伸出一隻腳，人很容易失去暫時的平衡，要麼縮回來，要麼邁出另外一條腿。當觸及電力體制改革深層次的矛盾不斷被揭示和暴露，這一步邁得尤為艱難。
五年的時間並不長，但值得記錄的遠比被遺忘的多。在這場以放開售電側倒逼發、輸、配、用的改革中，充當了市場化降價主力的發電側，同時也承受著規模擴張後的系統性風險;輸電端“立”了成本監審的“初本”，卻仍未徹底“破”掉“統購統銷”的“舊賬本”;配網中的售電主體成為電力市場中最活躍的份子，而增量配電卻險些由“棋子”成為“棄子”;當新的商業模式不斷試水與跳水，行業內期待萌生的新技術、新業態仍然“霧裡看花”。
即便矛盾複雜，化解不易，但電網管理體制的轉變，行業與企業發展方式的重置，以及電價水平和形成機制的調整，都讓用戶首次找到了“當甲方的感覺”。
五年的時間並不短，但需要改變的不比被認同的少。儘管電力行業與宏觀經濟緊密相連，電力市場建設也沒有統一的標準理論和普適模式，但在這場以複雜技術條件為約束的經濟體制改革中，決策者制定的遊戲規則，以及市場主體的經濟行為始終決定著改革的成本與紅利。當規則、框架，這類“容易做的”技術性問題都解決了，該以何種運行邏輯和行業思維調和行政之手、市場之手，以及社會各個層面的手，將成為電力體制改革物理架構之上，決定“怎麼改”甚至是“該不該改”的核心條件。
對於所有改革的參與者來說，無論是出於浪漫的假設，還是先驗的思辨，對於已有的和該有的，不平衡的和被平衡的，該管的與該放的，始終存在不同的判斷標準和激烈爭辯，所幸的是，圍繞各方利益的博弈與交鋒所做的積極探索和實踐，都讓新電改的前路逐漸清晰起來。對於在意這個時代的人來說，那些曾經激烈的、膠著的、迂迴的，甚至是虛幻的，都將伴隨著2020年版《中央定價目錄》中透露出“讓市場迴歸市場”的決心，留下自己的印記，見證後工業時代中我國新一輪電力體制改革的前行。
“降電價”下市場效率與電價體系的邏輯
對於長期身處於傳統且封閉環境的電力行業而言，“市場”因神秘而充滿魅力。正是由於這樣的未知，在“轉軌”過程中不斷上演著“試錯”與“糾錯”。好在，問題從未被忽視，矛盾也從未被擱置。
長協風雲
作為對接電力市場建設的最佳窗口，電力直接交易被認定為電力市場化建設的最佳突破手段，全國不少地區在2004年首次開市的“直購電”基礎上，進一步擴大交易電量、頻次，以及市場主體範圍，直接交易機制也屢屢在市場主體參與的公平性上取得突破。
“隨著煤炭黃金十年的結束，發電企業的利潤從2012年開始實現逆襲，同時發電行業通過產業結構調整和轉型，逐漸從上一輪電改規模擴張的發展模式中走出來。新電改來了，當時大家都認為這一輪改革應該是針對中間環節的改革，特別是其中還有一句對於電價‘價格合理’的‘承諾’，但是到最後，哪個發電企業也沒有想到過後續廝殺會如此激烈。”發電企業人士說。
正是這一場“無準備”的戰爭，讓山西省所有發電企業幾乎都被捲入了國內電價壟斷第一案。
根據公開資料顯示，2016年初，山西省電力行協組織部分火電企業在太原市西山酒店召開了火電企業大用戶直供座談會。會上，9家電力集團，15家獨立發電廠簽字通過了《山西省火電企業防止惡意競爭保障行業健康可持續發展公約》，其中“根據市場情況，各大發電集團及發電企業，按照成本加微利的原則，測算大用戶直供最低交易報價，省電力行協加權平均後公佈執行”的條款，直接明確了2016年山西省第二批直供電價“較上網標杆電價降幅不高於0.02元/千瓦時”。
經後續執法機關的調查後認定，多項證據顯示涉案單位按約定價格實施了壟斷協議，交易電量約250億千瓦時，約佔第二批交易量逾85%，交易額近80億元。正因如此，所有涉事單位被開出共計約1.3億元罰單。
