eo记者 姜黎
编辑 冯洁
2021年初美国得州大停电引发全球关注；2020年底国内华中地区限电风波敲响警钟；2019年先后有5个国家和地区遭遇了短暂的黑暗“洗礼”。虽然个中原因复杂多样，但对供需形势和高比例可再生能源挑战的讨论时有出现。
这或许是2015年启动新一轮电力体制改革时没有充分预料到的。
在电改六周年之际，重读中发9号文不难发现，关于能源结构转型的表述并不多，仅围绕需求侧节能减排有所要求，包括“从实施国家安全战略全局出发，积极开展电力需求侧管理和能效管理，完善有序用电和节约用电制度”，“进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平”等。
彼时，电力行业刚刚从短缺经济“大干快上”中反应过来，过剩投资和高电价是改革要解决的主要矛盾。而现在，实现“双碳”目标才是核心诉求。
有声音指出，供需偏紧加上低碳约束，不一定要考虑市场化改革。而也有业内人士指出，实现“双碳”目标，市场化改革是绕不开的一步。欧美国家正是通过市场化改革对效率进行了优化，才使电力系统能够找到最便宜的资源，支持低碳能源的发展，这是实现“双碳”目标需要的边界条件。
3月15日，中央财经委员会第九次会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。
与欧美国家不同的是，国内目前同时面对“传统”市场化改革推进以及“新能源”加速靠近的难题，行至中局的改革正面临着前所未有的考验。
重新考虑适合中国的电力市场模式
2020年，山东电力现货市场遇到“不平衡资金”难题，包括外来电、风光等新能源在内的优先发电与“市场电”之间的矛盾逐渐显露。广东也曾专题研究“计划电”与“市场电”的匹配问题。2021年1月8日，在连续运行5个月后，甘肃电力现货市场突然暂停结算。
中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟在一次讨论会中指出，实行“双轨制”的前提是，能够分清哪些是市场，哪些是计划。
“市场和计划是两条平行线，随着经济体制改革的不断推进，计划指标越来越少，‘倒爷’的问题也就随之解决，这是改革的经验。”
但是电力难以分类平衡，“计划电”对“市场电”产生了挤压，这使得双轨制应用在电力领域可能导致市场推不动，不得不回归到计划。
冯永晟曾在接受eo采访时表示，新能源要发展，继续靠财政补贴的路子难以走通，建市场，进市场，是唯一的路径。
而新能源参与市场似乎在实践中也遇到了一些问题。
2020年11月25日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》指出，各地政府主管部门要鼓励市场主体签订中长期合同特别是年度及以上中长期合同，结合实际确定2021年年度及以上中长期合同签订工作目标，力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值90%-95%。
一位业内人士告诉eo，当前电力现货市场的有序有效运行要求对新能源中长期合约进行结算曲线分解，以便与现货对接。但新能源发电受天气变化影响，其波动性、随机性等特点决定了新能源在年度、月度交易中，难以签订带曲线的中长期合同。新能源一旦日前预测出现较大偏差，就可能面临日发电负收入的风险。
有业内人士指出，目前新能源签订长协基本找不到对手方，对市场主体来说本身就是一种风险。
上海电力大学教授谢敬东曾指出，目前的电力市场设计均是围绕煤电“起家”的。未来的设计思路要改变，一定要建设以新能源为主的市场。
据了解，政府部门相关负责人也在思考，“双轨制”是中国经济体制的实际国情，也必将长期存在，加上“双碳”目标下新能源比例不断提升带来的挑战，目前的电力市场设计是否需要调整。
“如果无法全部重来，或许可以选择一到两个省区市探索另一种方式。”有业内人士说。
交易中心“看上”绿电
2020年2月18日，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）（下称《实施意见》）提出，明确划分交易机构和调度机构职能；明确市场管理委员会是由多方代表组成的，独立于交易机构的议事协调机构；降低电网企业在交易机构中的持股比例至50%以下；提出适应区域经济一体化发展要求，探索推进交易机构股权业务相互融合。
尽管电力交易远不如证券交易所那样“活跃”，从业人员也并不像传说中的手握金牌证书，市场分析师年薪高逾百万，自中发9号文配套文件《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》发布近六年来，依托电网企业建设的电力交易机构的公共属性正在增强。
