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6378億、670億千瓦時(shí)，分別同比增長22.3%、90.9%——2021年國網(wǎng)、南網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)省間市場交易電量的兩組數(shù)據(jù)，直觀反映出電力跨省跨區(qū)市場化交易規(guī)模的上漲趨勢。

電力跨省跨區(qū)交易是對接我國西部清潔能源生產(chǎn)基地和東部負(fù)荷需求中心的關(guān)鍵平臺(tái)，在能源清潔低碳轉(zhuǎn)型中作用重大。例如，寧夏、新疆的“風(fēng)光”點(diǎn)亮浙江、安徽的燈火，其中前兩者為送電省、所發(fā)電量為外送電，后兩者為受端省、所受電量為外來電，特高壓為輸電通道。

隨著新一輪電改步入“深水區(qū)”，全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)提速，更大范圍優(yōu)化配置電力資源的需求日漸迫切，而要促進(jìn)跨省跨區(qū)交易更加順暢，化解外來電進(jìn)入電力市場（以下簡稱“外來電入市”）的各種矛盾勢在必行。

外來電入市是大勢所趨

長期以來，大比例的外來電依據(jù)“計(jì)劃電”模式輸送。例如，2021年“疆電外送”計(jì)劃電量逾1100億千瓦時(shí)，市場化交易外送電量作為補(bǔ)充形式，簽訂合同129億千瓦時(shí)。

中嘉能首席交易官張?bào)K告訴記者，“計(jì)劃電”即送電省與受端省簽訂相關(guān)協(xié)議，電量由協(xié)議提前鎖定，電價(jià)由政府部門核定，受端省保量保價(jià)消納電量。若雙方還有額外的合作需求，可補(bǔ)簽市場化電量，也就是上述129億千瓦時(shí)“疆電外送”市場化交易電量。

但據(jù)記者了解，“計(jì)劃模式”下的跨省跨區(qū)交易目前已難以持續(xù)。

“伴隨外來電比例與日俱增，其在個(gè)別省的比重已與本地電源相當(dāng)。尤其工商業(yè)用戶全部入市后，若這部分外來電仍在計(jì)劃‘襁褓’內(nèi)，那么受端省的發(fā)用電量就無法實(shí)現(xiàn)平衡，繼而影響市場運(yùn)行。”浙江某電力行業(yè)人士直言。

早在2017年，國家發(fā)改委就發(fā)文明確，有序放開跨省跨區(qū)送受電計(jì)劃。經(jīng)過近幾年的市場培育，外來電入市率先落地山東。山東去年底提出，同步放開部分直流通道燃煤配套電源上網(wǎng)電價(jià)。浙江近日也明確，寧東基地煤電與浙江省內(nèi)機(jī)組一起入市交易，與電力用戶或售電公司簽訂市場化交易合同，意味著外來電進(jìn)入浙江省中長期交易。

值得一提的是，國家發(fā)改委、國家能源局去年12月曾發(fā)布《關(guān)于國家電網(wǎng)有限公司省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則的復(fù)函》，明確“不斷擴(kuò)大市場交易范圍，逐步引入受端地區(qū)大用戶、售電公司等參與交易，優(yōu)先鼓勵(lì)有綠色電力需求的用戶與新能源發(fā)電企業(yè)直接交易”。

應(yīng)兼顧送受兩端利益

如何既讓送電省滿意、又讓受端省稱心、還要保證通道利用率？張?bào)K認(rèn)為，如果外電來入市的電量和電價(jià)全由市場決定，那么沒有經(jīng)濟(jì)性的輸電通道利用率會(huì)大幅下降甚至閑置，淪為沉沒資產(chǎn)。