在行政處罰文件下發後，山西省電力行協和19家單位對行政處罰存在明顯異議，認為山西省正處於經濟下行期，產能過剩嚴重，山西火電企業面臨巨大的經營壓力，電力市場各類主體在改革探索階段面臨複雜性和艱鉅性，應該“允許試錯”。
初聽下來，申辯方的理由似乎“情有可原”，但是，如果將相關事件覆盤到整個2016年山西省電力直接交易，則又會得出不同的結論。
事實上，在山西省經信委制定的《2016山西電力用戶與發電企業直接交易工作方案》中，將2016年電力直接交易切分成兩個部分進行，一部分是第一批電解鋁企業的專場交易，另一部分是其他被允許進場的第二批直接交易用戶的年度交易。在被人為切割的兩個市場中，電解鋁企業直接交易平均價格只有0.133元/千瓦時，與第二批直接交易價格相差甚遠，這也直接引發了參與第二批交易用戶的不滿，才有了後續壟斷交易的“暴雷”。
在市場化改革初期，地方政府部門出於對省內經濟保護的心理，以及對於市場概念理解的偏差，在並不完備的遊戲規則中，最容易上手的直接交易也更容易被其他手控制，最終淪為政府降電價的工具。後續在市場氛圍更為濃厚的珠三角地區打響的“長協大戰”，多多少少真正有了些市場競爭的火藥味。
售電公司——這一電力市場化改革萌發的新生主體，如鯰魚一般攪動著廣東電力市場的一汪春水。
在股市樓市中，“買漲不買跌”是約定俗成的道理，但是在電力市場中，卻呈現“買跌不買漲”的態勢。2016年廣東售電市場啟動之初，發電企業月度競價讓利較標杆電價降低超多0.1元/千瓦時;當長協讓利不斷拉低發電企業降價4分的心理預期時，省內發電企業只能眼睜睜的看著售電公司賺得盤滿缽滿，同時還要填補用戶越來越大的胃口。
“用戶不關心降價的科學性，只想知道讓利的底線在哪裡，電力交易正從少數人的紅利逐漸轉變為普惠性福利，這其中的轉化必然給電力市場本身帶來諸多連鎖反應。”業內人士說。
2017年末，隨著煤價的一路飆升，同時市場化率不斷走高的趨勢愈發明顯，高成本的發電機組逐漸感受到了“保本”的壓力，發電企業逐漸從市場的血拼中摸清了獨立售電公司的套路，而後，“與其讓中間商賺走差價，不如以低價搶佔客戶資源”，成為發電企業與獨立售電公司“抗衡”的策略。
據媒體報道，“截至2017年11月初，某央企發電集團所屬售電公司用度電讓利8分以上的價格，最高甚至到到9分，大規模拓展用戶，但是對於獨立第三方售電公司，最多隻給出了7.5分的差價，到了本週，因大部分電量已通過自有售電渠道解決，價差調回6.8分。”
無論是基於2016年長協降價鋪墊下形成對2017年價格的樂觀判斷，還是通過無限制降價佔領市場的經營策略已經開始遭到業內一致排斥，在維持兩週有餘的“批零倒掛”期間，基本沒有獨立售電公司成功用手上8分以上的電量合同從電廠買到過電量。
有利益的地方就有廝殺，市場並沒有責任讓所有主體都活下來。對於獨立售電公司而言，要麼大量違約，要麼承擔損失。
“單純以價格戰形成的市場混戰，其結果往往是滅敵一千，自損八百，不利於產業鏈的可持續發展。發售雙方能否在交易中保持理性分析，根據自身實際情況和用戶需求給出差異化策略，才能穩住長遠發展。”大浪淘沙後，獨立售電公司深諳“剩者為王”的遊戲規則。
此後，對於省內市場的混亂局面，電力主管部門通過調整市場供需比，強勢控制住了非理性價格廝殺，後續的長協市場也逐步趨於明朗。在2019年年度長協簽約開始的第二天，廣東一發電企業以“邀請徵詢”的方式向售電公司和電力用戶開始了2019年度雙邊協商電量的洽談工作，發電廠讓利幅度死守在“盈虧邊界”4分半。同時，在2018年12月月度集中競價交易中，統一出清價格比標杆電價僅下降0.026元/千瓦時，創下歷史新低。
