2020年电力体制改革回顾与展望

作者: 时间:2021-01-06 【 】 【关闭

  

  一、电改总体进展及市场建设情况

  经过持续努力,我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级,在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易,在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。2020年,我国电力市场参与主体不断增多,电力市场化交易规模及占比持续扩大,交易机构股份制改造取得积极进展,市场开放度显著提升,市场活力进一步释放。

  交易规模方面。2020年1~10月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量25482.4亿千瓦时,同比增长16%。省内交易电量(仅中长期)合计为21224亿千瓦时,其中电力直接交易19087亿千瓦时、发电权交易1942.7亿千瓦时、抽水蓄能交易125.3亿千瓦时、其他交易69亿千瓦时。省间交易电量(中长期和现货)合计为4258.4亿千瓦时,其中,省间电力直接交易1092.8亿千瓦时、省间外送交易(网对点、网对网)2965.7亿千瓦时、发电权交易199.9亿千瓦时。

  中电联数据显示,1~11月份,全国跨区送电完成5617亿千瓦时,同比增长13.5%;全国各省送出电量合计14041亿千瓦时,同比增长6.1%。

  “十三五”以来,全国市场交易电量、占全社会用电量比重持续提升,市场化交易电量累计10.3万亿千瓦时,降低企业用电成本近3千亿元。我国跨省跨区电力送电规模不断扩大。2019年,全国跨省、跨区电力输送电量分别为14440亿千瓦时和5404亿千瓦时,较2016年均增长超40%。

  市场主体方面。截至2020年8月底,国家电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场主体约17万家,较2019年底增加约2.7万家,是2015年底的6倍。其中,发电企业28842家(装机容量14.6亿千瓦),较2019年底增加538家;售电公司3700家、电力用户13.79万家,较2019年底分别增加50家、2.69万家。

  截至2019年12月底,南方五省区各交易平台已注册市场主体44144家,其中发电企业652家、售电公司760家、电力用户42732家。已开展交易市场主体总数32657家,参与率74.0%,其中,发电企业参与率95.7%,电力用户参与率74.3%,售电公司参与率38.4%。

  二、政策与大事

  1.我国输配电价监管体系基本完善

  继2019年底向社会公开征求意见后,2020年1月,国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》,分别完成对此前试行文件的修订,进一步提升输配电价核定的规范性、合理性。两份文件明确,区域电网输电价格、省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定,监管周期为三年;准许收入由准许成本、准许收益和税金构成;与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围,其中包括抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产等;用户类别分类,以现行销售电价分类为基础,原则上分为大工业用电、一般工商业及其他用电、居民用电和农业用电类别,有条件的地方可实现工商业同价;两部制电价的容(需)量电价与电度电价,原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定;建立准许收入平衡调整机制。

  依据上述定价办法,2020年9月,国家发展改革委制定出台了第二监管周期(2020~2022年)华北等5个区域电网输电价格、省级电网输配电价。考虑到2020年应对疫情降电价(电费)的影响,新的输配电价从2021年起执行。这标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比,第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破,表现为“一个全面、三个首次”,即全面完善了定价规则,规范了定价程序,实现了严格按机制定价;首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖,首次核定了分电压等级理论输配电价,首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。

  近期,地方政府部门陆续制定出台本地电网第二监管周期输配电价和销售电价,普遍下调了本地大工业、一般工商业用户销售电价,进一步降低了用户用电成本。

  2.电力现货市场开展长周期结算试运行

  继2019年全国首批8个电力现货市场建设试点全部启动结算试运行之后,2020年,试点连续结算试运行的周期进一步拉长,部分试点完成多月长周期连续结算试运行,同时相关配套规则进一步完善。

  2020年3月底,国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》,要求相关单位高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作,结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施并做好落实。

  4月30日,甘肃电力现货市场结算试运行在稳定有序运行43天后退出,率先完成长周期结算试运行。6~7月,福建实现全月连续结算试运行。8月,山西、南方(以广东起步)电力现货市场开展了首次全月结算试运行,进一步检验了现货市场规则设计和技术支持系统,标志着试点走向实际现货市场运行更近一步。其中,南方(以广东起步)试点是全国唯一实现发用两侧同时参与的市场,与其他7个试点有显著区别。

  但全国试点建设探索中暴露出的不平衡资金、电力现货市场与中长期市场衔接等问题仍然制约市场发展。为避免不平衡资金问题,广东采取了“以用定发”的方式,根据市场用户的用电量来确定市场发电量规模,市场发用电、计划发用电各自匹配,从而实现计划与市场的解耦。低谷局部时段基数出现负值,但全月累计为正,不会影响市场机组收益。其实际成效还有待更充分的检验。10月,山东明确不平衡资金分摊原则,并于11月完成电力现货市场整月结算试运行。11月,国家能源局印发《电力现货市场信息披露办法(暂行)》,明确了信息披露原则和方式、信息披露内容、强调信息保密与封存、强化监督管理。此外,首批试点之外的其他省(区)均已完成市场建设实施方案编制。

