近日，為深入貫徹落實習近平總書記在中共中央政治局第十二次集體學習時的重要講話精神，做好新形勢下新能源消納工作，國家能源局發(fā)布了《關于做好新能源消納工作 保障新能源高質量發(fā)展的通知》（國能發(fā)電力〔2024〕44號），從推進配套電網項目建設、系統(tǒng)調節(jié)能力提升和網源協調發(fā)展、發(fā)揮電網資源配置平臺作用、優(yōu)化新能源利用率目標、新能源消納數據統(tǒng)計管理、常態(tài)化開展新能源消納監(jiān)測監(jiān)管工作等多方面提出了重點舉措，確保新能源大規(guī)模發(fā)展的同時保持合理利用水平，推動新能源高質量發(fā)展。其中第9項舉措中“優(yōu)化省間電力交易機制，根據合同約定，允許送電方在受端省份電價較低時段，通過采購受端省份新能源電量完成送電計劃”這一句話可能并不起眼，但這卻是文件中對于市場化改革最具突出性的具體要求，屬于典型的“小切口”撬動“大改革”。

  如何理解這一表述的“突破性”

  長期以來，在原有輸電通道規(guī)劃方式下，由于各省發(fā)電中長期成本變化不大且比較穩(wěn)定，送受兩端存在穩(wěn)定的電價差，跨省區(qū)送受電項目規(guī)劃送電方向與經濟性輸送方向基本一致，受端省份根據對全年用電量以及全年發(fā)電量的預測結果購買電量維持電力商品總體數量的平衡，同時，交易電量也作為核定通道輸電價格的依據之一，電網公司依據通道輸電價格以及交易電量回收輸電通道成本，輸電費用與輸送電量掛鉤。

  隨著電力現貨市場的建設，電力商品價格由原來的“成本定價”計劃模式已經轉變?yōu)椤肮┬瓒▋r”的市場模式。近年來，各地逐漸開展了電力現貨市場建設，市場價格不僅能夠更加敏銳反映電力供需情況，還受經濟發(fā)展、燃料價格、新能源增多等多種因素影響，市場價格波動較大，部分送、受端出現了價格倒掛問題，特別是在新能源裝機較多的省份，倒掛現象尤其嚴重，且時段不定難以提前準確預計。由于當前省間交易要求物理執(zhí)行，電網企業(yè)也受到輸電費收入、通道利用率考核等因素影響，即便是在送受兩端價格發(fā)生倒掛時（送端供應緊張程度高于受端），仍然會堅持按照原有的中長期合同（或政府授權合約）由“高價區(qū)”向“低價區(qū)”送電，省間交易送電量沒有根據送、受端市場價格進行實時靈活調整，加大了送受兩端電力系統(tǒng)平衡壓力。盡管遵守合同的嚴肅性是符合市場化原則的，但是缺乏根據兩端價格（現貨）靈活調整的機制設計是重大的缺欠。

  在2023年“五一”期間，新能源大發(fā)疊加用電需求不足，山東一天內負電價時長達到21個小時，我們要看到在這21個小時的背后，西北區(qū)域依然源源不斷地向山東輸送電力，同時山東本地的新能源面臨嚴重的棄光挑戰(zhàn)，實際相當于部分外來的火電（配套火電不參加山東省內調節(jié)）擠占了山東本省新能源的消納空間，不利于促進新能源的消納以及高質量發(fā)展。

  在此情境下，《通知》對省間交易機制進行了優(yōu)化，允許送端發(fā)電企業(yè)通過市場化的方式履行省間交易合同，打通了各種矛盾交織的關鍵“堵點”，省間交易以及執(zhí)行方式將更具靈活性，更加市場化，不僅新能源能夠在區(qū)域以及全國范圍內進行消納，各省平衡省內系統(tǒng)供需手段也將更加多元。

  具體落實措施設計

  頂層設計需要具體的落實機制才能真正發(fā)揮出實效。當前省間交易包含省間中長期交易以及省間現貨交易，省間中長期與省間現貨各自組織交易，各自進行結算。在省間中長期交易中，交易周期均是日以上的交易，且為避險設計的機制本身就不能夠起到發(fā)現價格的作用，而《通知》中所說的“在受端省份電價較低時段”在日以上的省間中長期交易中無法體現，因此省間中長期并不能實現《通知》要求的對省間交易機制進行優(yōu)化。實際上，能夠真正體現出實際供需價格信號的市場為省間現貨市場，省間現貨市場的價格信號能夠反映出低價時段，以及省內新能源消納困難時段，需要省間現貨市場根據各省內現貨價格信號對省間輸電通道計劃安排進行進一步的優(yōu)化。

  由于我國目前的現貨市場建設主要以省為實體，電網企業(yè)已基本以省網為基礎進行系統(tǒng)的平衡調節(jié)，區(qū)域市場現在基本只有南方區(qū)域開始試運行�？紤]到實際情況，直接放開省間送電計劃阻力較大，只通過現貨市場來確定省間輸電通道計劃的安排對當前各種機制的調整過大，存在一定的難度，因此當前可以以省間中長期交易為基礎，通過對省間現貨市場的優(yōu)化設計來進行過渡。