從2016年3月，廣東首批13家售電公司正式入場，到2017年偏差考核下售電公司“幾家歡喜幾家愁”，再到2019年售電側行業集中度和分化日趨明顯，被賦予眾望的售電公司，基本圓滿地完成了售電側“多途徑培育市場主體，放開准入用戶購電選擇權”的初期改革重任。隨著“賺差價”這類毫無技術含量的售電公司陸續退出，被譽為“真正具有提升市場效率”的技術型售電公司，已經開始期待在現貨市場中大展拳腳。
但不曾想，對於完備市場規則和配套價格體系的預設場景，卻在廣東首次現貨試結算中，被著實潑了一盆冷水。
電價困惑
2019年9月，廣東某售電公司員工在交易中心門口拉起了醒目的橫幅——“強烈抵制與中長期交易衝突的假現貨，強迫高買低賣”。事實上，利益受損的不僅只有這一家售電公司，包括髮電、電網在內的大量市場主體均對正在進行的現貨按周試結算表示不滿，迫於壓力，廣州能源局於當天叫停了相關工作。
事件的起因，源於現貨試結算中“順價”價格與現行的目錄電價度電倒掛的2分錢。表面上看，這是一場中長期交易與現貨市場接軌中的技術“翻車”——在“順價”模式中，若想讓長協電量轉換後對價格起到穩定作用，則需要每一個日前結算時段的合約電量與日前中標電量之比都接近90%。但是在2018年底簽訂的19年度中長期合同仍按照價差模式執行，並未與用戶約定交易結算曲線。
在實際操作中，現貨市場的出清價格曲線並不與現行調度機制中的統調曲線吻合，簡化後的市場規則設計使不同用戶間用能習慣的實際差異，造成了售電公司需要通過“高價”購買現貨彌補差額，在現貨結算與長協電量中的“高買低賣”，實質上造成了在“用戶獲利不變、發電獲利不變”的前提下售電公司的“硬虧損”。
在廣東省後續發佈的相關文件中，以繼續沿用價差傳導方式，由電網企業“兜底”了售電公司“倒掛”的價差，廣東省也成為8個現貨交易試點中唯一不採用輸配電價進行結算的省份。
彼時現貨市場建設的“火車頭”，卻在此時淪為理論付諸於實踐的“風暴眼”，其背後的矛盾遠不是建立了合同關係，或者是“打破統購統銷”就可以輕鬆化解的。
“現在我們觸及到了改革的深層次問題，現貨市場結算價格與降價後的目錄電價倒掛，這不僅是兩套電價體系究竟要用一套的問題，甚至還涉及到要不要改革的問題。”國家能源局南方監管局盧勇在公開場合表示。
據瞭解，在環境約束下，目前廣東省內燃氣機組裝機容量超過3000萬千瓦，佔省內電源裝機比重近25%，其中近半機組承擔省內基荷電源的角色。在放開發用電計劃和電力市場逐步拓維的背景下，為了使這批電改前投產的高成本機組參與市場，且不推高市場出清價格，廣東省採取了度電0.2元的燃料補貼方式對參與市場的燃氣機組進行補貼，而這部分補貼由省級電網公司代理，通過購銷差價在市場用戶中按照用電量分攤。
“我們測算過，在2019年5、6月份進行的6天市場模擬運行中，以價差傳導方式電網公司承擔的燃氣機組補貼為1.19億元，如果按照這個比例還原到365天，年補貼資金接近80億元。這其中還不包括廣東要上的千萬千瓦海上風電，以及2020年投產的垃圾發電。如果使用了輸配電價，這80億補貼就要丟給市場來消化，而目前用戶用電的價格不允許漲價，高成本機組無法通過電價疏導，這樣的市場是沒有出路的。”盧勇說。
