开栏的话

　　2018年以来，《中国能源报》头版常态化、规模化策划刊发了一百余篇深挖行业典型问题的调查报道，逐步形成并固化了以问题报道为导向的监督报道风格。这些报道赢得了广大能源行业读者的普遍认可，也为行业的理性、可持续发展作出了点滴贡献。

　　21世纪20年代已经到来，全面建设社会主义现代化国家新征程正式启航，能源产业作为基础性、全局性、战略性产业，重任在肩、责无旁贷。为了给行业发展营造良好舆论生态、推进“能源革命”持续走向深入，自2021年首期报纸开始，本报将在头版开设“能源透视”专栏，继续用有力度、有温度的调查报道，讲好新时代的能源故事，推动产业的高质量发展。

　　早市上现摘现卖的新鲜黄瓜3元一斤，等到晚上只能卖到1元，而原产地运销商采购只需0.5元，这在日常生活中是稀松平常的现象。但作为能源市场的一种特殊商品，电力长期以来实行“计划定价”，无法像黄瓜这样随行就市。

　　2015年新一轮电改启动以来，作为电力市场建设和电改核心环节的电力现货市场应运而生，其最大的现实意义在于，通过形成分区分时段的市场价格，使不同类型的发电机组在不同时空生产的电力通过价格差异体现各自价值，实现电力资源的优化配置，进而助推我国能源转型，其重要性相当于电改的“心脏”。

　　从某种意义上说，现货市场的建设成效决定了电改的成败。

　　在此背景下，能源电力主管部门制定了明确的改革时间表。2016年12月发布的《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》（以下简称《规划》）明确提出了“2018年底前，启动现货交易试点；2020年全面启动现货市场”的目标；2017年，国家发改委、国家能源局进一步选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为首批电力现货试点，以求“以点带面”，切实推进电改。

　　但记者了解到，截至目前，上述8个试点确定三年多来全部处于“试运行”状态，全国范围内没有一个电力现货市场正式启动，试点范围也未进一步铺开，导致电改裹足不前。

　　深度不足、范围有限

　　电力现货难言“全面启动”

　　2020年11月，山东电力现货市场结算试运行结束。至此，全国8个现货试点地区均已完成启动以来的首次全月结算试运行工作。尽管相比2019年试点启动初期3-7天的结算试运行，本轮全月结算试运行取得较大进展，但业内普遍认为，目前各现货试点的建设、运行情况距离《规划》要求的“正式启动”还有较大距离。

　　记者注意到，《规划》提到的“2020年全面启动现货市场”并未明确全面启动的程度和范围，更无数量和时间考核标准，到底如何才算全面启动？目前所有试点的全月结算走到了哪一步？

　　有业内专家向记者解释，试运行的基本特征是结算不连续，而正式运行是连续、不间断的。“不管是单月还是一个季度，甚至更长周期，只要出现结算停止，就是打破了连续性，不能称之为正式运行。” 

　　中嘉能集团首席交易官张骥也告诉记者，全面启动电力现货市场的最低要求，应是至少有一个试点省份实现正式启动，也就是不仅有结算试运行，还要跑完结算“全程”，即截至目前未出现结算停止。“但就目前的试点进展看，离这个最低要求都有较大差距。”

　　中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟认为，电力现货市场先在部分经济发达地区全面铺开，再向中西部省份协调推进，比较符合“全面启动”的含义。“当然，推广不意味着每个省都要建设电力现货市场。”

　　“如果有了正式运行，政府主管部门肯定会发布正式文件通报，但到目前为止还没有看到。”上述专家直言，“目前的事实是，8个试点都处于初步探索阶段，大部分非电力现货市场试点地区对此持观望态度，电力现货市场的大范围推广暂时无从谈起。” 

