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最近中央氣象臺連續(xù)數月發(fā)布高溫預警，尤其是成渝等長江流域自6月13日以來出現持續(xù)高溫。高溫導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“尖峰負荷”現象顯著，影響電網安全，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”的特高電壓輸電網絡建設，西部地區(qū)出現全天電力、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)出現重壓，從供需角度看，是極端氣候導致西部水電發(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，中國就制定了廠網分離、輸配分離、配售分離和主輔分離等改革，但是售電側的輸配分離、配售分離等改革則相對緩慢，導致整個電力系統(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)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，11月國家電網發(fā)布《省間電力現貨交易規(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，導致整個電力體系從規(guī)劃、運營到價格等三大基礎性制度，始終難以推進市場化進程，電網建設重特高電壓的輸電網建設，輕配售網建設（目前輸電網與配售電網的投入是3:7）。這使中國當前的電力輸配網絡與新能源電力不盡匹配，并導致售電側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，推動售電側的市場化。

這將首先有助于搭建符合未來電力結構的電網建設。根據“雙碳”目標，未來中國新能源裝機規(guī)模將達50億千瓦，是現有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，建立分布式電網體系，即探索電源、電網、負荷、儲存等一體化的本地化配電網微網模式，將更有助于電力體系的健康發(fā)展。如此一來，電網建設就可實現國家電網與南方電網主要集中在輸電網建設，配售電網實現有規(guī)則的市場化競爭，從而緩解新能源直接進入輸電網可能給電網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的地位，將其從配售業(yè)務中解放出來，專司輸電服務，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生激勵約束相容機制，從而引導行政補貼等政策從新能源市場退出，即新能源電價根據供需情況進行市場定價，但新能源發(fā)電企業(yè)可以根據發(fā)電量，在碳排放市場出售碳排放權獲得收益，以通過市場化手段支持雙碳素經濟。

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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