谭忠富：研究探索建设配网级电力市场

研究探索建设配网级电力市场

——访华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富

中国能源新闻网记者 刘光林

自2015年3月15日《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发至今，新一轮电力市场化改革已历时8年。8年来，电力系统向着安全高效、清洁低碳方向转型发展，电力体制改革所面对的场景也随之发生变化。如今，在“双碳”目标要求下，电力行业发展问题需要进一步深化改革来作答。针对构建新型电力系统以及下一步建设全国统一电力市场体系等问题，本报记者专访了华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富。

中能传媒：在加快构建新型电力系统的目标驱使下，新能源占比会逐渐提高，并最终成为主体电源。请问，您如何看待“加快构建新型电力系统”与“加快建设全国统一电力市场体系”的关系？

谭忠富：新型电力系统最终一定以新能源为主体。从近年来新能源的规划建设来说，风、光等新能源发电装机容量增速明显超过传统电源。这样下去，新能源必定成为电力系统的主体电源。当然，这个主体不仅指装机层面，更指电量方面。相对于火电来说，风电和光伏利用小时数并不高，集中式光伏利用小时数多在1400~1700小时，陆上风电多在2000~2500小时，海上风电多在2500~3800小时，而火电机组根据需求超过6000小时都没问题。由于风电、光伏等新能源的容量可信度并不高，所以其要成为电量主体，装机容量就得较大。再加上我国能源资源和负荷中心主要呈东西逆向分布，决定了电力系统未来发展必须突出三个关键词，即开发大基地、建设大电网、融入大市场。

开发大基地，肯定是以建设清洁能源大基地为主；大基地的电一定要融入大电网，大电网肯定是省与省、区域与区域之间互联的大网络，这样才能实现在全国范围内配置电力资源；既然要跨省跨区配置电力资源，那么送端和受端就需要明确交易时段与时长、明确交易品种与交易规则、明确交易的量与价、明确输配电价、明确结算方式等，这就需要建立一个覆盖全国的电力交易大市场。

电力市场建设，按照空间范围来说，一般都是遵循从小到大的顺序构建的，最先建立的是省级市场，然后是区域级市场，最后是全国市场，覆盖区域越来越大，那么其配置和优化电力资源的范围就越大、配置能力也越强，电源与用户之间可选择的范围就更广，市场竞争就更充分，市场效率也会更高。

建设全国统一电力大市场，可以打破省间、区域间壁垒，有效促进电力资源在各省、各区域之间自由流动。当然，这种打破肯定不仅指行政上的打破，更加需要的是通过市场化方式来打破，然后使得送受两端各取所需，供方获得资源开发价值，需方获得资源使用价值和环境价值。

另外，还需要强调一点，在化石能源时代，尽管电能作为二次能源不易存储，但作为一次能源的化石能源还是可以存储的；然而来到新能源时代，无论是二次能源的电能还是一次能源的风能和光能等均不易存储。同时，新能源还具有能量密度低的问题，既需要分散式生产就地消纳，又需要集中式生产远距离消纳。所以说，建设全国统一电力市场体系是构建新型电力系统的必然要求，新能源的建设生产与并网消纳，需要在全国统一电力市场体系下实现市场化配置。

中能传媒：请畅想一下，为了更好地消纳分布式能源，在全国统一多层次电力市场体系中，是否应该考虑构建省级以下的配网级电力市场？

谭忠富：配网级电力市场十分值得构建，它应该是对多层级全国统一电力市场体系的进一步完善。但建设配网级电力市场，本质上存在“隔墙售电”的难题。为推动类似的电力市场建设，国家发展改革委和国家能源局早在2017年就印发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》；并在2019年公布了首批26个试点名单；2021年，国家能源局又印发相关文件明确表示，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电市场化交易。但截至目前，此类交易试点项目整体进展并不理想。

随着新型电力系统加快构建，配网有源化特征会越来越突出，配网自平衡能力会越来越强、自平衡意愿也会越来越强烈。这让分布式能源就近生产、就近消纳变得十分有价值。相应的，建设分布式能源与用户就近交易的电力市场也显得很有必要。

