电改冲击波丨把握电改新特点构建有序大市场
11月30日,6个配套文件公布,本报第一时间组织业内专家学者对文件内容进行深入解读,专家普遍认为要
把握电改新特点构建有序大市场
积极、有序推进电力市场建设
华北电力大学教授 张粒子
电改九号文提纲挈领地指明了深化电力体制改革的路径和重点任务,相应的6个配套文件,则分别针对重点任务中的关键点,提出了具体落实的思路,以保障有序地开展电力市场化改革。秉承了“九号文”鼓励因地制宜、探索创新市场化建设试点方案的理念,6个配套文件既明确了具有普适性的基本原则和具体要求,又允许采取、甚至提出了一些可选择的核心问题解决方案。
核定独立的输配电价,是 “放开两头”――放开发、用电计划和价格的前提。《关于推进输配电价改革的实施意见》的突出特点在以下四方面:一是明确指出近期输配电价改革的重点是改革和规范电网企业运营模式。即将电网企业通过发电上网电价和销售电价的购销差价作为主要收入来源的运营模式,改为按照政府核定的输配电价收取输配电服务费;输配电价水平是在按照“准许成本加合理收益”原则核定电网企业输配电业务准许收入的基础上,分电压等级核定。二是“试点方案不搞一刀切”。允许在输配电价核定的相关参数、价格调整周期、总收入管制方式、甚至输配电价结构等方面适当地体现地区特点,鼓励探索、创新,提出针对性强、可操作性强的试点方案。三是全力配合电力体制改革、积极推进全国范围内的输配电价改革。
四是提出了过渡期通过输配电价解决目前各类用户用电价格间交叉补贴的问题。各地还要密切结合发电上网电价市场化和售电价格市场化的改革进程,因地制宜地制定逐步减少工商业内部交叉补贴,以及妥善处理对居民和农业用户的补贴方案。 当前,无论是专家学者,还是电力企业、政府能源管理部门,都已认识到:现货市场的集中竞价交易机制是实现电力资源优化配置的核心,分时段乃至分价区的现货市场价格,不仅能够反映电力市场的短期供需状况,而且能为电源投资、电网投资以及经济合理用电提供丰富的经济信号,还能为可再生能源的充分利用开辟新途径,为分布式电源、蓄能新技术和智能电网发展创造可能性。因为到目前为止,电能还不便于在用户端进行大量的存储,大宗电力商品交易必须保证发输配用同时完成,所以,必须通过现货市场才能保证实时平衡,而且现货市场的价格随不同时段、不同地点的供需平衡状况不同而有差异。
但现货市场价格波动性大,中长期电力交易合同是保障电力供应和发、用电双方规避市场价格风险的基础。因此,在这一轮电力市场化改革中,大用户与发电企业直接交易和现货市场建设,都是不可或缺的。不过,与直接交易相比,现货市场交易需要较为复杂、庞大的软硬件技术支撑平台,市场风险和监管难度更大,近期应该只在少数地区试点。大部分地区近期改革的重点是规范直接交易准入规则和交易规则、扩大直接交易主体范围和电量规模,待现货市场试点取得经验后再推广,以使改革成本和风险最小化。
《关于推进电力市场建设的实施意见》主要是针对开展电力现货试点地区的,有九个方面值得特别关注:一是明确了市场建设的初期目标是:“在具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”,即开展现货交易试点;
远期目标是建立以中长期交易作为市场交易主体的避险工具,以现货市场发现价格、实现电力系统安全经济调度,交易品种齐全、功能完善的电力市场;在全国范围内实现资源优化配置的市场体系。二是在具体实施路径上,强调要将有序放开发用电计划、竞争性环节电价,与扩大直接交易主体范围和电量规模以及建立市场化跨省跨区交易机制协同推进;首次明确地提出,市场建设的试点,要建设包括现货交易和中长期交易的较为完整的电力市场,有序放开发用电计划的路径可以在《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求的基础上结合实际进行设计。三是在建设目标上,考虑到国际上典型电力市场模式的差异性和我国各地实际情况的复杂性,提出了可选择的两类市场模式以及一系列市场交易品种;对区域和省(区、市)电力市场范围和功能进行了界定。四是在主要任务中,在明确规划内的可再生能源优先发电的基础上,提出了解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与售电省相关利益方之间突出矛盾的市场化解决方案。
