借力市場化，漸成“類電力庫”

雖然激活需求并非易事，但也已經取得了看得見的成效:據國家能源局數據，2017年，全國棄風電量419億千瓦時、同比減少78億千瓦時，棄風率12%、同比下降5.2個百分點，是三年來首次棄風電量和棄風率“雙降”;棄光電量73億千瓦時，棄光率6%、同比下降4.3個百分點。 四川、云南棄水電量也分別比上年有所減少。

許多業內人士總結，全社會用電量較快增長、輸電通道的進一步建設以及風電光伏裝機逐漸從西部、東北地區向東、中部地區轉移是“三棄”現象改善的主要原因。除此之外，電力市場化改革被普遍認為是讓清潔能源供給與需求產生有效互動的良方

在市場化改革開始不到一年時，北京電力交易中心曾發布2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告，購電方為山東省政府確認的電力用戶;售電方為西北部省區的3個配套電源企業。此次交易是新一輪電力體制改革以來首個實現“點對點”跨省區交易的試點。到了2017年錫盟線也開展了點對點直接交易。

2018年，《國家電網報》報道，北京電力交易中心會同有關省電力交易中心積極采用市場化交易機制，實施10個促進清潔能源消納的相關市場化交易品種。其中，7個交易品種已經做到常態開展，包括清潔能源外送交易、清潔能源與火電打捆外送交易、清潔能源省間電力直接交易、新能源與電采暖/電能替代用戶直接交易、清潔能源替代常規火電的發電權交易、清潔能源替代省內燃煤自備電廠的交易、清潔能源置換交易等。

除了常態開展的交易品種外，北京電力交易中心會同國家電力調度控制中心探索試點開展其他3個市場化交易品種，包括抽蓄電站抽水電量與低谷新能源的交易、清潔能源應急消納交易和跨區域可再生能源現貨交易。

廣州電力交易中心官方微信號消息，2018年6月11日，《2018年南方區域跨區跨省市場化交易工作方案》印發。根據方案，2018年在足額落實西電東送協議計劃基礎上，將利用西電東送通道富余能力組織云南、廣東進行年度發 電合同轉讓交易;積極推進廣西市場主體進入跨省區市場，靈活開展廣西送廣東電力交易，推進云電送桂市場化交易;積極推進云貴水火置換交易，完善云貴水火置換交易機制，汛期組織開展水火置換交易。

然而，仔細觀察就不難發現，讓售電省區電廠與購電省區用戶“直接接頭”的跨區跨省交易落地并不多，由各地電網公司“搭橋”，促成電源之間的“替代”交易才是重頭戲。

和上一輪改革區域市場發展受阻的原因類似，在“省為實體”的制度環境下，如果形成跨省競爭性市場，購電省區的發電企業將因為外來電增加而份額減少，收入隨之受到影響，而電力輸出省份的用戶也會因為潛在的電價抬升而利益受損。

《發展報告》指出，電力改革與市場化建設已進入深水區。其中跨省區交易存在壁壘障礙。市場交易體系不健全、品種不完善、信息不對稱，制約清潔能源跨區交易與消納規模，難以體現市場對資源配置的優勢。

在部分市場主體看來，市場化程度遠遠不夠，但不得不說，電源間的發電權置換交易是目前促進清潔能源消納實施難度最小、見效最快的手段。

2018年4月27日，國家能源局發布《關于進一步促進發電權交易有關工作的通知》，鼓勵通過進一步促進跨省跨區發電權交易等方式，加大清潔能源消納力度。

同時指出，任何部門(機構)不得隨意干預發電權交易，原則上由大容量、高參數、環保機組替代低效、高污染火電機組及關停發電機組發電，由水電、風電、光伏發電、核電等清潔能源發電機組替代低效、高污染火電機組發電，不應逆向替代。

2018年5月9日，江蘇能監辦發布消息，江蘇與甘肅、新疆等西部省份開展的可再生能源發電權替代交易開始執行。根據協議，2018年5至10月間，江蘇將通過減少省內燃煤機組發電的方式消納西部省份可再生能源，全年交易規模預計4.6億千瓦時(甘肅3.4億、新疆1.2億)。經安全校核，5月成交電量1.74億千瓦時(甘肅1.29億、新疆0.45億)，這是江蘇在全國范圍內首例成交的跨省跨區可再生能源發電權替代交易。

有業內人士對這種市場化手段透出失望，電網依然在買賣電力，只是買入了更多清潔電，促進跨省區消納，思路與英國電力市場初期采用的“電力庫”模式似曾相識，但這和發電與用戶雙方直接交易的模式相比，是一種倒退。同時，這種方式又和以往計劃模式下力求“保量又保價”的思路不同，重點在于保障電量消納，并不能完全保證清潔能源穩穩收獲上網電價。在降低電價的總體要求下，“替代”交易的邊界在哪里更是值得思考。

也有諸多支持者認為，電力市場并非是為了建設而建設，當務之急是讓電力用戶用上清潔、低廉的電，沒有說哪種市場模式更優秀，先把清潔能源給用起來，總不能朝著一條抵抗力最大的路徑走入死胡同。