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電力:改革之考
來源:能源評論作者:日期:20.03.24

  電力體制改革應通過持續優化電力行業體制機制、建立公平有序的電力市場,全面支撐我國能源清潔低碳轉型、保障電力安全穩定供應,促進技術和模式創新,推動電力工業高質量發展。

  2019年,我國電力體制改革取得了重要進展:電力市場建設成效初顯,8個現貨市場試點平穩推進,中長期交易爲主、現貨交易爲補充的電力市場體系初具雛形;首個監管周期輸配電價順利實施,初步建立了較爲完善的輸配電價體系;售電側放開平穩推進,初步形成了多買多賣的市場競爭格局;增量配電改革持續推進,試點範圍基本實現地市全覆蓋,總體來看,改革取得了明顯成效。

  2020年是“十三五”規劃的收官之年,“十四五”時期是我國全面建成小康社會後,開啓全面建設現代化強國新征程,全面落實高質量發展要求,深入推進能源生産、消費、體制和技術革命的關鍵時期。

  電力體制改革應通過持續優化電力行業體制機制、建立公平有序的電力市場,全面支撐我國能源清潔低碳轉型、保障電力安全穩定供應,促進技術和模式創新,推動電力工業高質量發展。

  電力現貨市場:六大關鍵問題待解

  2019年我國電力市場建設取得重大進展,但隨著電力現貨市場推進,一些深層次矛盾和問題逐步浮出水面。2020年,市場建設重點在機制,要通過健全完善市場機制解決六大關鍵問題。

  一是計劃與市場雙軌運行問題。

  我國全面放開經營性用戶發用電計劃後,發電側放開規模與用電側不匹配,影響市場總體推進,在個別省份矛盾尤爲突出。發電計劃放開後,“保量競價”機制如何落地、中小經營性電力用戶放開後如何參與市場等問題,都需要根據不同省份的實際情況制定具體的機制規則和措施。

  面對新要求,需要建立市場運轉高效、計劃保障有力的全新機制。例如以優先購電規模爲基礎,確定相應的優先發電規模,確保居民農業保障類用電價格穩定。做好優先發用電計劃與輸配電價改革的銜接,確保交叉補貼擁有穩定的來源。逐步研究“保量競價”具體操作方式,細化各類發電主體的放開路徑,在確保電網安全和民生保障的同時建立公平競爭的市場機制。

  二是省間與省內市場銜接問題。

  目前我國省間電力市場運轉平穩,中長期交易電量持續提升,省內電力市場逐步完善,現貨市場試點取得重大突破,但省間與省內市場的銜接目前還缺乏一套完善的機制。如當前省間、省內市場均有多個交易品種,省內現貨市場、區域、省內輔助服務市場、省間富余可再生能源現貨市場共同運行,時序銜接複雜,市場運行效率仍有提升空間。

  实现省间与省内市场的衔接,首先,要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴國際经验的基础上,应充分考虑我国電源結構、电网结构、调度模式等特点,对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次,还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上,尽量规范省级市场核心规则框架,统一市场技术支持系统技术标准和接口,为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

  三是中長期交易與現貨市場銜接問題。

  在現貨市場試點的探索中,中長期交易與現貨市場已經初步銜接了起來,但還有一些具體問題有待在未來持續探索完善。如在去年試運行期間,出現了現貨市場價格普遍偏低的現象,價格發現作用未充分發揮。長期來看,還可能影響用戶簽訂中長期合同的積極性。

  建議針對存量中長期合約盡快明確電量的曲線分解方式,在組織簽訂中長期合約時要求市場主體明確曲線或約定曲線形成方式,並建立中長期合同電力負荷曲線的靈活調整機制。同時,明確中長期與現貨市場的關系,通過中長期交易與現貨交易的協調運作,共同促進資源高效配置。