即可再生能源的优先发电合同可转让,在获得政府补贴的条件下通过市场机制实现电力经济调度。此外,明确提出要建立市场风险防范机制。五是在市场主体上,将各类发电企业纳入市场主体范围,以期促进公平竞争和市场效率;将电力用户纳入市场主体范围,可充分利用市场机制促进电力供需平衡;将售电企业纳入市场主体范围,与《关于推进售电侧改革的实施意见》相呼应。六是在市场运行上,与目前的直接交易不同,明确规定在以双 边实物合同为主的的所谓”分散式市场“中,交易双方要在日前提交双方约定的次日发用电曲线,以保障在市场机制下全系统的实时电力平衡,从而彻底解决目前直接交易只考虑电量平衡、不考虑电力平衡的弊端。七是在市场价格形成机制上,允许试点地区结合本地区输电网架结构的实际情况,选择采用分区边际电价还是节点边际电价。八是针对市场化后,系统发生紧急事故、重大自然灾害、突发事件等情况,明确了应急处置原则。九是对市场信用体系制度建设提出了较为具体的要求。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》主要是针对没有建立现货市场的地区推进直接交易的市场化改革,关键点主要在以下五个方面:一是在总体思路和主要原则的表述上可以看出,采取“有序放开发电计划”(而不是一步到位地全部放开发电计划)的改革路径,不是为了保留政府制定年度发电计划的权力,而是为了在没有建立现货市场之前、直接交易不能保障实时电力平衡的情况下,保证系统在运行中有足够的调节性电源容量来保障系统的实时电力平衡。同时,也是为了保障无议价能力的用户用电,以及促进清洁能源发展。二是对优先购电制度、优先发电制度做了较详细的规定。三是扩大了直接交易的交易主体范围。四是为了避免直接交易增加系统的调峰压力,提出对直接交易实行峰谷电价,鼓励有条件地区实行发用电双方约定负荷曲线等措施。五是对有序放开发用电计划的步骤,提出了原则性方案。
电力体制改革取得实质性进展
华北电力大学副教授 袁家海
本次电力体制改革侧重于机制建设和行业管理,希望培育新的经济业态,形成市场交易体系和价格决定机制,还原电能商品属性。可以说,电改的实质就是在电力行业推进供给侧改革:有序放开发用电计划、放开用户选择权、发电竞争和零售竞争形成价格、独立的输配电价及监管机制等实质上是通过市场竞争和有效管制两种手段进一步改善电力行业发展质量,通过提高效率来降低企业的能源要素成本,向社会开放售电市场和增量配电市场实质是通过结构优化来改进电力供给,而建立分布式电源发展新机制本身就是创新电力服务与商业模式。
作为本轮电力体制改革的纲领,9号文要求按照“管住中间、放开两头”的体制架构开展电力体制改革,明确了7大项28小项近期重点任务。简单地说,每项任务都会对应一个或数个配套文件落地。因此,核心配套文件的发布,成为社会各界观察本轮电力体制改革推进的窗口。
在顶层改革的强力推动下,6个配套文件 “千呼万唤始出来”。就输配电价改革而言,监管思路在之前的试行办法已明确,即“合理归集、从严监管、新老分开、共同监管”。就有序放开发用电计划而言,从甘肃等省区试点执行的情况来看,实际实施的力度要远快于预期,毕竟通过电力改革增添经济发展动力是地方政府关注的重点。就加强和规范燃煤自备电厂监督管理而言,9号文已然明确,拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。规范现有自备电厂成为合格市场主体,允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。此次出台的配套方案为自备电厂成为合格市场主体参与交易奠定了基础。就推进电力市场建设而言,明确了“国家―省”两级市场结构,道理很简单,“省为主体”符合我国国情,也符合地方政府的利益诉求。而跨省交易,无论是省间、区域内还是跨区域,都放在国家级市场中来实现,中间层的区域市场原本操作意义就不大。就电力交易机构组建而言,通过适当妥协推进市场机制建设当然值得肯定,但是后续的强化监管和运行模式优化非常关键,需要进一步观察。就推进售电侧改革而言,亮点突出。“低准入、严监管”突出体现了供给侧改革的思想,试图通过引入零售竞争、创新电力商业模式来促进电力服务市场、能源服务市场的发展。