7月1日,业界关注的《电力市场运行基本规则》正式施行。
该规则是建设全国统一电力市场体系的顶层设计,是国家发改委正在组织编制的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”,具有重要的政策指导意义。
5月23日下午,习总书记在山东济南主持召开企业和专家座谈会,国家电力投资集团有限公司董事长、党组书记刘明胜率先发言,就深化电力体制改革提出意见建议。
这是二十届三中全会召开前夕一场重要的座谈会,释放了进一步全面深化改革的丰富信息。习总书记在讲话中强调:“对大家提出的进一步全面深化改革的意见和建议,有关方面要认真研究吸纳。”
上述种种信息,将外界对新一轮电改的期待拉到了满格。这一轮新电改,汇聚了业界足够多的期待,直指新型电力系统建设中的体制性、机制性矛盾和问题,有望为新能源走向主体能源铺平道路。
今日Wind“智能电网指数”活跃(来源:wind金融终端)
自改革开放以来,中国已经进行了若干轮电改。第一轮,1980年代后期,为化解缺电难题,中央提出“省为主体,集资办电”,通过吸引各路资本集资办电,兴建了一大批新的火电厂,从而有效保障了国民经济的用电需求。
第二轮,2002年,为打破电力系统发输配售高度垄断、缺乏效率的僵局,中央大刀阔斧推进电改,核心是“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。于是就有了两大电网、五大发电集团分立的新局面。
但是,此后若干年间,“主辅分离”尤其是“输配分开”陷入停滞。为实现破局,2015年,中央推出以“管住中间,放开两头”为核心的第三轮新电改。从那时到现在近9年间,新电改平稳推进,但在一些关键问题上面临障碍。
目前,能源转型颇为紧迫的新任务、新形势,千呼万唤新电改能够有效破局。
尤其是自2020年“双碳”目标提出以来,中国的新能源装机狂飙突进,能源转型步入快车道。但是,电力系统无论是基础硬件还是机制体制等软件建设都明显滞后,上层提出的“构建以新能源为主体的新型电力系统”面临诸多难题。
这一轮各方期待、高层重视的新电改,亟待在更高层面实现破局。
电网改革仍是关键
2月29日下午,中共中央政治局就新能源技术与我国的能源安全进行第十二次集体学习。习总书记在讲话中提出,“要顺势而为、乘势而上,以更大力度推动中国新能源高质量发展”。
针对电网软硬件建设,习总书记指出,要适应能源转型需要,进一步建设好新能源基础设施网络,推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设,提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。
适应能源转型需要,以特高压、配电网为核心的硬件电网基础设施建设,是重中之重。在电网硬件设施建设之外,更要“提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力”,机制体制方面的改革不可或缺。
2017年锡盟—泰州800千伏特高压直流工程成功试运行(来源:中国电力网)
例如,分布式光伏消纳难的问题,就很典型。
目前,中东部分布式光伏面临阶段性困难,几乎所有分布式光伏大省都因为配电网容量不足而出现接网困难、红区频现。事实上,分布式光伏消纳困难的背后,不仅仅是配电网建设不足的问题,还与陷入迟滞的输配分开改革息息相关。
这主要是因为,在大电网输配电尚未分开的情况下,分布式光伏上网入市交易,避免不了要触动电网统购统销、赚取电量差价的现有格局。强势的大电网当然不希望被动“奶酪”,它不配合或者选择最低限度的配合,分布式上网就很容易成为一句空话。
中能建西南电力设计院原副总工程师吴安平近日撰文指出,输配合一体制代表的旧的生产关系,已经不再适应新型电力系统代表的新质生产力的发展了。无论是增量配电改革推进的异常艰难,还是新能源微电网示范的举步维艰,抑或是分布式新能源隔墙售电的原地踏步,都与输配不分存在着千丝万缕的关联。
事实上,2015年新电改的“管住中间,放开两头”,是暗含输配分开的。“管住中间”就是要管住电网自然垄断环节,管住输配电价,然后“放开两头”,让发电和配售电相关各方去市场化交易。
新电改过往近9年的实践中,增量配电改革以及厘定输配电价,实际是“给电网定价”,让电网从电量统购统销、垄断竞争性购售电业务的传统角色中退出。
但是,由于事实上的输配分不开,新电改的改革目标一直未能达成。在能源转型加速推进下,输配不分越来越成为“堵点”,困扰到新能源的进一步发展,也困扰到能源转型目标的尽快达成。
面对这些问题,目前业界已经形成的共识是,未来新型电力系统在电网方面的改革发展方向应该是:“柔性化、数字化、平台化输电网+有源化、局域化、个性化配电网(分布式智能电网)”。
处于自然垄断环节的大电网,未来要向平台化输电网回归,专心于跨区调配电力资源;配电网则承担起竞争性的终端配电职能,在竞争中去有效发现价格。两者需要输电企业和配电企业分别对应承担主体责任,方能确保各自的高质量发展。
新能源入市待破题
随着新能源电力持续大比例接入电力系统,原有的全额保障性消纳正逐渐成为历史。
新能源的大规模消纳,最终还是要依靠电力市场,用市场化的方式来消纳。但无论是集中式,还是分布式,新能源入市都需要一整套市场机制体制来保障。