  四是新能源參與電力市場問題。

  目前,各省新能源參與現貨市場的方式存在一定差異,甘肅采用“報量報價”方式,山西采用“報量不報價”方式。浙江、山東、四川、福建采用全額保障性收購方式,不參與現貨市場。如何根據各省的實際情況設計新能源參與電力市場的機制,實現新能源發電保障性收購與市場交易有序銜接,以實現新能源消納的目標是我國電力市場建設需要重點解決的難題。

  新能源與火電等調峰電源之間也需要合理的協調機制,新能源發電的波動性、市場參與方式對電網和市場運行産生了直接影響,部分省份因爲新能源大發,需要省內大量火電機組啓停或深度調峰,甚至調用跨省資源調峰,需要建立更加合理的輔助服務市場機制來保障新能源消納。

  五是市場力風險防範問題。

  我國發電側市場結構存在一定不合理現象,需要在市場中設計市場力防範機制。我國部分地區單一發電集團的市場份額占比過高,在一些特殊情況下,如阻塞發生地區、負荷高峰時段等,部分發電企業可能形成壟斷優勢,不僅影響市場公平競爭,還將推高市場價格,增加用戶負擔。

  市場力的防範需要在事前、事中和事後等全程在監管和規則設計上采取有效的措施。例如在市場設計階段就對市場集中度進行測算,並采取合理的方式優化市場結構防範市場力。市場運行中采用行爲測試方式限制發電企業行使市場力,保證市場平穩有序起步。綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素,可由能源監管機構、市場運營機構、市場管理委員會等機構經協商後設置市場申報價格上下限。

  六是調峰調頻資源參與市場問題。

  近年來我國新能源發展迅猛、夏季用電負荷峰值不斷攀升、系統高峰期面臨平衡壓力,迫切需要通過市場化交易機制,充分挖掘常規火電、以及大用戶、電動汽車、分布式儲能等需求側調峰調頻資源的潛力,爲電力系統安全穩定運行和電力可靠供應提供保障。

  逐步探索調峰調頻資源參與現貨市場、輔助服務市場、容量市場等機制,建立引導需求側響應的合理的峰谷分時電價機制,推動源網荷儲實現互動,通過價格信號引導各類調峰調頻資源積極參與電力系統的平衡。

  增量配電:群雄逐鹿,漸入佳境

  增量配電改革是新一輪電力體制改革的重要內容,一直吸引著社會各界的關注。國家層面將增量配電改革作爲當前穩增長穩投資的重要措施,不斷加大改革推進力度。目前全國共批複四批次試點項目440個,第五批試點項目申報工作已啓動。2019年,在各方的共同努力和推動下,試點項目整體進展顯著加快,促進了電網企業服務水平和經營效率的提升,加速了綜合能源服務的創新發展。2020年,增量配電改革將進一步完善政策機制,有序推進。

  首先,增量配電改革長遠目標需進一步明確。

  中發9號文對增量配電改革預期目標可以總結爲“促發展、提效率、開放社會資本、推進混合所有制改革”,但在總體目標下,還應完善相對清晰的配電服務運營監管的長遠格局和發展路徑,用以指導當前的項目試點工作。

  及時總結試點經驗也非常重要。考慮到配售電業務的重要性和技術、管理的複雜性,當前增量配電改革的工作注重對之前試點項目的系統總結評估和完善糾偏,避免試點項目推進過程中老問題重複再犯。

  同時,需要進一步統一思想,明確試點推進思路。試點項目獲得批複後,需要盡快確定清晰的思路,提出合理的商業模式,確保投資收益,吸引社會資本積極參與。

  其次,政策規定需進一步完善。

  增量配電改革目前還處于起步摸索階段,盡管國家層面已出台了相關政策文件,如供電區域劃分、價格核定等,但具體實施細則仍不明確,難以指導實際工作。此外,試點項目規劃、建設、運營以及服務等建設運營階段的國家標准、行業規範仍不完善。缺少強制性標准約束,其他投資主體有可能發生爲增加收益而降低配電網規劃建設標准的情況,試點項目進入運營階段後,存在一定的安全風險隱患。所以,需要明確相關標准。

