协同推进电力市场与碳市场建设 促进改革形成合力

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姚明涛 赵 盟 康艳兵

党的十八大以来,全面深化改革向纵深推进,重点领域和关键环节改革不断取得新进展、新突破。建设电力市场和碳市场是推进电力体制改革和生态文明体制改革的重要内容,核心目的均是构建行之有效的市场机制,理顺价格关系,增强微观主体活力,加快推动绿色发展。建设两个市场的改革方向高度一致、改革领域交错重叠、改革措施相互影响、改革进度快慢不一, 形成合力则有助双赢,忽视协同则相互掣肘,特别是当前均处于由试点探索向深化推进的关键时期,迫切需要探索协同机制,加快形成合力。

从政策取向来看,电力市场与碳市场相互配合

(一)两项改革的出发点均在于建立市场机制,提高资源利用效率。我国电力交易机制长期缺失, 电量分配以计划为主,节能高效环保机组无法得到充分利用,清洁低碳能源消纳受限愈演愈烈,导致电力资源难以在更大范围优化配置, 电力行业在低碳转型中的基础引领作用大打折扣。在这一背景下,建设电力市场将通过有序放开发用电计划,赋予供需两端自主选择权, 实现多方直接交易,在为用户提供更加经济、优质的电力保障的同时,提高发电侧资源利用效率。建设碳市场则将按照市场规律配置碳排放权资源,允许电力行业通过配额交易完成强制减排任务,从总体上推动实现经济效益最大化。

(二)两项改革的着力点均在于理顺价格关系,形成市场化定价机制。我国现行电价管理仍以政府定价为主,分别在电力供需两端实行标杆电价与目录电价,始终没有建立基于市场的电价形成机制。发电侧电价调整滞后,无法及时并合理反映资源稀缺程度和环境保护支出;需求侧电价缺乏弹性,无法释放清晰明确的价格信号并与供给侧形成联动。建设电力市场将逐步放开竞争性环节电价,形成主要由市场决定电力价格的机制,还原电力商品属性,赋予其时间和空间价值, 并围绕绿色低碳发展目标构建多层次电力市场体系。建设碳市场则将碳排放外部成本内部化,在提高化石能源成本的同时为非化石能源发电提供额外的经济激励,进一步理顺不同电源之间的比价关系,提高清洁低碳电源在电力市场中的竞争力。

(三)两项改革的关键点均在于市场推进与民生保障两促进、两不误。我国分用户类别的电价未能反映各类用户真实的供电成本, 电价结构中存在较为严重的交叉补贴,导致工业用电成本偏高,并间接鼓励了中高收入居民不合理的用电需求。建设电力市场将结合输配电价、发售电价改革进程,在确保居民电价相对稳定的前提下,配套改革不同种类电价之间的交叉补贴,逐步降低实体经济用电成本。建设碳市场则将通过引入配额拍卖分配机制、创新拍卖资金使用渠道等方式,综合支持能效提升与可再生能源发展,有针对性地补贴低收入群体,降低减排成本传导带来的终端用电成本上升,在保障民生的前提下降低全社会转型成本。

从实施过程来看,电力市场与碳市场相互影响

(一)率先启动的碳市场尝试绕开我国电力体制束缚。我国于2011年启动广东、湖北、北京、上海、天津、重庆和深圳等“两省五市” 的碳交易试点, 为在“十三五”期间建立全国碳市场开展积极探索。从地区试点探索和全国市场前期准备来看,我国充分考虑了当前电力系统高度计划与管制的特点,为有效调动全社会减排潜力,避免因减排成本无法传导而将所有压力集中在发电端,在制度设计层面既考虑了化石能源发电的直接排放,也纳入了终端用户用电带来的间接排放。针对电力市场缺失导致的运行僵化问题,则是淡化了发电量、负荷率等影响碳排放的关键指标,仅考虑了机组能效对电力行业碳排放的影响。

(二)后续启动的电力体制改革挑战已初步成型的碳市场思路。以2015年印发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》为标志,以破解制约电力市场建设的“量和价”两个关键要素为切入点,我国电力体制改革再次起航。恰逢经济发展进入新常态、电力供需环境宽松,电力体制改革推进更为迅速,改革试点已扩大至除西藏自治区以外的全部省(区、市), 2016年市场化交易电量占全社会用电量的比例达19%2017年有望进一步提升至近40%,预计到2020年将基本取消非调节性的燃煤机组计划电量,上网电价和公益性电量以外的销售电价将全部放开。电力量价形成机制即将发生根本性变化, 已初步成型的碳市场建设思路将面临修改甚至重建的重大挑战。