山西某發(fā)電企業(yè)人士表示，若以保證通道利用率為前提，則會(huì)沖擊送、受兩端電力市場。“比如在受端省現(xiàn)貨市場的低價(jià)時(shí)段，供過于求不需要外來電。但為保證通道利用率，很多時(shí)候只能強(qiáng)送。這種情況下，就需要受端省本地電源為外來電讓路，放棄本省的低價(jià)電而高價(jià)購買外來電，導(dǎo)致本地大量機(jī)組停機(jī)備用，產(chǎn)生高額的輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用，且由受端省承擔(dān)。”

據(jù)了解，送電省供需相對緊張時(shí)，也會(huì)出現(xiàn)“一邊有序用電、一邊外送電量”的情況，但這些問題并非外來電入市導(dǎo)致，而是市場通過價(jià)格暴露了這個(gè)問題。另外，可再生能源消納權(quán)重考核如何平衡等，都是外來電入市的博弈點(diǎn)。

此外，外來電入市后帶來的超額利潤如何分配也是爭論點(diǎn)之一。浙江電力行業(yè)人士指出：“國家發(fā)改委去年發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》后，送、受兩端省份煤電機(jī)組電價(jià)各上漲20%，但送電省基準(zhǔn)價(jià)低于受端省且‘風(fēng)光’和水電價(jià)格不變，由此導(dǎo)致部分地區(qū)價(jià)差擴(kuò)至0.1元/千瓦時(shí)以上。”

“假設(shè)送電省基準(zhǔn)價(jià)0.3元/千瓦時(shí)，上浮20%后電價(jià)為0.36元/千瓦時(shí)。受端省基準(zhǔn)價(jià)為0.4元/千瓦時(shí)，上浮20%后為0.48元/千瓦時(shí)，價(jià)差由0.1元/千瓦時(shí)變?yōu)?.12元/千瓦時(shí)，這0.02元/千瓦時(shí)即為超額利潤。受端省希望按照實(shí)際價(jià)值購電，外送省則希望按照市場價(jià)格售電。”該人士解釋。

有序推動(dòng)電力直接交易

那么，到底該如何有效推動(dòng)外來電入市？

中國社科院財(cái)經(jīng)戰(zhàn)略研究院副研究員馮永晟認(rèn)為，難點(diǎn)在于計(jì)劃仍凌駕于市場之上。“計(jì)劃掩蓋了許多應(yīng)在市場建設(shè)中解決的問題，所以需要改變計(jì)劃和市場的從屬定位，以體制改革推動(dòng)機(jī)制完善、健全電力市場體系、從事后分?jǐn)傓D(zhuǎn)向事前契約構(gòu)建。”

馮永晟進(jìn)一步指出，外來電的價(jià)值在于擴(kuò)大資源配置范圍，并提升配置效率，尤其是外來電中具有高比例清潔能源時(shí)更值得鼓勵(lì)。“不過外來電的‘外來’屬性以滿足地方需求為前提，用多少、怎么用，首先要考慮受端用戶的實(shí)際需要。外來電并非凌駕于地方電力市場之上的存在，而是電力市場的一部分，無論哪種模式的跨省跨區(qū)交易，都是最基本的市場結(jié)構(gòu)要求。”

上述山西發(fā)電企業(yè)人士表示，如何理順政府和市場的關(guān)系、兼顧市場主體的利益、掃清區(qū)域電力市場建設(shè)的障礙，亟需主管部門“出面”。“國家能源局自2020年起就針對跨省跨區(qū)電力交易與市場秩序進(jìn)行了專項(xiàng)監(jiān)管，當(dāng)前還需構(gòu)建監(jiān)督閉環(huán)機(jī)制，督促政策進(jìn)一步落地。”

技術(shù)方面，浙江電力行業(yè)人士指出，跨省跨區(qū)市場化交易改變了輸送通道的潮流和方向，對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行會(huì)有影響，但都能通過技術(shù)手段解決，基本方向還是推動(dòng)外來電直接參與市場，即發(fā)用雙方直接點(diǎn)對點(diǎn)交易。“試點(diǎn)先行，相信解決外來電入市的難題，將在全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)過程中找到答案。” 

原標(biāo)題：外來電入市已成大勢所趨