新电改已启动两年 为何区域电力市场建设仍步履缓慢？

　　日前，广州电力交易中心组织开展了4月云南送广东月内临时挂牌交易。作为新一轮电改中首次南方跨省跨区市场化电量交易，此次交易受到业内关注，但交易结果却不尽如人意：两个小时的交易时间中，仅有两家云南电厂进行了电量申报，合计电量仅为95.1万千瓦时，不足目标电量10亿千瓦时的千分之一。

　　在此之前，京津冀区域电力市场于去年提出建设后不久便陷入停滞，南方区域的首次交易也并不顺利。新电改启动两年有余，区域电力市场建设步伐仍然缓慢。

　　区域市场沉默 省级市场火热

　　南方区域的尝试并非此轮电改首例。2016年7月29日，国家能源局印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》，按照计划，京津唐区域市场成为新电改“9号文”发布以来首个区域电力市场。然而，原定于2016年10月印发的《京津冀电力市场建设方案》未能出台，京津冀电力交易中心也并未建立。

　　2016年8月底，河北省发改委发布了《河北北部电网电力直接交易工作有关事项的通知》，首批符合准入条件并参与冀北地区直接交易电力用户133家，发电企业15家，并在冀北电力交易中心开展直接交易，规模达到100亿千瓦时。河北北网的“单独行动”，打破了京津唐统一开展直接交易的格局。2016年10月31日，京津唐地区119家电力用户和36家发电企业开展电力直接交易，交易的组织者则变成了北京电力交易中心，区域电力交易主体缺失。

　　相比电改“5号文”出台的2002年，当前我国电力行业格局已发生重大变化，电力供应短缺的问题已得到解决，电网建设也更为完善。但新电改“9号文”在区域电力市场建设方面，无论强调的力度还是对具体规则的明确程度，均逊色于“5号文”。

　　与此相对应的是，国网力推的“国家-省”两级电力交易市场的建设工作则较为顺利。自2016年3月1日北京电力交易中心正式组建，一年多的时间里，27家省级电力交易平台相继成立并投入运行，国网公司经营区域内实现交易平台全覆盖。同时，北京电力交易中心作为市场化省间交易的组织机构，清洁能源交易电量占到省间交易电量的48%，实现了清洁能源在省间的优化配置，并通过特高压交、直流大电网，将西北、东北、西南大型能源基地电力送至华北、华东、华中等负荷中心，实现了较大范围内的资源优化配置。

　　有业内人士分析称：“按照‘5号文’，区域电力市场的目的是在一定范围内实现资源优化配置。目前国网主导的全国统一电力市场，在全国较大范围内进行资源优化配置，两级交易中心、电网建设等也较为成熟，区域电力市场的价值正在被弱化。”

　　省间利益分配 成最大难题

　　尽管国网公司在推进全国统一电力市场方面已经取得进展，但不可否认，由于电源、电网的历史规划以及各省资源禀赋的差异，区域电力市场仍有其存在的意义。

　　广东较高的经济发展水平带来较高的电量需求，而云贵地区丰富的水资源可以供应清洁水电。根据统计，2016年，南方电网区域内水电装机容量比重超过38%，非化石能源发电比重超过50%。其中，广东省装机容量占到南方电网辖内五省区总装机的37%，用电量占比则为56%；而云南、贵州装机容量在同区域内占比49%，用电量占比则仅为37%。南方电网区域电源与负荷逆向分布，电源结构复杂多样，若能成功建立区域电力市场，则可以有效实现资源在南网区域各省间的优化配置。

　　 “电力供应相对过剩的环境下，各省政府更加关注电价改革对实体经济负担的减轻，在省内开展直接交易的热情较高。”上述人士称，“相比之下，如果区域内几个省进行统一组织，虽然资源配置效率可以提升，但市场交易释放的红利容易分配不均，各省普遍有抵触情绪。”

　　事实上，被省间壁垒困扰的不仅是一定范围内配置资源的区域市场，全国较大范围内的省间交易同样受其阻碍。据了解，由于电力市场整体供大于求，部分东部地区省份对省外购电出台限制政策，客观上对省间交易造成了困难。

　　一方面，各省政府希望通过电量市场化交易，降低企业用电成本，拉动当地经济增长；另一方面，在资源跨省配置的过程中，各省又想尽可能保证本地电源的竞争力，通过制定行政规则干预市场的情况也偶有发生。有专家指出，省间壁垒存在的根源在于体制机制不畅，无论是建区域市场还是省级市场，省间壁垒都是此轮电改推进必须要克服的难题。

　　值得注意的是，今年3月29日，国家发改委发布《关于有序放开发用电计划的通知》。随着发用电计划逐步放开，市场化交易规模扩大，省间壁垒有望被打破。届时，电力资源也将从各省的行政命令管束转入充分竞争的市场环境中。（文丨卢彬）