另一方面,之前争议最大的电网公司能否参与竞争性售电。当然,不少电力市场化改革的国家,也采取了(或至少在改革初期)这一方案。因此,如何防止电网公司因特殊优势而抑制售电竞争就成为后续培育零售竞争市场主管部门的首要任务。首先应实现电网公司中竞争性售电业务的人员、资产与自然垄断的电网输配业务的有效分离,且售电业务成本不纳入准许成本范畴,严格监管电网企业变相通过在输配业务上转嫁成本来补贴竞争性售电业务。二是要制定市场行为监管细则,严防电网公司通过不正当竞争行为打压竞争对手、抑制零售竞争。三是要按照稳健、适度的原则放开售电市场,逐步压缩电网在竞争性售电市场中的份额。最终要实现把竞争性售电业务从电网公司完全剥离,或者通过混合所有制等形式完成电网所属售电公司的股份制改造。
我们期待,本次发布的6个配套文件能促进电力市场化由构想阶段尽快向运行阶段转换,并在电力行业探索出成功的供给侧改革经验。
应重视电改推进过程中的新情况
国家发展改革委价格监测中心高级经济师 刘满平
毫无疑问,2015年是我国能源改革具体政策措施实际落地的一年。在有关能源行业改革措施中,影响最大、关注程度最高的莫过于3月份下发的电改9号文。综合来看,当前国内从中央到地方,在推进新一轮电改过程中呈现出以下4个特点:一是由表到里,从顶层设计到具体实践。电力体制改革并不仅是电力行业内的改革,还包括规范电力市场秩序等各项工作,需要协调各方面利益,统筹推进,需要一个强有力、系统、全面、综合考量各方利益、政策可实际落地的顶层设计。因此,新一轮电改的顶层设计是中发9号文+N个配套文件,不仅层次高,改革力度大,而且主次分明,可操作性强。从执行层面看,在9号文发布之前,国家就批准深圳市启动新一轮输配电价改革试点工作。文件发布之后不久,输配电价改革范围不断扩大;售电公司纷纷成立,可见新一轮电改从顶层设计到付诸实践,政策落地时间短,执行效果好。
二是由输配电价单项改革试点到电力综合改革试点。新一轮电改方案核心内容包括输配电价改革、售电侧改革等,其中,实现发电、供电和用电之间直接交易一个重要的前提就是要独立的核定输配电价。因此,核 定独立的输配电价是新电改的一个关键问题。在9号文发布后的一段时间内,电改主要集中于输配电价改革试点上,试点范围从原来的深圳、蒙西逐步扩展至湖北、宁夏、安徽等7个省区。而输配电价改革的不断落地并扩围,为电改综合试点创造了条件。在部分地方政府自下而上的推动下,综合电改试点被提上日程,目前贵州、云南两省被列为电改综合试点,改革范围涵盖输配电价等方面,标志着我国电改步入了全面试点、有序推进的新阶段。
三是由点到面,逐步拓展至全局。以输配电价改革为例,目前所选择的7大试点都各有特色,具有一定代表性,基本上代表所有类型的省网公司,涵盖我国所有的发电方式,可为其他省份带来参考价值:深圳属于南方电网,是以消费为主的输入型电网,农村电网较少,交叉补贴问题不严重,况且本来就在试点多售电商,基础较好,试点将改变其电网赢利模式;蒙西电网是典型的以生产为主的输出型电网,存在大量交叉补贴问题且比较复杂,试点可以为逐步取消交叉补贴做出示范;而安徽、湖北、宁夏、贵州等属于国家电网和南方电网,位于华东、华中、西北、南方4个不同的区域,在各自的区域具有一 定代表性,电力相对富裕,需要向外送电,其电源类型各异。如果目前7个试点地区顺利推进的话,就可尝试推动东北电网和华北电网整体试点区域电网内的输配电价改革。
四是由主到辅,相互支撑、相互补充。在推进电改过程中,中发9号文是最重要的指导文件,同时,我们还要看到其他的改革政策对电改的影响,例如,9月23日公布的《关于深化国有企业改革的指导意见》和10月16日公布的 《国务院关于推进价格机制改革的若干意见》。其中,深化国有企业改革文件规定了国有经济及国有企业在电力行业的地位问题。新电改方案对电网企业的影响最大,而售电侧放开,社会资本参与积极性高,国有经济及国有企业是否在售电领域占有主导地位,社会上有不同的声音。深化国有企业改革文件要求,电力行业要向非国有资本推出符合产业政策、有利于转型升级的项目。但同时,作为社会主义的经济基础,国有企业的主导地位不会被弱化。所以,未来的电力体制改革,从发、输、变、配、售、用各个角度看,都将更加开放,会给现有以国有企业为主的市场带来新的活力和竞争力。竞争会加剧,但不会改变国有电力企业的主导地位。而推进价 格机制改革的文件则明确了电价改革的具体时间表和路线图。