從上一輪“電力改革降價為先”，到此輪“以市場還原電力商品屬性”的邏輯框架，承載著“有序推進電價改革，理順電價形成機制”使命的電力市場化改革成為本輪電改的第一要務。而以核定輸配電價轉變電網企業的經營模式，以及在此基礎上確立的“市場化交易電價+輸配電價+政府性基金”的結算方式卻沒有跑贏行政降價“有形之手”，根源並不僅限於依附在原電價體系的各類補貼。
從此前多輪行政降價措施，到今年疫情後對非高耗能企業電費的階段性減免，再到此次電網“硬扛”不難看出，電網企業很大程度地承擔了地方經濟調控的角色。交叉補貼、社會責任，這些非商業化的社會目標，使得現行的電網收益模式下，以“統購統銷”結算的綜合電費更像是為非盈利性指標“兜底”的保險費，或是為了在未來發揮調控價格水平的“蓄水池”。
而一旦執行了輸配電價，那些難以得到輸配電價格成本監審承認的成本無法回收，使得電網企業沒有能力支付額外費用解決地方政府的困難;那些並未被公佈的輸配電價成本監審細節，也在不斷地製造著新舊兩種電價體系“轉軌”過程中的正面衝突。而要麼缺電，要麼徹底打破現有電價平衡格局的兩難境地，則充分暴露出了輸配電價難以落地執行的現實尷尬。
業內有這樣一句笑談“國外的教練帶不好中國足球隊，國外的市場模式也很難接中國的地氣”。這其中很大一部分原因，是由於在不同的發展階段、投資體制、省情國情中，我國電價被賦予的八大功能，使得電力體制改革已經超脫了經濟、電力的單一範疇。
但是，在市場化改革近半途的當下，市場效率與電價體系仍未形成正相關的“激勵相容”，這其中或多或少還摻雜著國有企業職能轉變、市場設計以及電源規劃統籌對交易形成價格、輸配電價以及參與主體的約束。
電力市場化改革牽動著社會各個層面神經，也在不同歷史時期肩負著不同的歷史使命。儘管強勢的行政干預著實給市場建設製造了現實阻礙，但在現階段的改革預期與降低企業用能成本的目標並不相違背，執行輸配電價也是電網企業轉變經營模式和實現市場效率的一體兩面。
雖然我們不能以10年後的理想模式來評判改革現狀，但是在現階段又是否能以“電價降了多少”作為唯一的評判標準聊以自慰?在被社會制度條件相允許，適應經濟發展需要的電力市場化改革道路上，若不想讓“理順電價體系，以市場配置資源”成為一紙空談，我國的市場建設還有很長的路要走。
“省為實體”下各方利益與全局利益的對立統一
在世界上最大的人造系統內進行大刀闊斧的改革，必然要觸動到各方利益;在統一規則下進行的利益再分配，有人意圖固化，也有人不斷抗爭。這一切，都在“外來電”與“省為實體”的制度安排中表現得淋漓盡致。
“西電東送”之爭
發端於30年前、規模化於20年前的“西電東送”格局，不僅填補了21世紀初期由於東部地區裝機不足產生的電力缺口，同時，通過對電廠和輸電線路的投資，東西部地區經濟的巨大差異，也隨著超脫經濟層面含義“全國一盤棋”的潛在性目標導向發生著微妙的變化。但地方之間的利益壁壘，卻始終未能通過不斷擴大的電量規模而被“磨薄”。
2015年國家能源局發文《能源“十三五”規劃要實現九個統籌》中曾這樣記錄，“有的省因為能源資源便宜，留作自己用，不輸出。有的省今年不缺就不要其他省的資源，明年缺了就趕緊要。這都不符合規律，必須要放在全國一盤棋的高度來考慮，也就是說中央和地方之間的統籌，地方規劃和中央規劃之間的統籌。”
正是基於這樣的問題導向，在本輪電改中，針對以往跨省跨區電力互濟計劃色彩濃厚的弊病，各級部門不斷嘗試通過市場機制化解和調和各方利益博弈，交易中心和相關主管部門就協議框架外增送電量設計了集中競價、掛牌交易、發電權轉讓等多個交易品種，同時引入多邊市場主體參與，試圖實現資源更大範圍優化配置的市場建設初衷。
