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4、制度方面 制度方面”讨论省为单元的电力市场化改革和“计划+市场”双轨运行的“中国特色”电力市场，指出两者都不是有利于可再生能源消纳的制度设置，需要用更大的决心和更持久的努力去改变。 4.1以省为单元的电力市场化改革不利于可再生能源的消纳 中国电力交易的省间壁垒已是老生常谈。从东北、华东区域电力市场试点的叫停，到京津冀区域电力市场的流产，再到跨省区送受电计划落实难、送受端博弈的逐年加剧，省间电力交易的壁垒比比皆是，已是不争的事实。国网体系内区域电网公司的分部化削弱了同区域内省间电力互济共享的能力（近两年情况有所转变），强化了以省为实体的管电模式。新一轮电力体制改革以省为主体落地实施，“有序放开发用电计划”做实了省（区、市）政府的管电职能，也变相为省间壁垒提供了制度依据。 以省为单元的电力市场化改革不利于可再生能源的消纳。中国的可再生能源资源与电力需求整体呈逆向分布。虽然最优市场规模、输电距离、输电电压等仍需研究探讨，但是可再生能源资源的配置需要跨越省的行政边界已不容置疑。国外如北欧、美国的成熟电力市场亦有调度区合并、州间或国家间电力市场融合的举措，通过优势互补实现了更大范围的能源安全、经济调度和环境友好。 国内也正针对打破省间壁垒采取措施，成效初显。随着省内发用电计划的放开，省间的送受电计划也逐渐松绑，国家层面连续出台政策鼓励跨省跨区送受电计划的灵活执行，使其逐步过渡到优先发电计划和有序直接交易相结合的模式。同时，依托两个国家级电力交易中心，在省间计划电量的基础上发展出了直接交易、外送交易、合同交易等交易品种和双边协商、集中竞价、挂牌等交易组织方式，跨省区送受电计划与市场双轨并行的时代正式开始。据国家电网公司统计，2017年完成新能源省间交易492亿千瓦时，同比增长36%。“三北”地区通过加强省间交易，增加新能源消纳电量61.9亿千瓦时。国家电网公司亦利用平台优势创新交易机制，探索开展跨区域富余新能源现货交易试点，有效促进新能源的跨区消纳。2017年组织新能源跨区现货交易电量57.7亿千瓦时，其中，甘肃、新疆通过跨区现货交易分别多消纳新能源电量32.7亿、13.8亿千瓦时。 然而，透过表象看本质，新能源的跨区跨省交易实为本应完整的电力市场中人为分割出的分市场。无论是上面的中长期还是现货交易，对以省为实体的管电体制和以发用电计划为前提的调度机制都没有明显突破。这两种交易模式下，送端发电企业大多只报量不报价，而若欲实现与受端电力用户的直接交易或同一集团内发电企业的发电权交易，则至少需要通过政府间的协商安排和电网输电通道的安全校核两关，此间发电企业的话语权、市场信息的透明度仍有待加强。现状下，发电企业参与跨省跨区交易，难免有一种“被安排”的感觉。 基本人性并不可怕，好的制度就是利益互动而来[7]。对于地方的利益诉求，无论是出于税收还是保护地方企业的考虑，都应该理性看待、科学引导，单纯地进行道德谴责解决不了问题。供需形势等多种条件因素下，部分受端省份的火电相比外来的可再生能源电力可能更具价格优势。受端省份对“外来电”的质量也存在担忧。甘肃风电需要配套调峰电源才能外送，四川小水电出力的不稳定则是“雅中直流”落点迟迟不能确定的因素之一[8]。 针对以上情况，科学的应对措施包括完善价格机制、设定跨区跨省送电质量标准、建立使用可再生能源电力的法律义务（配额制）等。而凭空要求具备可再生能源电力消纳市场空间的省（区、市）“积极接纳区外输入可再生能源电力，主动压减本地区燃煤发电，为扩大可再生能源利用腾出市场空间” [9]则难免沦为政治口号，同时有违“发挥市场在资源配置中的决定性作用”这一基本原则。 4.2“计划+市场”长期双轨运行不利于可再生能源的消纳 从市场的角度，“计划+市场”双轨制下本应统一的市场被人为分割，中长期和现货市场均未设置适合可再生能源的量价机制，辅助服务市场亦未形成长效机制，促进消纳作用有限。双轨制于电力市场本身的弊端在“市场方面”一章已论述，在此不再赘述。 从行业管理的角度，“计划+市场”双轨制是电力体制改革过程中的过渡期设置，是维稳的手段而非改革的目的。错把手段当目的，以计划性的行业管控为刚性约束则是本末倒置，不仅会巩固以省为实体的管电体制，还会加深政府职能的缺位和错位。改革应始终坚持加强市场配置资源能力的方向，政府应不断放开对发用电的直接管控，转而加强电力市场的设计、行业政策的制定和对市场的事中、事后监管。 从行业规划的角度，“计划+市场”双轨制有碍政府规划职能的转型和完善。源、网、荷等各类规划间的不协调是造成可再生能源消纳困难的主要原因之一，而行业内存在冗余却不能有效优胜劣汰的根本原因是政府包办。规划失误，计划兜底，大家买单——计划电的存在弱化了市场竞争对政府和市场主体的反馈。错位的规划培育出无效的市场、无能的行业主体，也让政府背上无限的负担。相反，科学合理的政府规划应专注市场不能解决的“公共领域”[10]，包括市场活动的外部性、技术的不确定性、信息的不对称或经济全球化的系统性风险等。 从系统运行的角度，“计划+市场”双轨制下电力调度机构既承担空前的技术压力，也拥有更广泛的、定位更模糊的公权力，在组织机构不独立、信息披露不充分、政府监管不到位的情况下，存在公权力滥用的风险。调度要同时执行计划电和市场电，既要安排又要落实发用电曲线，在输电通道能力预测、安全校核、交易出清、偏差考核、辅助服务补偿费用分摊等环节具有超过一切其他行业主体的技术和信息优势，实质上形成了对行业重要公共资源的垄断。鉴于调度机构的公共职能定位，这里的垄断是合理的，垄断也并不一定滥用，关键在于使调度机构的利益与行业公共利益相一致的组织架构和对调度行使职权过程的有效监管。然而现状下，调度机构属于电网企业的职能部门，“人财物”受电网企业管理，其能否保持中立有待考证。同时，成熟的电力市场要求调度与交易高度协同，现状下交易单独分离，仅实现“相对独立”，实际上难免被掣肘，受制于调度机构甚至电网企业的诉求。尽快摆脱计划电，有助于促进调度职能的聚焦和细化并接受专业化的监管，有助于实现调度机构的独立和交易的公平公正，也有助于信息披露和行业发展的健康透明。 编辑：蓝枫 |