新一轮电改,地方政府被赋予了电网成本核定权、收益核定权、规划审批权等重要权能,参与电改的积极性被极大地调动起来。各地在积极推进电改过程中也遇到了一些新问题和担忧,需要引起重视和应对。
例如电力交易中心如何才能做到“相对独立”。笔者认为,“相对独立”的说法体现了政府对电改的谨慎、折中态度和循序渐进的做法。首先,目前的电力交易中心作为电网企业内设机构,隶属于电网企业,“相对独立”是相比于目前这种状态的独立,要从电网企业中走出来,其基本职能、机构等要完整而独立。其次,电力交易中心与电网企业又不能完全脱离关系,交易中心的房屋、设备甚至人员一段时间内可能还会与电网企业有一定关系,甚至可能还是要依托现有的电网企业的交易平台,至少是电网企业控股的机构。第三,电力交易中心若要做到“相对独立”,需要政府成立机构进行监管。政府应通过法规规章等正式形式为交易机构赋权,明确其行业公共机构的属性,拥有干部人事管理权,并对交易中心和电网企业的行为进行强有力的监管。
建设现货市场是电改重点任务
清华大学副教授 陈启鑫
以“中发9号”文件为标志的新一轮电力体制改革,与2002年的电力市场化改革相比较,一个鲜明的特点就是明确提出:电力市场建设应中长期交易和现货交易并举;逐步建立以中长期交易规避风险、以现货交易集中优化配置电力资源、发现真实价格信号的电力市场体系。建设现货市场是本轮电改的一个重点任务。
现货市场是指开展日前及更短时间内的、以短时和即时电力交易为主的市场。
为什么组织现货市场?且在“日”的层面组织?在当前储能技术还不能实现电能大规模经济存储的情况下,电能的发输配用通过光速瞬间完成,因此,电力市场的组织必须尽量贴近实时,紧密跟踪电力系统的运行状态与可能出现的变化。然而,用电需求以“日”为单位呈周期性变化,只有通过日前和日内预测才能保证较小的误差;随着当前及今后一段时间内间歇性新能源(如风电、光伏)的大规模并网,其发电能力也只是在日前甚至当日的预测才较为准确,使得我们难以提前太长时间决定未来电力系统的运行状态。另一方面,改变电厂的运行状态,调整设备的检修计划,往往也需要花费半天、一天、甚至更长的时间。这些因素决定了电力市场往往需要组织以“日”为单元的现货市场。
现货市场的功能定位是什么?以什么方式组织?日前市场是现货市场中的主要交易平台,以“日”作为一个合适的提前量组织市场,市场成员能够比较准确地预测自身的发电能力或用电需求,从而形成与电力系统运行情况相适应的、可执行的交易计划。日前市场往往采用集中竞价的交易方式,有利于促进市场的充分竞争,并发挥市场机制的价格形成功能。日内市场的主要作用在于为市场成员提供一个在日前市场关闭后对其发用电计划进行微调的交易平台,以应对日内的各种预测偏差及非计划状况,其交易规模往往较小。而随着更多间歇性新能源的大量接入,其在日内发电出力的不确定性会大大增强。此时,日内市场则可以为新能源参与市场竞争提供机制上的支持。实时市场则往往在小时前由调度中心组织实施,非常接近系统的实时运行,因而其主要作用并不在于电量交易,而在于为电力系统的阻塞管理和辅助服务提供调节手段与经济信号,真实反映电力系统超短期的资源稀缺程度与阻塞程度,并形成与电力系统实际运行切合度高的发用电计划,保证电力系统安全运行。
现货市场有什么特点?能够实现什么效益?现货交易将市场组织与电力系统的调度运行、资源统筹、安全管理紧密 结合。首先,受电力系统运行特性影响,往往在日前阶段才能准确确定每台机组的运行状态、开机条件,分析电力系统准确的网络结构;此时启动现货市场,才能使得交易结果接“地气”,与真实情况“吻合”,才能真正有利于保障电网的安全稳定运行。其次,考虑到电力系统明显的峰谷用电需求差异,只有通过现货市场的竞争形成每日的峰平谷分时,甚至实时的电价信号,才能准确反映不同时段真实的市场供需情况,在此基础上进一步建立分区、节点的价格机制,还可以反映不同地区的市场供需情况。因此,现货交易的分时、分区价格才能准确反映电力商品的市场属性,最为准确地反映电力资源的稀缺程度。再次,现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰,并为实施需求侧响应奠定机制基础,优化统筹全网调节资源,有效促进可再生能源消纳,减少弃风、弃光。最后,现货市场所产生的价格信号是市场各方充分竞争所产生的,可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效的量化参考依据;帮助进一步稳定中长期市场,实现中长期交易与电力系统实时运行相“契合”、中长期市场与现货交易的衔接与协调,有助于维持市场稳定,规避价格波动风险。