但是，相關的市場機制建設並沒有如願調和矛盾，最先被送受雙方認可的“發電權交易”，也在後續成為了利益糾葛的放大器——就在2019年上半年，由於雲南來水的不確定性導致的“計劃外超送電量”，將雲、黔、桂、粵四省區一併捲入爭議的漩渦。
據中電聯調研顯示，1-5月，為全力消納雲南富餘水電，廣東省內機組發電空間再度受到擠壓，煤機利用小時同比減少548小時，省內發電集團“反應強烈”，要求包括替發電量在內所有增送部分全部按市場價格消納;與此同時，雲南送廣西電量較協議增加7.8億千瓦時，調減黔電送粵計劃電量6.7億千瓦時;而廣西工信廳發函要求“雲電送貴”按照協議計劃安排執行，貴州省能源局則表示“今年存煤蓄水情況較好，要求按照協議補送西電東送電量。”雲、黔、桂、粵就送電規模、價格機制、汛期水火置換交易機制的巨大分歧一度陷入僵局。
“這裡面多多少少還有著當年計劃經濟的影子。”業內人士評價道，“實際上市場該有多大，是由他自己決定的，如果人為劃定市場範圍，即便放再多的電廠和用戶上來，只會激化矛盾。地方間的博弈實際上就是單純的利益分攤，在現實中，誰掌握了輸電通道，誰就有了話語權。那麼由此並不難推斷出，這個壁壘很可能並不完全在送受兩端。”
對於跨省區消納可再生能源，有利於調整我國資源逆向分佈，以及通過市場帶來的“紅利”無需過多贅述，為了實現“資源更大範圍優化配置”初衷而進行的市場設計，卻在送受兩端的各執一詞中略顯蒼白，顯然，在利益價值多元化的當下，我們已經不能再簡單地用“省間壁壘”來框定市場中各主體的經濟活動軌跡。
依照上述人士的邏輯，如果將爭議簡單分割為送受雙方的利益之爭來看，近幾年已實現的跨省區電量交易中，多是通過送電方被迫降價，受電方出讓發電小時數實現的用戶“紅利”，其中輸送端的利益並沒有絲毫鬆動;從雲粵兩省矛盾爭議最為集中的“計劃外超送電量”不難推導出，由於單一制輸配電價對送受雙方激勵不足，一定程度抑制了增送電量進一步發揮邊際成本低的優勢。也正因如此，兩部制輸配電價、浮動輸電價格、按照生命週期小時數定價的跨省跨區輸電價格定價辦法，曾一度成為業內就促進區域市場建設的普遍呼聲。
如果將輸電通道的使用權放大到全國跨省區市場交易來看，目前我國跨省區電力市場大部分採取“網對網”的交易形式，交易電量、電價均採用提前約定的方式確定。最能體現市場化交易屬性、能夠清晰地將發電側降價空間傳導至用戶的“點對點”交易，往往由於交易時序的滯後而難以獲得通道資源。
事實上，清潔、廉價的可再生能源一直被認定為“省間壁壘”的突破口。早在2017年2月，國家能源局就曾印發《關於開展跨區域省間可再生能源增量現貨交易試點工作的覆函》，優先開展西北、四川等水電、新能源跨省區現貨交易，但在政策發佈後半年有餘的時間中，跨省可再生能源現貨市場卻並沒有預想中那般火爆，除受端地區電網企業外，僅有極少數大用戶和售電公司參與。
“在跨省區交易過程中，輸電通道的使用權並沒有引入市場化競爭機制，往往是以調度中心通過安全校核程序進行分配，‘先到先得’;對於調度來說，也並沒有相關政策要求對所有市場主體公開輸電通道的分配和佔用情況，這也導致發售雙方往往處於被動。與此同時，由售電公司發起的跨區電量交易，往往容易引起交易中心的‘不滿’，實質上的成功案例鳳毛麟角。”上述業內人士告訴記者。
誠如一位多年從事國際電力市場工作的人士評價，“沒有一個區域市場是一蹴而就的，從強制性的引導開始，越來越多的人享受到更大範圍資源配置的好處時，就會變得積極起來。”
在供需形勢不斷髮生變化的當下，對於帶給發電、電網企業，以及售電公司和用戶不同感受的跨省區交易遊戲規則而言，又是否存在著更多變數?