  山东电力现货市场试行容量补偿电价:

  2020年4月底,山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知(鲁发改价格〔2020〕622号)》,明确容量市场运行前,参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取,收取标准暂定为每千瓦时0.0991元(含税)。容量市场运行后,发电机组通过容量市场收回容量成本。此前发布文件征求意见稿表述为“燃煤机组试行容量补偿电价有关事项”。

  之后,国家能源局山东监管办公室、山东省发改委、山东省能源局发布《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等文件,并于7月修订。其中明确了补偿机组范围、补偿费用收取(支付)方式,综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素,以容量补偿方式补偿发电机组固定成本。发电容量补偿费用每月结算一次。

  在现货市场出现负电价的形势下,山东作为燃煤机组占比较高的大省,通过构建容量电价补偿机制,取得了初步效果。从山东现货市场11月整月结算试运行情况看,容量电价补偿机制打消了发电企业的顾虑,现货市场平均价格明显下降,更接近于变动成本,峰谷价差进一步扩大,发电企业的调峰积极性有所提升。采用容量电价后,中长期市场与现货市场均基于发电变动成本定价,两个市场定价基准保持一致,可实现价格的联动,更好地发挥现货市场发现价格、中长期市场规避风险的作用。同时,该机制还基本解决了发电机组的沉没成本问题。

  3.电力中长期交易规则更加完善

  2020年,电力中长期交易规则在细节上更加完善,市场交易比重进一步提高。6月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期交易基本规则》,对2016年发布的《电力中长期交易基本规则(暂行)》进行了修订。修订后的《基本规则》新增“配售电企业、储能企业”等市场成员,新增月内(多日)交易周期,提出“滚动撮合交易”这一交易方式和“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”,用户侧购电价格增加了辅助服务费用。

  此次修订印发的《基本规则》,重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化,丰富了交易周期、交易品种和交易方式,优化了交易组织形式,提高了交易的灵活性和流动性,增强了中长期交易稳定收益、规避风险的“压舱石”作用。《基本规则》修订出台是我国电力市场建设不断深化的重要成果和标志,将进一步指导和规范各地电力中长期交易,推动形成统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构,促进电力要素市场化配置和电力行业持续健康发展。

  近期,地方(区域)市场陆续出台本地(区域)电力中长期交易基本规则或征求意见稿。

  11月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》(发改运行〔2020〕1784号),要求抓紧签订2021年电力中长期合同,鼓励市场主体及时、高比例签约。在保障足量签约的基础上,推动分时段签约、拉大峰谷差价,对一年期以上长期交易合同予以优先安排、优先组织落实、优先执行。同时,将加强电力信用监管,促进电力中长期合同签约履约。

  4.电力辅助服务市场实现全国全覆盖

  2020年,电力辅助服务市场覆盖范围进一步扩大,实现全国全覆盖。同时,市场参与主体不断增加,交易品种更加丰富,交易机制进一步优化。

  4月,福建调频辅助服务市场在试运行一年后转入正式运行,华中电力调峰辅助服务市场首次开展调电结算试运行,国家电网公司华北分部在国内首次将车网互动(V2G)充电桩资源正式纳入华北电力调峰辅助服务市场并正式结算。5月,湖南省电力辅助服务市场启动模拟运行。6月,国家能源局华中监管局印发《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》。11月,江苏能源监管办印发《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则(试行)》,拟于12月1日正式启动模拟运行;国家能源局华中监管局、江西省能源局印发《江西省电力辅助服务市场运营规则(试行)》;国网宁夏电力首次调用蓄热式电锅炉参与电网调峰;国家能源局华北监管局修订《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则》;南方区域统一调频辅助服务市场系统于2020年11月17日正式投入运行,是全国首个上线运行的区域调频市场系统,该调频市场预计年底启动试运行。

  5.电力交易机构股份制改造提速

  2020年2月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》,明确电力交易机构单一股东持股比例不得超过50%。2020年上半年,北京、广州2家区域性交易机构和省(区、市)交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下,2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。

  截至2020年7月,国家电网公司经营区内北京电力交易中心和27家省级电力交易机构全部完成股份制改造,28家电力交易机构共引入非电网企业股东超过240家,四成电力交易机构引入民营企业参股,国家电网公司对28家电力交易机构的持股比例全部降至80%以下。

  其中,北京电力交易中心增资协议签约,引入10家投资主体,国家电网公司股权被稀释至70%。

  2020年9月,广州电力交易中心有限责任公司增资项目在北京产权交易所正式披露。本次增资完成后,南方电网公司持股比例约为39%,南方五省区政府出资企业持股比例约39%,新进不超过7家投资者合计持股不超过22%。广州电力交易中心有望成为全国首家实现电网企业持股比例低于50%的电力交易机构。

