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最近中央氣象臺連續(xù)數(shù)月發(fā)布高溫預(yù)警，尤其是成渝等長江流域自6月13日以來出現(xiàn)持續(xù)高溫。高溫導(dǎo)致長江流域降雨量較常年同期偏少四成，水電發(fā)電能力下降超過一半，電網(wǎng)“尖峰負荷”現(xiàn)象顯著，影響電網(wǎng)安全，促使四川等地啟動有序用電。

西部是中國電力的主要供應(yīng)地區(qū)，西電東送有力支撐了中國“四縱四橫”的特高電壓輸電網(wǎng)絡(luò)建設(shè)，西部地區(qū)出現(xiàn)全天電力、電量“雙缺”局面，無疑給中國電力體系帶來了大考。

目前成渝等西部電力系統(tǒng)出現(xiàn)重壓，從供需角度看，是極端氣候?qū)е挛鞑克姲l(fā)電能力減半，而用電需求極速上升，引發(fā)電力系統(tǒng)供需兩側(cè)負荷峰谷差加大。以四川為例，截至2021年底，四川總電力裝機容量1.14億千瓦，其中水電占77.72%。

當然，發(fā)電地區(qū)出現(xiàn)尖峰負荷，還存在更深層的電力體系因素。本世紀初，中國就制定了廠網(wǎng)分離、輸配分離、配售分離和主輔分離等改革，但是售電側(cè)的輸配分離、配售分離等改革則相對緩慢，導(dǎo)致整個電力系統(tǒng)帶有明顯的半市場、半計劃的雙軌制特征。

2021年三季度20余個省區(qū)出現(xiàn)電荒，加速了新一輪電改，如去年10月國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，11月國家電網(wǎng)發(fā)布《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》，以及加快直售電市場試點等。但由于輸配和配售分離改革啟而不動，輸電價與配售電價難以獨立清算，導(dǎo)致整個電力體系從規(guī)劃、運營到價格等三大基礎(chǔ)性制度，始終難以推進市場化進程，電網(wǎng)建設(shè)重特高電壓的輸電網(wǎng)建設(shè)，輕配售網(wǎng)建設(shè)（目前輸電網(wǎng)與配售電網(wǎng)的投入是3:7）。這使中國當前的電力輸配網(wǎng)絡(luò)與新能源電力不盡匹配，并導(dǎo)致售電側(cè)的市場化改革知易行難。

為此，不論是基于解決深層問題，還是緩解短期應(yīng)急之需，都需真正有效推進輸配分離、配售分離改革，推動售電側(cè)的市場化。

這將首先有助于搭建符合未來電力結(jié)構(gòu)的電網(wǎng)建設(shè)。根據(jù)“雙碳”目標，未來中國新能源裝機規(guī)模將達50億千瓦，是現(xiàn)有6.8億千瓦的6倍多，由于風、光等新能源具有很強波動性，而且新能源存在發(fā)電方可能也是用電方的特征等，就近、就地使用的利用效率會更高。因此，建立分布式電網(wǎng)體系，即探索電源、電網(wǎng)、負荷、儲存等一體化的本地化配電網(wǎng)微網(wǎng)模式，將更有助于電力體系的健康發(fā)展。如此一來，電網(wǎng)建設(shè)就可實現(xiàn)國家電網(wǎng)與南方電網(wǎng)主要集中在輸電網(wǎng)建設(shè)，配售電網(wǎng)實現(xiàn)有規(guī)則的市場化競爭，從而緩解新能源直接進入輸電網(wǎng)可能給電網(wǎng)帶來極端的尖峰負荷問題。

其次，推進輸配和配售分離，將有助于在售電側(cè)培育真正獨立的市場主體，使直售電市場能真正清晰定價。輸配和配售分離將會重新厘定電網(wǎng)的地位，將其從配售業(yè)務(wù)中解放出來，專司輸電服務(wù)，從而打破跨省跨區(qū)電力交易的統(tǒng)籌統(tǒng)銷等問題，真正還原輸電和配售電的成本，推動直售電的市場化。

最后，引入碳排放權(quán)交易模式，以替代新能源的行政補貼，以完善電力體系的市場內(nèi)生激勵約束相容機制，從而引導(dǎo)行政補貼等政策從新能源市場退出，即新能源電價根據(jù)供需情況進行市場定價，但新能源發(fā)電企業(yè)可以根據(jù)發(fā)電量，在碳排放市場出售碳排放權(quán)獲得收益，以通過市場化手段支持雙碳素經(jīng)濟。

總之，高溫在長江流域帶來的尖峰負荷等問題，深刻揭示出電力等要素資源改革亟需快馬加鞭地推進，真正推動電力體系的市場化改革。

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