  省間輸電通道根據各種交易合同累加分解曲線，會形成一條最終的輸電曲線，用于進行省內系統(tǒng)的平衡以及市場運行的條件，在受端省內現貨日前市場預出清之后，實際運行日各時段的價格得到了初步反映，在進行省間現貨市場申報時，送端發(fā)電企業(yè)不僅應申報上調出力價格（現規(guī)則允許的增發(fā)），也可申報下調報價，即受端省份市場出清價格低到一定程度出現新能源消納困難時，送端發(fā)電企業(yè)就可以采購受端電量（可在交易層面認為是送端發(fā)電企業(yè)將發(fā)電的權利出售給了受端新能源企業(yè)）來履行中長期合同。

  以寧夏送山東為例，為方便計算，假設寧夏發(fā)電機組發(fā)電成本為0.2元/千瓦時，在山東5月1日的日前市場出清出現-0.1元/千瓦時的電價時段，寧夏發(fā)電企業(yè)如果在現貨市場中進行了下調價格的申報，若一小時之內中標了20萬千瓦時的電量，在實際執(zhí)行中，該發(fā)電企業(yè)將會將電量留在相對供需形勢較為“緊張”的寧夏，而山東則會因為少流入的外來電在新能源大發(fā)時段為新能源留出了20萬千瓦時的消納空間，雙方供需形勢都得到了優(yōu)化。在實際結算中，送端發(fā)電企業(yè)需要結算省間中長期電費以及在受端買電費用，省間中長期電費并沒有改變，但是獲得了2萬元的受端買電收益，同時，該發(fā)電企業(yè)節(jié)省了發(fā)電的成本支出4萬元，合計下來該發(fā)電企業(yè)通過在受端購買新能源電量完成送電計劃共增加了6萬元的收益。

  做好協同發(fā)展

  按照上述的分析，《通知》中該要求實施后，送受兩端電力系統(tǒng)、送端發(fā)電企業(yè)、受端新能源企業(yè)都享受到了改革的紅利，但是由于送電量的減少，電網企業(yè)回收的通道輸電費用將會減少，雖然現在省間現貨交易中將輸電費用折算到電價之中，但是最終電網企業(yè)會進行清算，輸電費用還是按照實際的送電量計算，所以還需要加強機制的配套協同，促進《通知》的有效落地。

  實際上，新型電力系統(tǒng)下省間通道的主要作用是促進省間的互濟與保供，其中保供的定義并非送一條不變的基荷曲線，而是高峰（受端凈負荷曲線高峰）能頂、低谷（受端凈負荷曲線低谷）能停，定向送電的作用會越來越弱化。大力發(fā)展以風光為主新能源的新形勢，為互濟與保供帶來了新的要求，互濟中“濟”的不僅是電力，還包含了消納能力，保供中“�！钡牟粌H是用電高峰，還包含“凈負荷”（負荷曲線扣除外來電與新能源出力后的曲線）低谷時的系統(tǒng)平衡。在新能源大力發(fā)展的長期趨勢下，通道兩端由于新能源出力的不確定性，使得省內供需形勢隨之劇烈波動，極端高價與低價交替出現且送受兩端市場的極端價格出現時間也不同步，體現在輸電通道為“阻塞”與“低功率”狀態(tài)的不斷變換，輸電通道的作用實際上正在由之前的輸送電量轉化為時段性的輸送電力，輸電通道的衡量指標也將由“電量”轉化為“容量”，雖然輸電通道發(fā)揮的互濟與保供作用更強，但是整體的送電量卻是減少了。我國在構建新型電力系統(tǒng)的過程中，即便是沒有《通知》中的要求，由于輸電通道送電量的減少必然會使得當前“單一電量制”的輸電價格機制無法收回成本，只是《通知》的發(fā)布放大了送電量的減少程度。

  因此當前亟需優(yōu)化省間通道的價格機制，輸電通道功能定位的轉變帶來其價值定位的轉變，輸電通道主要價值將體現在容量價值，因此輸電通道價格機制也應圍繞通道實際價值進行優(yōu)化設計，可將輸電通道價格機制由單一電量制改成單一容量制，將電網企業(yè)需要回收的輸電費用與送電量進行解綁，不再考核輸電通道的利用小時，解除電網企業(yè)的“后顧之憂”，避免電網企業(yè)因考核指標約束以及成本回收等因素繼續(xù)物理執(zhí)行省間交易結果，同時送受兩端交易也不再需要受到價差約束，有效提高省間交易成交電量，在省間現貨市場以及后續(xù)的區(qū)域電力現貨市場中也不需要考慮輸電費用約束，有利于推動各省/區(qū)域電力現貨市場銜接，促進電力資源在更大范圍內的經濟性流動，真正落實《通知》文件要求，有助于提升電力在更大范圍內的互濟與保供能力，促進網源協同發(fā)展以及新能源高質量發(fā)展落到實處。

  近期習近平總書記在企業(yè)和專家座談會上強調全面深化改革要“要更加注重系統(tǒng)集成”“要重謀劃，更要重落實”，當前省間交易機制已經取得了頂層設計的突破，下一步應推動各領域各方面改革舉措同向發(fā)力、形成合力，增強整體效能，通過省間交易機制以及輸電通道價格機制優(yōu)化，推動新能源的高質量發(fā)展，加快新型電力系統(tǒng)的建設進程，促進電力行業(yè)市場化改革的全面深化，優(yōu)化全國統(tǒng)一電力市場體系建設，實現電力資源在更大范圍內的優(yōu)化配置。



作者：劉連奇 來源：電聯新媒 責任編輯：jianping