《风能》专栏 | 电改7周年再出发：重新确立改革的成功标准
无论交易层面达成何种结果，都不构成物理统一运行的约束，物理的潮流需要“往供需平衡更加困难的地方流动”。
在新的政治经济环境下，市场VS政府的范式已越来越为人们所抛弃。因为市场也是一种基础设施，离不开规则的保障。
电改能否成功需接受新标准的检验，如果没有这些方面的本质性变化，电力系统的安全、可靠、高效运行就难以保证。
就我国而言，电改迎来了“不进则退”的阶段。
2015年实施改革之初，笔者曾经发表文章论证用什么样的标准来确定改革成功才是合适的。答案是，设定盯住美国电价水平的目标，上网电价低于美国的5%~10%，终端税前电价水平低于美国的10%~20%。目前，随着能源价格的暴涨与暴跌以及各种市场要素的变化，特别是我国电价体系的进一步多样化和复杂化，衡量这一标准的准确操作变得更加困难，一些相关的可比性因素同样发生了很大变化。
2021年间，顶层设计提出了“建设新型电力系统”的目标。然而，对于何为新、与旧的有何区别、需要打破哪些旧秩序（所谓“革命”的内涵），依然缺乏必要清晰可衡量的界定，仅停留在设定期望与表达需求的层面。相关利益主体则开始向这个概念中“注水”，如大而不当的“全国统一电力市场”（省内尚未统一）、误导性的多层次市场等提法。针对新的情况，迫切需要运用新标准来衡量电改的成败。
本期专栏文章将对此进行探讨。
“新型电力系统建设”重要而迫切
让我们先回顾一下2021年这段快速进化的历史，以及意料之外的电力紧张情况。
3月15日召开的中央财经委员会第九次会议强调，“十四五”期间，要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统1。
此前的2月26日，国家能源局局长到国家电网公司调研，提出不断提升新能源消纳水平，推动抽水蓄能发展的希望2。
3月4日，国家发展改革委副主任到国家电网公司调研，希望电网积极向适应碳达峰、碳中和目标要求的电力系统转型3。
3月30日，国家能源局首次在国务院新闻发布会上界定“新型电力系统”，强调“推进电力市场建设和体制机制创新，构建新型电力系统的市场体系”，突出系统安全可靠、灵活调节、系统效率以及技术能力四大关切4。
“新型电力系统”的提出，表明旧有的系统是不可行与不可持续的。国家发展改革委能源研究所原所长、“十四五”能源规划专家委员会副组长周大地提及，目前，中国的发电结构、电源布局、电力系统运行方式乃至电力价格机制都需要做出调整5。
恰恰在这之后，电力系统的“僵直”问题以一种不太愉快的方式——拉闸限电事故完全暴露出来。
系统运行的“僵直”问题尚未解决
任何一个系统，往往都（需要）具有一定的“鲁棒性”，也就是面临外界条件的非大幅变化，仍旧可以运转“不离谱”，具有或高或低程度的容错性，不至于酿成危机或彻底崩溃。例如，汽车发动机往往可以在85~105℃的高温下正常运转；一个自动削皮的机器，不会因为土豆的大小各异就无法使用。
然而我们发现，中国电力系统的“僵直”程度依旧很高，以至于外界条件出现些许变化，系统往往就无法应对。东北限电期间，还“雷打不动”地向华北送电，不是停送，也不是反过来，结果酿成了更大的拉闸事故，就是这方面的体现。
2021年9月23日，东北电网下发“事故拉闸停电预通知”。通知单显示，鲁固直流通道送山东约450万千瓦，高岭直流送华北约60万千瓦。“在山东、华北都很缺电的情况下，只能讲究契约精神，依据合同输送。但目前考虑在华北电网能够承受的范围内，调减了部分东北外送电量。”某调度人士称6。
这种说法具有误导性。电力系统最大的特点是类似于“泳池”的总体平衡，不需要交易双方严格对应。给定双方签了双边合同，调度也有充分的其他手段尊重这种交易，而服从于区域总体平衡的原则。比如东北停止外送，华北其他地区（山西等）的电厂增加出力。
事实上，此前在处理三峡“僵直”外送电的问题上就如此操作过。原国家电监会的报告指出，在2009年年底湖北缺电时，江西组织的临时送湖北交易，实际上是三峡原计划送往江西的电量直接改送至湖北，江西则在省内挂牌向火电企业采购电量。
无论交易层面达成何种结果，都不构成物理统一运行的约束，物理的潮流需要且有条件遵循“往供需平衡更加困难的地方流动”的自然规律。
高度割裂的市场发育的机会微小
在7年的电改过程中，出台过多项政策，但它们往往并不触碰旧有体制，反而对过去的指挥型体制，特别是系统运行粗尺度“自由量裁”有所加强。
“深思熟虑”设计的“双轨制市场”——绿色电力市场与传统电力市场分割的体系即为一例。系统的物理平衡由两者共同来实现（需求等于总供给），而它们各自的出力决定则来自于两套体系。量一旦增加，必然引发系统总体平衡的冲突问题，“校核”无法通过，由此注定了这样的体系根本无法“发育”。
