郭迎锋(中国国际经济交流中心副研究员)
我国近期煤炭价格的快速上涨，所引发的部分地区的拉闸限电和突然断电现象，一方面说明目前我国在电源上，存在传统化石能源与可再生新能源的结构性匹配难题，另一方面说明我国在电力市场上，存在电力成本与价格的倒挂。只有解决这两大结构性难题，才能深入推进电力市场化改革，实现双碳目标背景下我国能源体制革命的胜利，更好地建设我国高水平社会主义市场经济体制。
双碳目标背景下，我国电力电量结构由“煤电为主”向“新能源电力为主”的转变面临“未立先破”的困境。首先，能源结构“未立先破”表现在传统电力源与新能源发电的衔接不畅，比较理想的局面是“先立后破”，即，新能源发电和储能技术成熟可担当后，有序替代火力发电。但现实情况是，风电与光伏装机规模快速上升，但受限于稳定性和持续性差，且储能技术尚不成熟，难以将其全部转化为发电，与火力发电的装机即发电的稳定状态差距较大，煤炭价格上涨，发电企业难以通过新能源发电进行补充。其次，表现在部分地区落实能耗双控的政策出现了“一刀切”的停电停产现象，误伤了非高耗能企业、新能源和民生居民用电。第三，现行电力辅助服务机制不适应新能源电力系统，现有的电力服务机制设计基于火、水等可控电源为主的结构，还没有建立适应新能源电力所需的容量备用、调频等辅助服务。
电力成本与价格的倒挂，说明我国的电力市场的价格发现机制尚未完全建立。其中的原因主要表现在以下结果方面。第一，尚未形成竞争性的电力市场体系。电价目前实行“双轨制”不利于电力现货市场价格的形成；同省份的电力市场存在壁垒，且问题突出，分布式电源参与电力交易难实现，“隔墙售电”的推进存在现实障碍。第二，输配电价体系不尽合理，存在输电与配电价格体系不匹配的问题。目前开展的增量配网试点，电网企业一方面没能及时提供并网服务，另一方面，新增配电价格依然参照输电电价确定，造成了配电价格成本倒挂问题。第三，电力企业处于产业链中游，是煤电价格传导不畅的堵点。这也是我国目前在PPI和CPI传导过程，存在“剪刀差”的在煤电领域的表现。第四，电网体制改革进展不大，电网企业输配售一体的现状依然存在。电力体制改革9号文提出要改变电网公司以上网电价和销售电价的价差作为收入来源的盈利模式，但实际情况是电网企业并没有强制性退出售电业务，配售电收入仍然是电网企业的主要收入来源。
针对上述电源与电力市场的结构性难题，我们应该站到更加宏观的视角，以新时代全面深化经济体制改革的要求来看。可以说，我国现有的电力市场的要素配置依然主要由行政权力统筹，与我国目前的经济市场化机制与系统无法有效对接，容易形成经济产出的低效与混乱，今年的煤电矛盾正是其表现。基于此，需要在正确处理政府与市场关系的理论指导下，将电力体制改革作为我国新时代深入推进社会主义市场经济体制改革的一项重要任务，攻坚克难，继续啃硬骨头，在推动我国能源结构转型的进程中，以电网改革为重点，推进电力市场化改革。
建立适应双碳目标的新能源电力系统。第一，电源结构由“煤电为主”向“新能源电力为主”转变。“先破后立”，在充分认识到新型可再生能源转型的渐进性和复杂性的基础上，充分发挥煤电托底保供和系统调节作用，逐步向系统调峰、旋转备用的辅助服务转变。第二，电网架构由“集中式、长距离骨干网为主”向“骨干网+源网荷一体化配电网并重”转变。新能源电力系统应以配电网为主，通过发展源网荷储一体化配电网络接近消费端。第三，电网运行机制由“电网调度可控电源保稳定”向“多市场主体深度参与电力电量平衡”转变。传统电力系统运行模式是“源随荷动”，能源电力系统的配电端将集聚大量分布式电源、微电网、虚拟电厂等主体。
深化电力体制改革。首先，深化电网体制改革。根据电力体制改革9号文确定的“管住中间、放开两头”的思路，按照市场化的要求建立输配分开的电网管理体制。统筹考虑我国的具体国情，系统研判现有电网体制的现状与问题，持续推进所有权和经营权分开、输电网和配电网分开、配电主体独立和交易机构独立等改革。其次，促进煤电行业转型升级发展，在不同区域建设以煤电联营为基础的“风光火储一体化”的大型综合能源基地。第三，健全成本有效疏导的电价机制。包括支持新型储能参与现货市场交易、完善峰谷电价政策等。第四，建立绿电、绿证和碳资产交易机制，鼓励各行业消费使用绿色电力。
（文章来源：21世纪经济报道）
文章来源：21世纪经济报道