　　“双轨制”难题未解

　　现货市场难获实质突破

　　对现货市场而言，电价应由市场供需形势决定。但是，我国长期采用“计划”的方式确定电价，而目前电力行业正处于由计划机制向市场机制过渡的阶段，导致计划电价和市场电价并存，即非市场化的优先发电、用电计划与市场化交易在现货市场中“双轨并行”。这种 “双轨制”使得现货价格与计划电价出现偏差，继而在电力交易结算过程中产生了不平衡资金。

　　例如，假设电力现货市场试运行中累计用电300亿千瓦时，市场化电价平均0.2元/千瓦时，市场化用户需向电网企业缴纳电费60亿元。但当电网与发电企业结算电费时，假设其中200亿千瓦时为市场化机组提供，按市场价格0.2元/千瓦时结算为40亿元；剩余100亿千瓦时由外来电、新能源等非市场化机组提供，按平均0.3元/千瓦时“保价”结算，共计30亿元。两部分相加，电网企业需向发电侧结算共计70亿元，但用户缴纳实际电费60亿元，差额10亿元，这个差额就是电力现货市场中出现的“不平衡资金”。

　　2020年5月，山东第三次调电运行及结算试运行中，短短四天内即产生了近亿元“不平衡资金”。之后，广东、山西、甘肃也不同程度陆续出现了相似情况。据电力市场专家介绍，成熟电力市场中的不平衡资金一般只包括无主的剩余资金和找不到确切受益人的应收账款，在交易额中占比通常很低。但我国各个电力现货试点产生的不平衡资金是“巨额”的，已成为阻碍电力现货市场乃至整个电改推进的“拦路虎”。

　　一位曾参与多省现货市场规则设计的专家直言：“经过几年实践，现行优先发用电制度与电力现货市场建设不协调的问题愈加突出。优先发用电制度好似一堵墙，如不突破，现货市场难有实质进展，只能继续在夹缝中求生。”

　　该专家表示，除了双轨制，部分试点在制定或调整现货市场规则时，还叠加了诸多非市场甚至非电力行业的多重约束，严重阻碍了现货市场建设。“例如，相关政府部门明令要求，任何一个用户用电价格都不能涨，售电公司、电网企业均不能亏损等。市场规则只能去适应这些边界条件，价格自然也无法反映真实的供需情况。如果某些非市场、非电力因素的边界条件不突破，那还不如不搞市场。” 

　　“碳中和”目标提出

　　电力现货市场必要性凸显

　　近期，“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”“到2030年风电、太阳能发电总装机将达到12亿千瓦以上”等目标的提出，接连引发业内针对可再生能源未来发展空间的探讨。中电联发布的最新数据显示，截至2020年11月底，我国并网风电、太阳能发电共计4.56亿千瓦。这意味着，未来10年可再生能源发电装机将增长约两倍，由此将带来更大的消纳和电力系统运行压力。

　　对此，冯永晟指出：“无现货不市场，体现在可再生能源消纳方面，就是目前依靠行政指令保障消纳的模式长期来看难以为继，只有电力现货市场能够妥善解决这一问题。过去我们主要从经济、效率的角度看待现货市场，现在一系列低碳发展目标提出后，电力现货市场的意义更为重大。”

　　冯永晟进一步解释：“在电力现货市场中，电力价格信号将有效促进发、用电资源主动参与调节，给具备灵活调节能力的市场主体以超额收益，减少运行压力，从而促进新能源消纳。未来，当可再生能源发电占比提高到一定程度，其将不再是需要政策倾斜、扶持的电源，系统将需要可再生能源之间互相保障，甚至需要为系统提供调节、保障的服务。届时，可再生能源带来的出力、价格的波动，只能通过现货市场的价格信号进行有效引导。” 

　　张骥表示，电力现货市场改革不畅，一定程度上也制约了其他产业的发展。“综合能源服务、储能等产业的破局，都依赖电力现货市场来完整还原电力商品属性、给出有效价格信号，从而引导市场主体的生产、消费行为。业内戏言，新能源消纳、储能商业化发展、综合能源‘大施拳脚’都在等电力现货逐步完善，那电力现货市场建设在等什么呢？”