另一个“深思熟虑”的设计，是通过“双边交易”方式消除过去的政府定价模式。相较于必须与短期市场结合的“电力库”（Power Pool）模式，双边交易为主避免了交易信息的公开以及成交价格的透明，也极大削减了参与者的“市场影响力”。这种体系，过去通常仅存在于一些发电主体高度集中（可能存在垄断市场力问题）的岛屿国家电力系统中。
在我国，此类双边交易往往跨越了单一电力平衡区（目前是省级），从而因为存在巨大的信息与客户资源不对称，成为事实上的政府放权，不再管价格之后的平台提供者“有选择地给予恩惠”的小市场。价格的任意性更强，电力交易中的垄断势力并未有效消除。割裂市场、降低电厂与用户谈判能力的“双边撮合”而非统一市场大行其道，交易中心成为组织电力买卖的“掮客”，类似于制药公司去代理生产别人发明的新药，而不是一个基础设施提供者。
从这一视角来看，既有的电改存在增加电力系统安全风险的可能性。对于微观层面出现的供需突然变化（如缺煤停机）问题，电网调度体系（调度存在完全没必要的“上下级”关系）做出的宏观“提前量”计划安排，根本无法加以应对。这不是一句缺乏抽象形容词界定的“科学合理安排系统运行方式”7，就能够解决的。
在新的政治经济环境下，市场VS政府的范式已经越来越为人们所抛弃。因为市场也是一种基础设施，离不开规则的保障，而谁来设计规则，体现谁的利益，关系到这个市场如何运作。短期市场试点存在对不同机组的选择性恩惠或歧视，以及设置各种任意性的边界，其可以运作的前提往往是市场不能再扩大或增加流动性。
电改成功的新标准：我们的建议
基于对现状的理解，我们建议的判断电改成功与否的新标准包括：
是否以自动稳定机制的方式，有效规避东北出现拉闸限电时仍旧持续外送的现象？这种自动稳定机制已经在欧盟统一市场、美国竞争性市场得到充分运用。如法国核电停机时，会有更多的电力潮流（powerflow）从德国进入法国。反之，当德国的风速偏低时，则会出现更多的相反潮流。
这是由市场耦合价格算法8形成的自动机制，即跨区的潮流是多大量，取决于两侧市场的供需动态，是内生的，而不能外生“僵直”确定，甚至成为两侧平衡的计划前提。
是否能够以明确的产业政策要求或消除的激励，彻底停止新建煤电项目，同时保证系统的容量充足性？舒印彪等（2021）的文章9显示，2020年即使按照煤电60%出力计算，我国的电力系统容量仍旧能够充分满足预期中的最大需求负荷。考虑到20%的常规备用，仍存在20%的冗余煤电装机。系统并不缺足够的容量资源，即使这一评估建立在风电、光伏仅能提供其容量的6%作为保证容量的极端保守假设之上。此外，在可再生能源，尤其是风电长期成本完全低于煤电的情况下，建设新的大型煤电项目已经丧失经济理性。
机组“下调”辅助服务的定价能否趋近于零？要检验我国的电力市场设计是否合理，这种几乎不存在额外机会成本的“下调”服务能否得到合理定价无疑是一个“试金石”。
目前，这仍旧不是现实。国家能源局在2021年颁布的《电力辅助服务管理办法》10中，对有功平衡辅助服务的固定补偿作出如下描述：“由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失”。这仍旧属于从发电机组“注入”系统视角的描述，认为机组提供了系统“向下”的调节服务，促进了一个供大于求的系统的平衡（需要部分机组减少出力）。
这无疑是具有价值的，否则系统有功功率无法达到平衡。然而，从成本定价的视角来看，“向下”调节机组存在成本吗？机组的确是少发电了，在计划电量体系中减少了收益，但它同时也减少了燃料消耗。即便“减少的有功发电量损失”的参考基准再一次是事先划定的某种计划电量（或者不变功率的情况，认为机组拥有不跟随需求变化的特权），也必须考虑燃料成本的节省，否则将再次成为一种“热空气”式的过度补偿。
从市场定价视角来看，一台发电机组应当获得的补偿，并不是对应于它所创造的价值，也往往不对应于它的成本，而是它避免的成本，比如与之竞争的另一台机组的成本。这种“向下”的调节（如果看作一种负备用采购），给定节省燃料成本，以及不同市场间的价格差别（系统供过于求了，自然意味着平衡市场的“影子价格”要低于能量市场，甚至是负的，将这部分已卖出电力买回来还能额外赚钱），并不具有额外的机会成本。
无论是何种平衡市场设计，它往往都是一种过度补偿的安排。
总结
我国的电力体制改革能否成功，需要接受上述三大标准的检验。同时，我们已经看到并将更多地看到，如果没有这些方面的本质性变化，电力系统的安全、可靠、高效运行就会是一件不那么确信的事情。深层次体制机制障碍，就在于电力系统的物理调度运行体制。
体制、机制与政策相辅相成，目前它们之间尚未形成一个互相影响的良性循环。今后的2~3年，是考验所有人对电力体制改革耐心的关键时刻。让我们拭目以待！CWEA
来源：《风能》杂志
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