另外从配网智能化来说，随着终端用能电气化程度越来越高，局部电网内“源网荷储”之间的智能互动会越来越密切。而这种互动肯定要以市场为驱动力(3.140,0.00,0.00%)，最终要体现在以商品和价格为基础的价值创造上，所以建设配网级电力市场是有必要的。当然，说到建设省级以下电力市场，必须在交易机制和价格机制上兼顾各方利益，最突出的一点就是要协调好省级电网输电价与配电网配电价的合理设计问题，各层级电网投资均需要获得合理回报，如果解决不好这个问题，开展配网内交易、分布式交易和就近交易就很难落地。当然，这里面牵扯的电网企业、配电网运营商、分布式发电商、电力用户之间的利益均衡问题比较复杂，推动起来确实有困难，就好比切蛋糕，分配结果要让各方都满意，但前提是要保障电网的安全稳定供应，这是红线。

输配电价构成比例分配的依据是输配电网的投资与运行成本。在无源配网时代，需要输电网为配电网提供100%的备用；而在有源配网时代，输电网不必再为配电网提供100%的备用，只需在余缺调剂基础上加以配置即可。这可在一定程度上节约输电网的建设成本，由此便可对配电网投资实施倾斜，也为构建配网级市场奠定物理基础。

中能传媒：未来，通过市场化手段实现新能源的完全消纳已是大势所趋。市场化消纳新能源需要重点做好哪些工作？

谭忠富：未来，新能源必然要全面参与电力市场。这是由落实“双碳”目标、构建新型电力系统和新型能源体系，实现行业高质量发展所决定的。要实现能源结构优化、能源行业向绿色低碳转型，就必须不断提高新能源的占比，直至使其成为主体能源。而能源体制改革的方向就是市场化配置能源资源，所以，推动占比不断提高且最终必将成为主体能源的新能源参与市场是不可逆转的行业发展大势。

要顺利实现市场化消纳新能源，应该从三方面入手：

一是激励火电为消纳新能源让路。当前及未来一个相当长时期，煤电仍是我国的主体电源，承担着能源基础保供任务。大规模消纳新能源，必然极大压缩煤电的发电量空间，从而增加煤电企业的经营压力。更何况，当前煤电亏损情况本就十分严重，2021年全国煤电大约亏损1017亿元，2022年，尽管国家放宽煤电价格上限至20%，使亏损面有所收窄，但亏损额仍有665亿元。单靠发电量，煤电已难以为继，得为其拓展新的生存空间。因此要加快建设并完善辅助服务市场，让煤电机组在提供惯量支撑、调峰、调频、爬坡、备用、黑启动等辅助服务方面获得应有的回报，而且得足够弥补其在电量上的损失。这样，煤电企业才能没有后顾之忧地实施灵活性改造，也才能心甘情愿地让出发电量空间。所以，建立一个完善、高效的电力辅助服务市场，才是市场化消纳新能源的关键。

二是培育灵活性资源为新能源护航。在新型电力系统中，调节性资源是最稀缺的资源。尽管煤电具有相当灵活的调节能力，但毕竟其发展受资源和环境所限，不能无止境地指望煤电承担所有的系统调节任务。另外，由于煤电能量密度较高，其调节幅度很难与一些分布式新能源的调节需求相匹配。因此，除煤电之外，还需要其他灵活性资源，如分布式储能、氢储能、电动汽车及充换电设施等。这类资源启停灵活、能量密度较低，更易于满足配网和园区内的精确调节需求，可以为就近消纳新能源提供调节服务。因此，需要尽快为储能、电动汽车等调节性资源确定市场身份，并为之创造条件探索合理的盈利模式，给投资者适当的盈利预期，这样才能激发各类资本进场的积极性，为消纳新能源储备充足的调节性资源。

三是建立适合新能源出力特点的交易机制。从电量上来说，新能源固然是绿色低碳且无污染的清洁能源，但从电力上来说，新能源却是出力极不稳定的能源，很难精准预判其出力，而且时间越提前越难精准判断，越接近实时，越容易判断。想尽可能多市场化消纳新能源，就必须尽可能缩短交易周期，增加交易频次，最终就是开展中长期+现货交易，在中长期市场最好再开展分时段交易，这样可以给新能源更多的纠错机会，使其能够更加从容地弥补出力预测不准的缺陷，最大化减少合同偏差带来的损失。

此外，还应该进一步完善绿电和绿证市场以及碳市场，充分体现并补偿新能源的绿色低碳价值，以进一步增强新能源的市场竞争力。