“兩級運作”之惑
如果說，肇始於中央與地方政府間對於改革目的和手段在理解上的偏差，使得省內市場與區域市場被報以差異懸殊的建設熱情;那麼，在2018年末一次現貨市場協調會中，電力企業與地方政府間的對弈，則催生了一場激烈程度不亞於任何商業辯論賽的“口水戰”。
而這一切，都要從一份“全國統一電力市場設計”說起。
按照該方案的描述：“結合國情、省情、網情，在‘統一市場，兩級運作’的體系下，逐步建立並完善合約市場與現貨市場相輔相成的電力平衡省級市場體系……”其中，“保持全國現貨市場一體化有序運作”，被視作“優先保障電力供需平衡和電網安全運行的首要條件”而反覆提及。
在電網人士看來，由於日趨嚴苛的環境約束，相關省份迫切需要加大采購外來電的力度，以保障省內發用電量平衡。在“統一市場，兩級運作”的框架下，全國統一電力現貨市場更加有利於充分挖掘省間通道的輸電能力，保障清潔能源更大範圍優化配置。省級電網定位於電力平衡型市場，應以省間交易結果作為邊界條件，保障國家能源戰略的有效落地。
正是由於“邊界條件”的設置，引發了主導省級現貨市場建設者的強烈不滿，並訴以“真計劃、假市場”的激烈言辭予以反駁：“外來電佔比接近省內總量近半，如果這部分外來電不參與市場，也就意味著省內近半電量與市場無關，而省內現貨市場的價格將很大程度地受控於市場外部影響，那麼市場競爭的意義將要大打折扣，競價結果未必是所有市場主體都能夠接受的。”
顯然，對於涉及到國家能源戰略、地方經濟發展、企業效益和用戶享有紅利的複雜電力市場，一個規則，很難滿足所有人的利益訴求，無論是省級電力市場，還是全國統一電力市場，由持不同立場的利益相關方作設計，始終存在著“主導”與“被主導”的較量。
作為矛盾的調解方，相關省份能監辦的負責人則表示，“這些都不是關鍵性、障礙性的問題。現在9號文已經有了頂層設計，省級市場是改革的底層推動者，那麼在中間出現了漏洞和短板，需要比省級市場更高層次，但又區別於統一市場的市場來解決。”
會後不禁有人感慨：“市場專業設計是宏大的系統工程，但是形成共識，是比規則設計更難的事。”
儘管最終，這場爭辯以多數人的利益作為最大公約數暫時擱置，推進方式也由“臺前”轉向“幕後”，但是作為局外人的“看客”們，似乎得出了沒有共識的共識——“如果將外來電作為省內市場的邊界條件，那麼獲益方是確定且唯一的。在掌握了調度、輸配電、抽蓄發電、售電等多種資源的前提下，很難保證優化目標的單純性。”
利益割據，使得這一場由“外來電”引發的“兩級市場”之爭，看起來更像是一場關乎於“口糧與餘糧”的較量;“省間壁壘”與“真計劃、假市場”互質，則更像是一場改變調度方式、肅清交易機構職能的拷問。
長久以來，在保障電網安全穩定運行的首要前提之下，以國家級調度中心為首的5級調度體系，以“確切計劃”堅守系統平衡的首要職責。然而，巨大的安全責任，也難免連帶極大的自由裁量權。在現實中，“負責各區域電力電量交易”的職能，往往成為各省調度平衡的邊界。
在國家能源局2015年《華中華東區域節能減排發電調度專項監管報告》中指出，電網公司以年度計劃形式下達跨省跨區電能交易任務，且剛性執行，不隨供需形勢變化，造成受電地區火電機組深度調峰或水電棄水。