2020年12月29日，南方电网广州电力交易中心增资协议签署，是全国第一个按照234号文要求完成进场交易的电力交易机构股权优化调整项目。这次增资完成后，南方电网公司持股比例由66.7%降至39%，南方五省区政府出资企业持股比例39%，电力规划总院、水电水利规划设计总院和南方五省区电力交易中心等新增7家股东持股占比22%。
对于交易与调度的职能界面，《实施意见》中明确，交易机构主要负责电力交易平台的建设、运营和管理，组织中长期市场交易，提供结算依据和服务；负责市场主体注册和管理，汇总电力交易合同，披露和发布市场信息等；配合调度机构组织现货交易。调度机构的根本职责是依法行使生产指挥权，对电网运行进行组织、指挥、指导和协调，负责电力电量平衡、发电生产组织、电力系统安全运行、电网运行操作和事故处理，依法依规落实电力市场交易结果，保障电网安全、稳定和优质、经济运行。
从分工上看，调度机构职能对应电力的“物理”属性，而交易机构更像是市场主体进行商品交易依托的窗口，需要重点考虑市场品种架构和市场机制的设计，才能真正发挥市场交易中枢平台的作用。
2021年2月，南方区域电力交易机构研究制定了《南方区域可再生能源电力消纳量交易规则（试行）》。按照试行规则，南方区域可再生能源电力消纳量交易市场将实现平台统一建设运营、主体统一注册服务、数据统一核算监测、凭证统一编码核发。
据eo了解，目前无论是区域还是省级电力交易中心，都在研究包括省级、区域可再生能源消纳责任权重，研究开展可再生能源电力交易。
此外，在“双碳”目标的加持下，日渐火热的碳交易也进入了电力交易中心的视野。“如何将电力交易与消纳量交易、绿证交易、碳交易进行有益衔接，促进考虑‘低碳成本’的电力价格发现，是交易中心下一步需要重点研究的工作。”一位电力交易研究人士说。
除此之外，对电力期货的研究也早在现货试点萌发时就已启动。国家电投集团营销中心处长韩放曾在相关论坛中指出，从各国电力市场发展历程看，当电力市场发展到一定阶段，通常选择电力期货市场作为价格发现和规避风险的重要手段。电力期货市场是电力市场机制的重要组成部分。
无论配额、绿证、碳，还是电力期货，其供需大多基于人为设计，自带金融属性。而电力交易中心作为窗口，或将进一步靠近这些产品。
不过，一位大宗商品交易的资深从业者直言，现货不成熟，不可能有期货。
“管住中间”再进一步
2020年9月30日，国家发改委正式发布了经核定的2020-2022年区域电网输电价格（发改价格规〔2020〕1441号）和省级电网输配电价（发改价格规〔2020〕1508号）。
发改委价格司在其官网发布的新闻通稿指出，与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。
第二监管周期输配电价核定，进一步实现了输配电价水平的稳中有降，多数省份聚焦降低大工业输配电价；进一步优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴；同时，充分考虑外送电省份实际情况，制定了合理的外送电输电价格。
但有些问题仍未得到解决。
在原有的销售电价体系下，多数省份的大工业和一般工商业用户实行峰谷分时销售电价，如果在现货市场试点执行已核定的两部制输配电价，出现了低谷时段的现货市场价格加上输配电价高于原有工商业用户低谷电价水平的现象，使得在零售市场中，原本能够为系统起到削峰填谷作用的工业负荷“被歧视”，代理了这部分用户的售电商面临亏损风险。
新修订的《省级电网输配电价定价办法》（发改价格[2020]101号）于2020年1月20日正式印发，该办法第二十六条提出：“现货市场试点地区，结合实际情况可探索提出符合市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案建议”。
华北电力大学电气与电子工程学院教授张粒子等专家曾在“电力市场研究”公众号上撰文指出，之所以提出分时输配电价，是希望借此加大用户在系统负荷高峰时段与低谷时段的输配电价价差，一方面进一步促进用户削峰填谷和绿色低碳能源消纳，另一方面试图解决试点建设电力现货市场与原有电力中长期电力市场的价格衔接问题。
文章同时强调，省级电网是否适于采用分时输配电价，还需要结合当地电力市场的实际情况，进行科学论证。考虑到各地电力市场建设方案不同，电价交叉补贴情况也不同，必须因地制宜地对竞争性电力市场建设方案和输（配）电价定价方案进行统筹研究、一体化设计。
此外，储能成为刚刚闭幕的全国两会能源领域热词之一。自输配电价成本监审办法明确储能不计入有效投资以来，围绕储能投资的电价回收机制，仍存争论。
全国政协委员、南方电网公司总经理曹志安在两会提案中建议，建立储能产业发展成本疏导和投资回报机制。对于电网侧储能，编制储能专项规划，报送国家能源主管部门批准，电网企业投资建设的储能设施作为核价范围有效资产，通过输配电价疏导。对于电源侧和用户侧储能，建立科学有效的辅助服务计价方法和完善峰谷电价机制，实现储能投资获取合理回报，引导社会资本投资。