分布式入市,首先就面临一个通道的问题。
走存量配电网,分布式目前还不承担调峰等辅助服务费用的分摊,分布式光伏仅支付1分钱左右的过网费,电网企业没有积极性。同时,电网企业还不愿意接受分布式光伏反向送电,这些都困扰着分布式光伏入市。
如果是走增量配电网,也仍然面临着电网配合的问题。因为新能源具有随机性、间歇性、波动性,分布式光伏难以独立供电,绝大多数工厂企业都是连续负荷,在分布式光伏发不出电来的时候,要有其他电源接入以接力供电。
然而,增量配电网在电源接入时往往遭遇电网企业的多方掣肘,这也就是有源配电网一直“雷声大,雨点小”的真正原因。
例如,位于西部省份的某增量配电网项目,已经获得省级政府有关源网荷储一体化试点的批复,即将接入一座100万千瓦光伏电站。但电站建成后,最终电源接入方案没能得到当地电网企业的同意,而是被要求直接接大电网。
目前,解决分布式新能源入市难题的一大思路是“隔墙售电”,该模式允许分布式光伏通过电网(配电网)将电力直接销售给周边电力消费者,电网仅收取“过网费”。这样不仅能提高分布式项目收益、促进新能源项目投资,更能帮助新能源实现有效消纳。
“隔墙售电”为了突破大电网的利益纠葛,其极端模式是“源网荷储一体化”。在源网荷储一体化模式下,新能源绿色电力可以实现直供,即新能源不与大电网连接、直接接入试点新能源项目,不向大电网反送电,也省去了给大电网的过网费。
然而,当源网荷储一体化项目遇到连续负荷的工商企业,还是无法解决新能源的随机性、间歇性、波动性问题,如果接入常规电源,就还是绕不过去与大电网的利益纠葛。
此外,新能源入市还遭遇了电价难题。某西北新能源大省,新能源参与中长期市场电价仅为0.15元/千瓦时;另一某西北新能源大省新能源项目参与电力现货市场,电价竟然跑出了0.04元/千瓦时的“地板价”;更有甚者,新能源大省山东的新能源入市,现货市场负电价正在走向常态化。
这些问题的存在,都需要新电改做出更大突破,兼顾各方利益的基础上实现新能源更大规模的入市交易,以市场化方式来更高比例的消纳新能源电力。
电价改革是电改刚需
更深层次、也更难以推进的电改,是围绕价格展开的改革,这里面既包括电价,也包括碳价。
近日,全国政协原副主席、中国人民银行原行长周小川做客中电联,从价格的市场信号角度,深入探讨了电价、碳价话题。
周小川在第二届(2024年)电力市场发展论坛上
周小川首先从需求响应角谈及电价。近年来,风光新能源以及储能等接入电力系统的节奏进一步加快,但是由于新能源的间歇性问题,电力供需匹配成为难题。应对这一局面,除了供给侧的努力之外,需求侧如何适应和响应也至关重要。
电力需求响应,无论是作为电力消耗大户的工业企业,还是日常的居民消费者,都需要提高电力使用的效率,同时,作为负荷方必须积极响应电力供给能力及其特性。
这种响应主要依托价格信号,通过多种电价向需求方发挥传导和激励作用。但是,由于我们的电力系统存在交叉补贴,工商用户补贴居民电价、农业电价(之所以实行居民部门低电价、农业部门低电价,政府的出发点是为了保民生,认为居民尤其是低收入阶层难以承受高电价),电价信号的传导是失真的。
然而,从国际经验来看,针对部分群体的价格补贴的做法大多不太成功。例如,有的国家补贴后汽油比水还要便宜。
这些价格管控、价格补贴,因为价格失实而产生严重扭曲,最终都变得不堪重负、不可持续而被迫改掉,而且改掉后也未必会出现反对者之前宣称的重大民生灾难。有一些比电价更重要更敏感的民生价格,如粮价、菜价、猪肉价,在放开后并未造成民生困境,反而是供需两旺。
电价也是同样道理,针对某些群体的电价交叉补贴,除了会不堪重负、不可持续之外,双轨制电价还带来效率低下和资源浪费,使得需求响应无法真正开展起来。
或许是有鉴于此,日前,党中央、国务院以及相关部门出台了电力改革政策指引,对于价格传导、市场化定价采取了更为积极的态度,包括居民用电推行阶梯电价等措施。
这是一个具有信号意义的电价改革方向,同样的原则或许也适用于工商企业用户。
降电价、保民生是要保,但也要看到能源转型是要付出相应代价的,未来新能源为主体的新型电力系统,电价走高也许是一个无法阻挡的趋势。风光发电虽然有很低的边际成本,但是系统成本会逐步走高,如果各方对反应市场供需的电价没有包容性,那对推进能源转型、加快清洁发展是极为不利的。
除了电价改革,还有一个碳价问题。在周小川看来,中国目前的电价应当也必须把碳排放因素考虑进去,应使煤电电价和风光电价之间形成一个合理的相对价格关系,即煤电因为要支付碳价,其价格要贵一些,风光电价则相对便宜一些。这样能够促进绿电消纳与消费,为源网荷储都提供正确的激励和引导。
尽早引入碳价,不仅有助于绿电转型,还影响着中国的碳排放。目前,国家已明确,要创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放“双控”(总量和强度)的转变。但是,减碳不能仅仅依靠企业、个人的自发行动,更有效的还是要靠价格杠杆来起作用。
更加真实反应市场需求的电价、合理包含了碳价因素的电价,期待成为新电改中成功突破的重要方向。行业内外期待的更大力度的改革,有望在7月份即将登场的重要会议中见个分晓。
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