  2020年年底前,全国电力交易机构股权结构将进一步优化,预计电网企业持股比例将降至50%以下,电力交易机构与调度机构职能划分将更加清晰。同时,电力交易机构加快完善公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制,搭建公开透明、功能完善的电力交易平台。

  6.增量配电改革稳步前行

  2020年8月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展第五批增量配电业务改革试点的通知》,确定黑龙江富拉尔基经济开发区金属新材料产业园等79个项目作为第五批增量配电业务改革试点,并鼓励具备条件的省(区、市)自行确定和公布试点项目。此前的3月份,国家电网公司在官网发布《进一步支持和推进增量配电业务改革的意见》,明确对增量配电业务改革的支持态度。

  自增量配电改革启动以来,国家发展改革委、国家能源局分五批次明确了459个试点,陆续发布二十余份文件,从项目业主确定、配电区域划分、增量配电网的投资建设与运营、部分试点退出等多方面予以指导和规范,并展开项目督查,但总体看,增量配电业务虽稳步前行,取得初步成效,但总体效果不及预期。

  据《2020年增量配电发展研究白皮书》统计,在前四批404个试点中,取消24个试点、202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证(供电类)。目前,网对网的身份与电价、调度、存量资产处置、难以接入电源等问题制约项目试点落地。

  三、问题与趋势

  1.可再生能源消纳市场机制有待完善

  碳达峰、碳中和目标明确后,我国能源电力转型提速,新能源将迎来大规模发展。消纳条件已成为新能源项目开发的重要前置条件,促进新能源消纳的电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、绿证交易机制、可再生能源电力消纳保障机制、需求侧资源参与市场等各类市场机制需加快衔接与完善,这将是未来保障高比例新能源消纳面临的重大挑战。

  受风光资源特性影响,高比例新能源波动需通过实时电力平衡进行消纳,而实时市场中新能源低边际成本降低了市场出清价格,影响常规电源获益。要统筹相关市场,通过辅助服务市场和容量市场建设调动常规电源保障电力供应、支撑新能源消纳的积极性,辅助服务市场机制将日趋成熟,煤电机组容量成本收回机制或在多地试行。同时,要完善碳市场机制,让新能源的清洁低碳价值充分体现并得到补偿。

  2.电力现货市场建设需加速推进

  2020年,8个电力现货试点连续试结算运行的周期进一步拉长,进一步验证了现货市场规则和技术支持系统的有效性,同时也暴露了一些问题。其中,针对电力现货市场与中长期市场衔接、不平衡资金处理原则、市场力监测与防范、省内现货市场与深度调峰辅助服务融合、跨区富余新能源现货与省内现货市场衔接等共性和个性问题,仍需各方研究措施、完善规则,提高规则引导市场、解决问题的效果。

  党的十九届五中全会将“高标准市场体系基本建成”列入“十四五”时期经济社会发展主要目标并作出一系列部署。当前和今后一个时期,能源电力系统需积极主动研究电力现货市场“高标准”的内涵与特征,加快电力现货市场建设。2021年,从连续结算试运行周期看,8个试点地区将陆续开展3个月以上连续结算试运行,具备条件地区或将开展连续不间断结算运行;从现货试点范围看,大部分地区将陆续启动现货市场改革试点工作,南方(以广东起步)电力现货市场也将逐步纳入其他四省(区)。市场规则、交易组织流程以及技术支持系统将在实践中进一步检验完善。

  3.深化区域市场建设,促进资源优化配置

  未来5年,能源电力行业要努力实现“能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高”的目标。随着我国电力市场建设逐步深入,市场配置电力资源的决定性作用将进一步发挥,促进电力资源在更大范围优化配置。

  跨区跨省电力交易有利于发挥市场的资源配置作用,促进西北、西南清洁能源消纳,实现更广范围内的资源优化配置。需加强电力市场顶层设计,重点完善跨省区电力市场建设目标、规模和时序统筹,跨省区电力市场交易体制、辅助服务机制及价格传导机制,提高跨省区输电通道利用率,提高跨省区电力交易信息披露及时性和透明度,促进跨省跨区电力交易规模进一步扩大。

  《电力中长期交易基本规则》明确,在优先安排优先发电合同输电容量的前提下,鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》也要求“做好省内和跨省跨区电力中长期交易(含优先发电)合同签订的组织协调”。

  4.交易机构法人治理结构和经营管理机制有待完善

  到2020年底,北京、广州2家区域性交易机构和省(自治区、直辖市)交易机构中电网企业持股比例将全部降至50%以下,实现预期的股份制改造目标。由于交易机构全部采用公司制形式,接下来,交易机构将规范设立股东会、董事会、监事会和经理层,加强内部机制建设,形成权责分明、相互制衡的公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制。同时,电力交易机构还需进一步厘清与市场管理委员会、调度机构的职能、业务界面并加强配合。

  按照《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》明确的建设目标,2022年底前,各地电力交易机构要结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等,京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合,适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前,基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。




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