独家 | 国家能源局唐俊:启动电力现货试点 促进电力结构转型
原文首发于《电力决策与舆情参考》2017年5月12日第17期
国家能源局 唐俊
近期，国务院批转了国家发展改革委《关于2017年深化经济体制改革重点工作的意见》（国发〔2017〕27号），安排了2017年深化经济体制改革重点任务。对“供给侧结构性改革”，明确提出“去产能，更多运用市场化法治化手段，持续推动钢铁、煤炭、煤电等行业化解过剩产能”“坚持使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。减少政府的自由裁量权，增加市场的自主选择权。”“健全优胜劣汰质量竞争机制，增强企业对市场需求变化的反应和调整能力。”对电力来说，运用什么样的市场化法治化手段实现结构性调整？什么样的竞争机制能增强电力企业对市场需求变化的反应和调整能力？笔者认为，有序推进电力现货市场建设是一个合适的选择。
电力现货交易是以次日每一小时或半小时的电能为交易标的，或者以未来5分钟的电能为交易标的；电力现货市场是有组织的电力现货集中竞价交易。选择电力现货市场：一是电力现货交易能满足电力系统安全运行需要。目前大规模电能存储技术不成熟、也不经济，发电、输电、配电、用电瞬时完成，因而电力系统安全运行的前提就是保证电力供需实时平衡。电力现货交易是以次日或当日内每5～60分钟时段的电量为交易标的，符合电力实时平衡等特性，交易时段越短（如5分钟为一个时段）越有利于保障电力实时平衡。二是电力现货交易能发现交易价格信号。电能作为商品本身具有同质性，但电力需求在一天各个时段是不断变化的，大规模可再生能源并网使得电力供给在一天各时段也有较大的差异。因此，一天内各时段电力供需状况是不同的，每个时段电能产品交易价格也应该是不同的。电力现货交易以每5～60分钟时段电量为交易标的，恰好具备了价格信号发现功能。有了现货市场价格，中长期交易也就有了参考，因为，电力中长期交易（远期交易）是对未来一段时间电力交易的预计，价格以现货价格为参照做一些弹性调整。
电力用户和发电企业在电力现货市场时序电价信号这个“指挥棒”下，改“调度要我做”为“报价我要做”，达到增强企业对市场需求变化的反应和调整能力的效果。比如次日尖峰时段的价格信号，将引导发电企业准备优质燃料，加强重点时刻设备监控，保证高峰时段的设备运行健康。同时，也将引导电力用户主动减少次日尖峰时段的用电行为，从而更好的保障整个系统的电力平衡。其次，价格信号还将刺激发电企业充分释放其现有的全部调节能力，提供更多更快速的系统调节资源，甚至激发社会活力，促进电池、储能等新技术参与调频、调峰，提高系统调节资源的充裕度。再次，电力现货市场不同时段、乃至不同地区或节点的价格信号，可以有效地引导电源投资、优化电源结构和电网布局，推动电力供给侧结构调整。比如当系统峰荷时段和谷荷时段的价格水平相差很大时，预示着市场中的调峰电源容量不足，需要新建发电厂；当峰荷时段和谷荷时段的市场价格水平相差较小，则预示着市场短期内不需要新建发电厂；当不同地区（或节点）之间存在价格差异，则反映这些地区间（或节点间）可能需要新（扩）建电网输电工程。
当前各地开展的电力直接交易，已固化为大家熟悉的中长期电力交易机制，但也存在明显不足，一是发电企业和电力用户只关注交易电量，不关心发、用电功率匹配和负荷变化，也不考虑电力实时平衡需要，随着交易规模的扩大，对电力安全运行影响也越来越大。二是以政府定价为参照，发电企业单边降价，发、用电企业实际发用电曲线与交易不相关，交易结果“同价而不同质”，即不同电力供需状况下的交易时段为同一价格，价格信号失真，甚至产生更为扭曲的“价格信号”， 形成不了真正的市场机制。发挥不了市场在资源配置中起决定性作用，无益于电力行业的供给侧结构性调整。
电力现货市场受电网安全稳定运行和电源技术特性的约束，运行机制复杂，建设成本高，一旦建成若再改变市场模式，更改成本更高。世界各国由于电力体制和市场结构差异，电力现货市场模式均不同，目前主要有欧洲、美国及澳洲三大类，我国的电力现货市场建设才刚刚起步，因此，要结合中国实际，充分考虑市场环境下落实我国西电东送战略和可再生能源资源发展战略，按照电改9号文及其配套文件的改革思想，选择适合建设电力现货市场的一个区域和一两个省开展试点，科学设计和充分论证电力现货市场建设方案，严谨制定电力现货交易规则，在我国电网现有的调度技术系统基础上，根据电力现货市场规则，自主研发电力现货市场交易管理系统。上述任务非常繁重，惟有加快工作节奏，尽快在现货市场建设上取得决定性成果，电力行业的供给侧结构性调整才能行稳致远。
（编辑：邱丽静)