在本輪改革中，受端省份的市場詳細設計方案曾提出，在不改變調度職能，不影響國家能源戰略的前提下，“增設日前市場，由交易機構負責日前市場組織運營，調度機構負責預調度和實時市場，由獨立結算公司負責現貨市場結算”的設想，讓所有為“外來電”和不同市場銜接而憂心的人為之眼前一亮。
“隨著現貨市場的推進，對調度運行方式，以及發、用電和輸電資源信息披露提出了更高的要求，需要建立與市場規則相適應的調度權和信息披露機制，並保持交易中心在業務上的獨立，這樣基本上就可以解套現階段市場建設面臨的幾乎所有問題。”業內人士說。
十五年前，為了打破“省間壁壘”發起的上一輪電改始終未能突破“央地矛盾”的大鉗，十餘年後，躑躅的區域市場也在不斷訓練著我們對於改革進程可能出現反覆的耐心與韌性。但無論持何種立場都應看到，地方政府的訴求正在“由下而上”地不斷改寫著電力行業長期固化的利益格局。
在上一輪改革中，曾有業內專家總結道：在我國電力市場建設中，決心和判斷力遠比技術重要。”無論是回望過去，還是打量未來，那些喜人的變化，可能都蟄伏在從業者跳脫傳統思維慣性的前夜。
“綠色總基調”下市場環境的內涵與外延
“大象轉身”，“大船掉頭”，似乎已經成為從上一輪電力體制改革延續至今的改革基調。在本輪以消費革命倒逼供給側結構性改革和市場化改革的變革風暴中，沒有誰比發電側更懂市場的意義，也沒有誰比售電側更理解市場化改革的緊迫。
作為電力市場化改革的“排頭兵”，提前涉足“深水區”的煤電，近幾年的日子並不好過。面對持續高位運行的煤價、不斷走高的市場化率，和真金白銀的市場讓利，煤電企業大面積虧損，以及頻頻在媒體曝出的燃煤電廠“倒閉潮”，成為了比羅列數字更直觀的現實反映。
一時間，“救救煤電”的論調，與“‘十四五’期間完全不需要新增煤電裝機”的言論，在“保煤派”與“去煤化”的對壘中甚囂塵上。新能源，則難以避免地被推到了“苦主”的對立方。
在2019年8個現貨試點結算過程中，以“技術中性”廣受褒獎的風電大省甘肅為代表，均出現了日均價格屢創新低的情況，這也使得寄希望於通過中長期協約避險的煤電企業，完全暴露在無法回收固定成本的現貨市場中。“再倒下幾個電廠也不足為奇”的預判，使“儘快建立容量市場機制，通過市場手段化解新能源與傳統能源之爭”的行業訴求，如接力賽般在各個角落奔走相告。
儘管多位業內專家一致認為，容量激勵機制可以有效彌補系統所需容量因成本高、收益不確定等因素導致的市場競爭不足，且目前全國已有包括廣東、山東、內蒙古在內的11個省區市正式將容量補償機制排上了市場建設的日程表;然而，以長期備用容量定價的激勵機制，又是否能“救”得了眼下煤電岌岌可危的“場”?
從彼時電力體制改革啟動之初，到此時8個現貨試點完成首輪試結算，佔比容量近半的煤電以現貨或中長期協約的形式，通過不同程度的讓利進入了“更短更快”的市場。隨著燃煤標杆電價的取消，以及發用電計劃的全面放開，在產能過剩且市場存在明顯短板的情況下，剩餘未被市場釋放的近半煤電容量，同樣需要面對多發電與多虧損的邏輯悖論。
對於近年來迅速積累的新能源裝機，平價或全面競價上網只是或快或慢的時間問題，但是在電力市場中，天生不具穩定性的新能源需要在出力大發時段以極低的價格在市場中實現“排他”，但是當新能源出力不足時，儘管系統容量電費上漲，但其並不具備獲取相應高收益的能力，而新能源回收投資成本的機會又是否可以完全仰仗於配額制和綠證交易的實施?
