“双碳”时代 中国电力体系如何推进市场化改革？

最近中央气象台连续数月发布高温预警，尤其是成渝等长江流域自6月13日以来出现持续高温。高温导致长江流域降雨量较常年同期偏少四成，水电发电能力下降超过一半，电网“尖峰负荷”现象显著，影响电网安全，促使四川等地启动有序用电。

西部是中国电力的主要供应地区，西电东送有力支撑了中国“四纵四横”的特高电压输电网络建设，西部地区出现全天电力、电量“双缺”局面，无疑给中国电力体系带来了大考。

目前成渝等西部电力系统出现重压，从供需角度看，是极端气候导致西部水电发电能力减半，而用电需求极速上升，引发电力系统供需两侧负荷峰谷差加大。以四川为例，截至2021年底，四川总电力装机容量1.14亿千瓦，其中水电占77.72%。

当然，发电地区出现尖峰负荷，还存在更深层的电力体系因素。本世纪初，中国就制定了厂网分离、输配分离、配售分离和主辅分离等改革，但是售电侧的输配分离、配售分离等改革则相对缓慢，导致整个电力系统带有明显的半市场、半计划的双轨制特征。

2021年三季度20余个省区出现电荒，加速了新一轮电改，如去年10月国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，11月国家电网发布《省间电力现货交易规则(试行)》，以及加快直售电市场试点等。但由于输配和配售分离改革启而不动，输电价与配售电价难以独立清算，导致整个电力体系从规划、运营到价格等三大基础性制度，始终难以推进市场化进程，电网建设重特高电压的输电网建设，轻配售网建设(目前输电网与配售电网的投入是3:7)。这使中国当前的电力输配网络与新能源电力不尽匹配，并导致售电侧的市场化改革知易行难。

为此，不论是基于解决深层问题，还是缓解短期应急之需，都需真正有效推进输配分离、配售分离改革，推动售电侧的市场化。

这将首先有助于搭建符合未来电力结构的电网建设。根据“双碳”目标，未来中国新能源装机规模将达50亿千瓦，是现有6.8亿千瓦的6倍多，由于风、光等新能源具有很强波动性，而且新能源存在发电方可能也是用电方的特征等，就近、就地使用的利用效率会更高。因此，建立分布式电网体系，即探索电源、电网、负荷、储存等一体化的本地化配电网微网模式，将更有助于电力体系的健康发展。如此一来，电网建设就可实现国家电网与南方电网主要集中在输电网建设，配售电网实现有规则的市场化竞争，从而缓解新能源直接进入输电网可能给电网带来极端的尖峰负荷问题。

其次，推进输配和配售分离，将有助于在售电侧培育真正独立的市场主体，使直售电市场能真正清晰定价。输配和配售分离将会重新厘定电网的地位，将其从配售业务中解放出来，专司输电服务，从而打破跨省跨区电力交易的统筹统销等问题，真正还原输电和配售电的成本，推动直售电的市场化。

最后，引入碳排放权交易模式，以替代新能源的行政补贴，以完善电力体系的市场内生激励约束相容机制，从而引导行政补贴等政策从新能源市场退出，即新能源电价根据供需情况进行市场定价，但新能源发电企业可以根据发电量，在碳排放市场出售碳排放权获得收益，以通过市场化手段支持双碳素经济。

总之，高温在长江流域带来的尖峰负荷等问题，深刻揭示出电力等要素资源改革亟需快马加鞭地推进，真正推动电力体系的市场化改革。

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