现货市场与中长期市场应如何衔接协调?中长期市场和现货市场构成了一个完整的电力市场体系:中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等“日”以前的电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易,充分满足市场成员的交易意愿,并提供充足的市场风险规避空间与灵活性。现货市场则主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易,一般采用“集中竞价、统一出清”的组织方式,由市场成员自愿参与申报,并对所形成的交易计划进行实物交割和结算。
应该以什么方式逐步建设现货市场?首先,面向试点区域,在放开计划电量、放开竞争性环节电价、开展大用户直接交易的同时,应同步建立日前的现货市场,形成一个集中优化资源的市场机制。其次,应逐渐将日前市场的组织与电力系统运行的物理条件结合起来,考虑电网实际的安全约束条件,以保证资源优化配置的真实性,并通过组织实时市场或者基于价格信号的实时平衡机制,保障电力系统的供需平衡与安全运行。再次,应逐渐扩大现货市场的交易范围与交易电量的规模,以提高资源优化配置的规模。最后,应配套组织辅助服务市场,包括调峰、调频、备用等辅助服务类型,以合理的价格水平补偿常规电源提供辅助服务的运行成本与机会成本,提高市场中的辅助服务供应,释放出新能源消纳的空间。
电改利好可再生能源发展
中国可再生能源学会风能专委会秘书长 秦海岩
11月30日,业内等待半年之久的新一轮电力体制改革六大核心配套文件终于对外公布。虽然早在今年的3月15日,中共中央、国务院就下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称“9号文”),标志着被誉为“啃硬骨头的改革”正式启动,但“9号文”毕竟只是总体性的指导文件,缺少能够落地的可操作性。因此,配套细则文件甫一出台,即引发广泛关注,让社会各界对新一轮电改的有序推进充满了期待。
细致梳理配套文件的内容可以看出,无论是突出强调保障可再生能源优先上网权,还是放开发用电计划,都是直面目前困扰电源结构调整的若干关键核心的挑战,为问题的解决提供了重要依据,特别是在目前我国电力市场机制还未建立健全的情况下,这些细则的出台将成为进一步落实《可再生能源法》,解决弃风弃光难题,保障可再生能源电力优先上网的重要措施。
《关于有序放开发用电计划的实施 意见》和《关于推进电力市场建设的实施意见》明确要求有序放开发用电计划,坚持风能、太阳能、生物质能等清洁可再生能源优先上网和认真落实可再生能源发电保障性收购制度。事实上,虽然《可再生能源法》和《节能调度管理办法》等法律法规都明确规定了可再生能源的优先调度、全额保障性收购等原则,但很长一段时间以来,这些保障措施往往都只停留在纸上,实践中是缺位的。
此外,《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》还提出推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电,要求自备电厂根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务,并在风、光、水等资源富集地区,采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量,增加市场购电量,逐步实现可再生能源替代燃煤发电。燃煤自备电厂与普通燃煤电厂一样,并不拥有优先特权,理应参与调峰,平等履行社会责任,为节能减排作贡献。
廖红兴
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