(wǎng)輸配電價電壓級差，明確容量電價分配比例，并解決增量配網(wǎng)的電源接入、調(diào)度權(quán)限，以及線損和交叉補貼等問題。”陳曦表示，這一切都有賴于增量配電企業(yè)切實享有平等的電網(wǎng)主體地位。

“目前的省級電網(wǎng)輸配電價并沒有拉開級差，大頭留在了輸電側(cè)?！币晃婚L期關(guān)注電改的人士認(rèn)為，“從短期來看，這有利于電網(wǎng)企業(yè)，不利于增量配電企業(yè)。但從長遠(yuǎn)來看，隨著分布式電源的發(fā)展，以及就近就地交易等配網(wǎng)內(nèi)交易規(guī)模的擴大，電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營的配電網(wǎng)‘過網(wǎng)費’收益也同樣會受損。”

《規(guī)劃》要求，“積極推進分布式發(fā)電市場化交易。支持分布式發(fā)電與同一配電網(wǎng)區(qū)域的電力用戶就近交易，完善支持分布式發(fā)電市場化交易的價格政策及市場規(guī)則。”

楊世興認(rèn)為，能源生產(chǎn)由集中式走向集中式與分散式并重，以及由此推動就近交易的發(fā)展，“這是一個長期的演變過程，短期內(nèi)難以對電力市場產(chǎn)生實質(zhì)性影響”。所以，當(dāng)前最迫切的還是“要優(yōu)化輸配電價體制，剝離交叉補貼，真正發(fā)現(xiàn)輸電和配電環(huán)節(jié)的合理成本，分開核定，并給予增量配網(wǎng)合理的價格空間”。如果不能把眼前的問題處理好，就可能遲滯這一演變過程。所以，先不要談未來如何“改變”現(xiàn)在，而是先解決現(xiàn)在怎么生存的問題，才有可能影響未來。

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明確儲能項目市場定位

拓展可再生能源市場化消納空間

《規(guī)劃》要求，“創(chuàng)新有利于非化石能源發(fā)電消納的電力調(diào)度和交易機制，推動非化石能源發(fā)電有序參與電力市場交易，通過市場化方式拓展消納空間。”《指導(dǎo)意見》也明確，到2025年，有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制初步形成。

在世界范圍內(nèi)，可再生能源消納是個普遍難題。山東電力工程咨詢院智慧能源事業(yè)部設(shè)計總工程師裴善鵬介紹，即便在電力供應(yīng)緊張的2021年，山東仍有68天發(fā)生棄電，棄電1000千瓦、8.8億千瓦時；今年前兩個月，已有26天發(fā)生棄電，棄電1249千瓦、6.9億千瓦時。

“如果把新能源粗暴地推入市場，非但不利于消納，反而會令其更加困難?！迸嵘迄i說，“光伏項目進現(xiàn)貨市場是很虧的，出力最高的時候電價最低，電價高時它可能又沒有出力了，而且還要承擔(dān)很重的偏差考核。”

華北電力大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院副院長劉敦楠在接受中能傳媒記者采訪時表示，可以通過進一步完善交易機制，適當(dāng)調(diào)大價格上下浮動區(qū)間，拉大峰谷價差，讓價格能更加靈敏地反映供求關(guān)系，以充分調(diào)動各類靈活性資源參與市場以及用戶參與需求側(cè)響應(yīng)的積極性，是市場化拓展新能源消納空間的重要手段。

《規(guī)劃》還明確，引導(dǎo)支持儲能設(shè)施參與電力市場交易，促進提升系統(tǒng)靈活性。同時，還要建立新型儲能價格機制。

《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》也提出，加快推進電力市場體系建設(shè)，明確新型儲能獨立市場主體地位，營造良好市場環(huán)境。研究建立新型儲能價格機制，研究合理的成本分?jǐn)偤褪鑼?dǎo)機制。

到2021年底，我國新型儲能裝機超過400萬千瓦。根據(jù)《2030年前碳達(dá)峰行動方案》，預(yù)計到2025年，全國新型儲能裝機容量將超過3000萬千瓦。

按照我國當(dāng)前市場框架和規(guī)則，儲能電站既可參與中長期市場也可參與現(xiàn)貨市場，既可參與電能量市場也可參與輔助服務(wù)市場。

在中長期交易方面，2020年初，青海海西格爾木京能新能源與美滿科技儲能電站簽訂了首筆儲能中長期交易。

而獨立儲能參與現(xiàn)貨市場的“第一只螃蟹”則被山東吃下。作為光伏裝機第一大省，山東對于儲能這種靈活性資源有著旺盛的需求。據(jù)介紹，目前山東已經(jīng)有4家儲能電站參與現(xiàn)貨市場，參與報價50次，完成充放電56次，累計交易電量962.1萬千瓦時。

“在山東電力現(xiàn)貨市場，獨立儲能的主要收益來自低價時充電、高價時放電賺取峰谷價差，還有容量電費，以及收取新能源企業(yè)的租賃費?！迸嵘迄i介紹，作為一種探索，對于儲能的定價機制還有待進一步研究，比如，儲能畢竟和用戶是不同的，一定的電量要經(jīng)歷充放電各一次，放電時由用戶側(cè)繳納過網(wǎng)費和基金附加等是順理成章的，但充電時儲能項目要不要像用戶一樣支付過網(wǎng)費和基金附加就不好說了。再比如，儲能對于系統(tǒng)容量的支撐體現(xiàn)在正負(fù)兩方面，就好比既承擔(dān)靈活性電源作用，又承擔(dān)可中斷負(fù)荷作用。如何設(shè)計儲能的容量電價機制，值得深思。

（轉(zhuǎn)自《中國電業(yè)與能源》雜志，作者劉光林系中能傳媒記者）