(三)当前形势对电力市场与碳市场协同发展提出更高要求。2015 年以来,煤电投资增速逆势上扬,行业整体陷入产能过剩风险。进入2016 年,煤炭行业去产能带动煤价迅速反弹,使燃煤发电企业普遍陷入经营困境。与此同时,为加快适应自身角色定位转换,煤电行业积极开展灵活性改造,为非化石能源充分消纳提供支撑和保障。以上诸多因素叠加,对现阶段我国电力行业的平稳发展带来深刻影响,更对建设电力市场与碳市场的节奏和力度提出更高要求。从当前进展来看,电力市场面临省间壁垒, 碳市场又是新生事物,推进进度面临较大的不确定性,两个市场后续可能存在时间、空间的不统一,将对不同区域发电、用电企业带来差异化影响,加强协同的紧迫性进一步增强。

从预期成效来看,电力市场与碳市场有待协调

(一)行业内部环境变革,功能定位有待协调。当前碳市场一定程度上解决电力行业高效煤电与低效煤电之间的市场出清问题。而新一轮电力体制改革将显著改变电力行业内部环境,完整的电力市场体系将充分发挥市场发现价格、配置资源的作用,这将几乎完全取代现行碳市场在电力行业的作用,碳市场需进一步明确功能定位,根据电力行业内部环境的发展变化不断优化减排的目标与路径。

(二)涉及行业类型重叠,转型推力有待协调。重点耗能行业既是最先参与电力市场直接交易的大用户, 也将是除电力行业以外最先纳入全国碳市场的重点排放单位;在电力市场中是与电力企业开展市场交易的供需双方,在碳市场中则共同作为碳排放配额的交易主体。两个市场从不同角度推动高耗能产业转型,在形成推力过程中需加强协调,利用好“高耗能也是高载能”的产业特点,挖掘需求侧灵活性资源,加快促进形成新的商业模式。

(三)新兴售电主体涌现,规范培育有待协调。截至2016年底,全国完成电力交易中心注册的售电公司已达到1628家,代理交易电量超过100 亿千瓦时,售电主体的重要作用逐渐凸显,初步形成了多元主体参与的电力市场竞争格局。创立初期,售电公司的商业模式主要是赚取差价,随着改革深入和规则细化,将更多提供需求侧管理、需求响应和碳资产管理等增值服务,挖掘用户侧的灵活性资源和节能降碳潜力。在这一背景下,如何加快培育售电主体并赋予相应的减排责任,对电力市场和碳市场均提出了新的挑战。

加强改革方案制定、落实、效果协同,推动电力市场与碳市场协同共进

电力市场与碳市场通过试点探索积累了大量宝贵经验,此时正站在深化推进的关键节点,迫切需要加强改革方案制定、落实、效果的协同,推动电力市场与碳市场在政策取向上相互配合、在实施过程中相互促进、在改革成效上相得益彰,朝着全面深化改革总目标聚焦发力。

(一)综合考虑两项改革对参与主体的影响,加强改革方案协同。当前阶段,电力体制改革已出台总体方案和配套文件,碳市场尚未出台总体方案。后续需注重加强两项改革方案的整体规划与协调,特别是碳市场改革方案需为电力体制改革留有制度接口,时间节点要能衔接得上。面向发电行业,当前阶段需重点梳理两项改革方案中有助于化解煤电产能过剩风险的制度安排,为发电权、碳配额交易转让等支持政策留有操作空间;面向用电行业,需注重促进电力需求侧管理与碳资产管理融合发展,推动降低用电成本与推动形成新业态高度统一。

(二)适时调整两项改革着力点和结合点,推动改革落实协同。电力市场进程和碳市场发展需要更好地匹配,协助实现电力行业可持续发展。特别是当前电力发展形势相对复杂,建设电力市场与碳市场在现阶段应作为推动供给侧结构性改革的重要抓手,注重建立相对完善的市场机制和交易规则,及时发现两项改革中的不协调和不同步;后续阶段应以更好推动电力行业实现绿色低碳发展为着力点,以协同推动电力供需两侧转型为结合点,及时评估已出台的改革方案,纠正拖了后腿或偏离目标的改革措施。

(三)科学设计两项改革时间表和路线图,促进改革效果协同。既要分别看电力市场与碳市场的改革成效,也要看两项改革的综合成效、总体成效。当前阶段应以2020年为关键节点,2020年前注重做好电力市场初步形成、碳市场探索起步的评估工作,深入研究“十四五”及中长期两项改革工作的协同发展方向;2020年后按照“有进有退”原则,视电价放开情况妥善处理间接排放问题,加快实现电价、碳价协同传导;视电量放开情况稳妥引入配额拍卖手段,加快适应电力市场化发展方向。

作者单位:国家发展和改革委员会能源研究所

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