  最後,增強盈利能力,創新商業模式。

  增量配電公司初期處于配電網投資建設階段,試點區域負荷電量增長暫未達預期。前期投資的現金流出巨大,中、短期內可能出現虧損,需要盡快增強盈利能力。部分省份民營企業創新能力強,思路活,借助增量配電試點項目,爲客戶提供多種增值服務,實現了盈利。其他省份也需根據自身情況,因地制宜,積極開展市場化售電業務、創新商業模式,爲用戶提供多種綜合能源服務。

  售電側改革:機遇再起,售電市場發展質效仍需提升

  2020年售电市场建设压力与机遇并存。当前国内外经济形势复杂,國際贸易摩擦频发。在此背景下,深入推进售电侧改革,放宽直接交易准入条件、扩大直接交易规模、提高售电主体及电力用户参与市场的积极性,既是售电市场建设的挑战,又是激发售电市场活力的有利因素。

  但也要看到,售電側改革可能面臨以下趨勢和挑戰:

  一是各級政府部門將持續擴大直接交易規模,售電市場有望進入新一輪快速發展階段。

  2020年1月3日,國務院常務會議明確:“要推動降低制造業用電成本和企業電信資費,全部放開規模以上工業企業參與電力市場化交易。”售電市場將主要承接電力交易實施的工作。未來電力市場交易規模與售電公司代理用戶將大幅增加,售電市場發展空間將進一步擴大,這對于各類售電市場主體來說是較大利好。各級政府部門應加快放寬電力市場化交易的准入用戶類型、降低准入條件門檻、提高交易頻次、擴大交易規模,更多惠及實體經濟。

  二是關注售電市場壟斷問題,中小企業生存壓力不容忽視。

  2019年部分省份售電市場存在市場集中度較高問題,擁有發電背景的售電公司代理電量超過市場份額半數,代理客戶以大用戶爲主,從戶均代理電量水平來看要顯著高于其他類售電公司。市場集中度過高不利于培育市場主體,需要加強市場監控、防範市場力風險。要做好重點地區市場價格波動等關鍵指標監測工作,對于市場力風險較大地區可建立市場力管控機制,促使售電市場建設初期市場有序發展。

  三是部分售电公司盈利模式较单一,持续經營發展压力大。

  受發電企業降價空間收窄、與用戶分成比例下降、偏差考核壓力大等因素影響,售電公司可持續發展壓力加大。從2019年來看,售電公司已發生業務的在1/3左右,與用戶分成比例呈現下降趨勢,並且部分售電公司盈利模式較單一,持續發展能力不足。建議售電公司創新盈利模式,近期要著重提升售電市場開拓能力、細分客戶群體服務創新能力、售電業務風險管控能力“三大能力”。加強能源電力市場開拓,精准把握客戶需求;細分客戶群體,主動創新增值服務,培育比較優勢;提高競價決策能力,增強市場價格波動、用戶偏差電量風險管控能力。

  四是隨著配電網新業態的發展和電力市場建設,需求側資源參與市場的訴求逐漸強烈,爲售電公司創新服務提出了新的要求。

  售電公司積極發揮作用,有助于分布式光伏、用戶側儲能、可中斷負荷等需求側資源的友好交互、高效利用。當前各類需求側資源參與市場的准入、交易機制等缺乏系統設計,僅針對部分資源的應用開展了零星探索試點,售電公司難以開拓相應商業模式,需求側資源發展訴求難以充分滿足。建議綜合考慮需求側資源技術成熟度、參與市場的經濟可行性、對電網安全穩定運行的影響等方面,系統設計售電公司聚合需求側資源參與電力市場的模式。

  在“十三五”規劃收官之年,電力體制改革也走過了第一個五年,即將開啓新的篇章。新的一年,要扭住電力市場建設這一牛鼻子,充分發揮市場的決定性作用,推動電力體制改革取得新的突破,助力國家治理體系和治理能力現代化,助推國家全面建成小康社會目標的實現。

  (来源:《能源评论》 作者:马莉 张凡 杨素 作者供职于国网能源研究院战略研究所)

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