新电改进入第8年之后，电力现货市场改革突然加速。
10月12日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（下称《通知》），力促电力现货市场尽快在全国范围内全覆盖。
9月18日，国家发改委、国家能源局刚刚发布《电力现货市场基本规则（试行）》，这是2015年新电改以来出台的国家层面首份电力现货市场建设规则。
前后不到一个月，监管部门连下“两道金牌”力推电力现货市场，急切之心情溢于言表。
电力现货市场之重要，首先是在电价的实时发现方面，当下占据主导的中长期市场极度缺乏灵活性。2021年下半年以来，煤价暴涨，而中长期交易对电价反应严重滞后，未能及时反映市场真实的供需情况并疏导激增的煤电发电成本，造成了煤电企业大面积亏损。
或许更重要的是，由于现货交易频次高（7×24小时不间断开市）、周期短（小时/15分钟），更符合新能源波动性、难以预测等特点，现货市场在促进新能源消纳利用方面更有优势。
电力现货市场如此重要，可是新电改8年多来，现货交易的电力占比仅为20%。那么，到底是哪些因素在阻碍着电力现货交易的步伐呢？加速推进的电力现货市场改革将带来多大的价值和影响？
涨电价“魔咒”
2015年新一轮电改启动，官方先后分两批次选取了14个地区作为电力现货市场试点。
10月12日发布的《通知》，对各省现货市场建设时间表做了明确规定：首先，第一批试点中打了“退堂鼓”的浙江和福建，被要求加快建设进度，浙江2024年6月前要启动连续结算试运行，福建2023年底前要开展长周期结算试运行。
其次，第二批试点和非试点省份的区别有所弱化，河北南网、江西、陕西这些非试点地区也被要求力争于2023年底前开展长周期结算试运行。其他地区（除西藏外）要力争在2023年底前具备结算试运行条件。
那么，为什么很多省份电力现货市场改革推进缓慢呢？答案是地方政府担心电改就是“涨电价”，而电价是企业的成本，涨电价会减缓地方经济发展进而影响政绩。
考虑到各省的电力能源结构不同和改革难度，2015年的“9号文”提出以省为单位推进电力市场改革，各省有权自行决定本省内电改路径和试点实施方案。电改方案的最初设计权分散给了地方，为日后的现货市场推进缓慢埋下“伏笔”。
例如浙江，2017年就启动了省内现货市场建设，并成为第一批电力现货试点省份，是新一轮电力体制改革的“先行军”。但是从去年以来，浙江却一直暂停电力现货长周期连续结算试运行。
主要原因是去年夏季浙江从现货市场高价购入电量，滚动形成了近百亿元的“电费窟窿”，这部分成本最后需要摊入工商业电价，抬高了企业用能成本，也降低了浙江招商引资的吸引力，令民营经济大省浙江左右为难。
浙江对电力现货市场的态度转变，很具代表性。担心涨电价的心理，影响着各省电力现货市场的进程与命运。可问题是，长远来看，能源价格、电价的上涨，几乎是不可避免的。
且不说俄乌战争以及中东局势动荡，正在推高油气、电力的价格，最根本的，清洁能源替代也不大可能是成本直线下降的过程。清洁能源替代是有成本的，电价方面，有测算表明，新能源为主的电力系统，成本要比旧系统贵近三分之一。
但是能源替代是绕不过去的，“双碳”没有回头路。在现阶段对包括现货市场等电改“消极罢工”，只能贻误战机并一再增加转型成本。电力现货市场改革，需要从涨电价魔咒中跳脱出来。
省间壁垒
电力现货市场交易电量只占整个电力市场的20%，而2022年省间现货交易电量占比还不足1%。省间现货交易少得可怜，与省间壁垒有关。
直到现在，发电配额的调度模式仍受到地方保护的影响。无论在电改前还是电改后，地方国企的机组效率都显著低于央企。但是地方政府却有十足动力去保护本地低效率机组。
以南方五省（广东、广西、云南、贵州、海南）为例，电改前后央企煤电机组的平均发电标准煤耗分别为308.7和305.6克标准煤/千瓦时，而地方国企煤电机组的平均煤耗分别为317.4和311.8克标准煤/千瓦时。
这主要是因为电力市场以省为单位，地方政府对发电调度负责，这种制度引发地方保护。地方发电企业的发电收入直接贡献地方财政收入，因此，地方政府有动机偏向当地企业。由此，低效率的地方煤电机组反而在计划调度中得到了更多的运行小时。