長期以來的供需失衡，以及系統靈活性缺失，不斷地挑戰著電力的平衡系統和價值邏輯。眼下，嚴格區分容量電價和電量電價，已成為減少不同類型電源機組爭奪發電量的可選項之一。但放眼全局，如何量化統籌各類型機組間的容量關係，使之形成與我國現階段電價可承受能力的協調統一，顯然已經成為比擴大新能源規模更為迫切的命題。
國網能源研究院近期發佈的報告顯示，“片面的追求新能源的高滲透率會極大提高系統的備用率，需要全社會付出巨大的成本，影響整個系統的經濟性，也而不利於我國的能源轉型。”在電網人士看來，我國長期以往的電源發展模式缺乏新能源與靈活性調節資源的協同規劃，不能從根本上有效解決新能源消納的矛盾。在一個確定的系統中，使電力供應成本最低的利用率，是從能源供應系統全局出發的最佳經濟“合理值”。
在近期歐盟法院暫停英國容量市場的理由中，似乎給出了“更大尺度”的思路，關於系統靈活性的討論，也從發電側延伸至用戶側——“在實現高效益能源轉型的階段，激勵需求響應參與電能量市場，是建設高效、清潔電力市場的關鍵步驟。以價格激勵和約束，鼓勵用戶成為柔性負荷非常重要。”
一旦跳脫出行業利益的視角便不難發現，在市場化環境中，提供真實的價格信號，是關乎有效投資，關乎系統平衡，關乎新技術、新商業模式萌發，甚至是關乎能源轉型的重要條件。
與上一輪截然不同的改革思路，使作為終端的配售電和用戶側成為改革的主攻方向之一。幾乎同一時間，隨著以“萬物互聯”為標誌的後工業時代來臨，儲能、分佈式，“售電+”等一系列智慧能源技術和發展理念，為能源轉型提供了更多可實現途徑，微網、需求側響應等這一類長期在業內“叫好不叫座”的系統資源，也被重新拉回價值評估的舞臺。
就在近幾年，承載著諸多商業場景和願景的工業園區，不斷吸引著大量的社會資本前赴後繼，同時，也在不斷地上演著新技術、新模式的“試水”與“跳水”——微網與儲能，就是再好不過的例證。
“以售電公司打包用戶形成集成負荷，或者通過電力電子技術將分佈式光伏與儲能形成可中斷負荷，既可以通過市場與大電網形成友好交互動，也可以帶動分佈式能源的高效利用和新技術的發展。但是，一方面，現在用戶側儲能過渡依賴於峰谷差套利，收入來源十分單一，同時前兩年降低一般工商業電價，使全國很多地區的峰谷價差縮小，民營企業投資儲能的興趣並不大。另一方面，目前零售市場仍未完全放開，需求側響應參與市場仍沒有可實現的價值基礎。”江蘇一園區管委會負責人告訴記者。
毫無疑問的是，任何新技術和新的商業模式廣泛應用，都離不開市場環境“軟實力”的激勵。近幾年來沒有實質性進展的綜合能源，羈絆於“示範項目”的微網，甚至是疲於“售電+”而終成“售電-”的增量配網都恰好印證了零售市場中波動有限的價格信號，已成為掣肘市場化環境建設的主因。
“一個最為直觀的對比，如果儲能能夠通過市場實現規模化發展，與常規火電靈活性改造的經濟性具有比較競爭優勢，那麼目前的電力系統運行模式就可以完全被顛覆掉。但是，現在沒有看到這樣的技術，也沒有看到這樣的市場環境。”上述園區負責人說。
2020年這個特殊的時間節點告訴我們，一個高效競爭、充分開放與嚴格監管的市場經濟運行體制，對一個國家的競爭力而言往往起著決定性作用。
曾有業內人士直言，“過去幾年中，我國的電力體制改革聚焦在市場交易層面，取得了有限但深遠的影響。但是這種變化如果沒有系統運行範式的配合與支持，隨時都有可能倒退回來。”
也有業內人士認為，“這麼多年的電力體制改革，最重要的成績在於，全國上下已經取得了共識——要建立市場化改革的共識，這不單指電力市場的建設，這也是電力體制改革成敗的關鍵。”
無論是持批判的態度，還是持褒獎的眼光，新一輪電力體制改革已經跨過了第一個5年，也許目前的格局並不完美，但好在一切都還在按照既定路線推進。
下一個5年，負重前行也好，再出發也罷，新舊體系的碰撞、傳統思維模式的轉變，也都暗示著未來的征途未必平坦。但所幸的是，所有過去的，和值得期待的，都將賦予新一輪電力體制改革更多繼續前行的勇氣和意義。
中國電力企業管理
閱讀更多 索比光伏網 的文章