大力度推进电改，将包括现货市场在内的电力市场，从省内扩围到省间甚至建成全国统一的电力市场，不仅能够大幅增加能源利用效率，还将更加有效实现减碳。
以南方电网供电区域为例，广东的可再生能源数量较少，但电力需求又很大。由于省间壁垒，广东很难充分利用云南、贵州等其他省份的低成本清洁电。而一旦建立全国市场，广东将不再受到本省禀赋的限制。省外电力价格更低、排放更少，广东完全可以直接跨省购买电力，减少本省低效率电的生产。
对跨省调度的效果，中国人民大学能源经济学博士相晨曦团队，以2018年的广东电力市场为对象进行测算，如果建成全国统一电力市场，发电组合中高效率的煤电机组比重上升，二氧化碳排放相比于电改前可减少310万吨，由成本节约带来的经济效益提升可以达到73亿元。
针对打破省间壁垒、建成区域电力现货市场，《通知》提出明确要求，南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行；京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行；2023年底前建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。
市场化交易电量的持续扩大，业已成为一股倒逼电力体制改革的力量，迫使传统电力系统破除行政垄断思维，动既得利益的“奶酪”，拆除体制性“藩篱”。电力省间壁垒，亟待加速破除。
通道滞后
《通知》还要求，第一批试点省份中的四川要结合实际，持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。
由于来水偏枯，2022年夏，额定容量8000万千瓦的四川水电直接腰斩；另一边，由于干旱高温，四川最大瞬时用电负荷骤升至6500万千瓦。
6500万千瓦的最大负荷，4000万千瓦的有效水电出力，就算2000万千瓦的煤电全部顶格发电，四川还是出现了不小的电量缺口。于是，四川政府向工业企业发布了“限电令”。此事引起了轩然大波。
如今来看，如果包括现货市场在内的省间电力市场做好了，四川缺电就可以从其他省份调电。但是，四川利用好区域电力市场有一个前提，那就是跨省跨区联络线及输电通道要能形成支撑。
2022年四川限电，暴露了四川与外省联络线主要是单向的外送输电线路的问题。相较于四川3000万千瓦左右的外送电能力，去年缺电时期入川的省外支援电力仅有600万千瓦，入川紧急电力保供协调难度很大。
《通知》还特别提到新能源、分布式电力进入电力现货市场，但是这两者的入市也受制于通道建设的不足。
首先，以特高压工程为代表的跨区跨省电网建设滞后于风光大基地电源建设，制约着省间电量充分交换。
特高压外送通道审批建设周期为3年左右，但是，千万千瓦规模的集中式光伏项目只需1至2年即可完工。在电网建设与新能源投资热度形成错配的情况下，亟须重新评估新增输电通道的需求，并通过市场机制引导电力电量资源跨省跨区优化配置，提升既有输电通道的利用率。
其次，分布式电力入市也遇到了通道壁垒。
近一年来在冀鲁豫的部分市县，配电网台区与线路的承载能力已达到饱和，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，380伏侧的并网申请被暂停，待扩容后再开放。这也是2023年户用光伏市场加速南移的主要原因。
国际能源署相关官员亦认为，在中国，相比于热火朝天的电源建设，加大电网建设是电力保供和新能源消纳的关键。
2015年新电改以来，中国的市场化交易电量比重已大幅提升。国家能源局数据显示，2023年上半年，全国市场化交易电量2.65万亿千瓦时，占全社会用电量的62%。而2016年，市场化交易电量占全社会用电比重还不足两成。
未来，随着新能源入市，市场化交易电量比重有望达到八成。但是，这需要有前提条件保证——电力市场改革要解决根深蒂固的体制机制问题。加快电力现货市场建设，刻不容缓、事不宜迟。
