“十三五” 電力改革 收官之考

　 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(xiàn)貨市場試點平穩(wěn)推進，中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補充的電力市場體系初具雛形；首個監(jiān)管周期輸配電價順利實施，初步建立了較為完善的輸配電價體系；售電側放開平穩(wěn)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(xù)推進，試點范圍基本實現(xiàn)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(guī)劃的收官之年，“十四五”時期是我國全面建成小康社會后，開啟全面建設現(xiàn)代化強國新征程，全面落實高質量發(fā)展要求，深入推進能源生產、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(xù)優(yōu)化電力行業(yè)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(wěn)定供應，促進技術和模式創(chuàng)新，推動電力工業(yè)高質量發(fā)展。

　電力現(xiàn)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(xiàn)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(jīng)營性用戶發(fā)用電計劃后，發(fā)電側放開規(guī)模與用電側不匹配，影響市場總體推進，在個別省份矛盾尤為突出。發(fā)電計劃放開后，“保量競價”機制如何落地、中小經(jīng)營性電力用戶放開后如何參與市場等問題，都需要根據(jù)不同省份的實際情況制定具體的機制規(guī)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(yōu)先購電規(guī)模為基礎，確定相應的優(yōu)先發(fā)電規(guī)模，確保居民農業(yè)保障類用電價格穩(wěn)定。做好優(yōu)先發(fā)用電計劃與輸配電價改革的銜接，確保交叉補貼擁有穩(wěn)定的來源。逐步研究“保量競價”具體操作方式，細化各類發(fā)電主體的放開路徑，在確保電網(wǎng)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(wěn)，中長期交易電量持續(xù)提升，省內電力市場逐步完善，現(xiàn)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(xiàn)貨市場、區(qū)域、省內輔助服務市場、省間富余可再生能源現(xiàn)貨市場共同運行，時序銜接復雜，市場運行效率仍有提升空間。

　實現(xiàn)省間與省內市場的銜接，首先，要加強電力市場頂層設計方面的研究。在借鑒國際經(jīng)驗的基礎上，應充分考慮我國電源結構、電網(wǎng)結構、調度模式等特點，對全國電力市場模式和建設路徑進行科學論證和比選。其次，還需要充分尊重省級市場的差異性。各省市場以省情出發(fā)制定電力市場具體運行規(guī)則。同時在尊重省級市場差異性的基礎上，盡量規(guī)范省級市場核心規(guī)則框架，統(tǒng)一市場技術支持系統(tǒng)技術標準和接口，為推動全國統(tǒng)一電力市場建設奠定基礎。

　三是中長期交易與現(xiàn)貨市場銜接問題。

　在現(xiàn)貨市場試點的探索中，中長期交易與現(xiàn)貨市場已經(jīng)初步銜接了起來，但還有一些具體問題有待在未來持續(xù)探索完善。如在去年試運行期間，出現(xiàn)了現(xiàn)貨市場價格普遍偏低的現(xiàn)象，價格發(fā)現(xiàn)作用未充分發(fā)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，并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(xiàn)貨市場的關系，通過中長期交易與現(xiàn)貨交易的協(xié)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(xiàn)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(xiàn)貨市場。如何根據(jù)各省的實際情況設計新能源參與電力市場的機制，實現(xiàn)新能源發(fā)電保障性收購與市場交易有序銜接，以實現(xiàn)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(xié)調機制，新能源發(fā)電的波動性、市場參與方式對電網(wǎng)和市場運行產生了直接影響，部分省份因為新能源大發(fā)，需要省內大量火電機組啟停或深度調峰，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。

　五是市場力風險防范問題。

　我國發(fā)電側市場結構存在一定不合理現(xiàn)象，需要在市場中設計市場力防范機制。我國部分地區(qū)單一發(fā)電集團的市場份額占比過高，在一些特殊情況下，如阻塞發(fā)生地區(qū)、負荷高峰時段等，部分發(fā)電企業(yè)可能形成壟斷優(yōu)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。

　市場力的防范需要在事前、事中和事后等全程在監(jiān)管和規(guī)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，并采取合理的方式優(yōu)化市場結構防范市場力。市場運行中采用行為測試方式限制發(fā)電企業(yè)行使市場力，保證市場平穩(wěn)有序起步。綜合考慮發(fā)電企業(yè)運營、市場用戶電價承受能力等因素，可由能源監(jiān)管機構、市場運營機構、市場管理委員會等機構經(jīng)協(xié)商后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(fā)展迅猛、夏季用電負荷峰值不斷攀升、系統(tǒng)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(guī)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，為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(xiàn)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(wǎng)荷儲實現(xiàn)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(tǒng)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為當前穩(wěn)增長穩(wěn)投資的重要措施，不斷加大改革推進力度。目前全國共批復四批次試點項目 440 個，第五批試點項目申報工作已啟動。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(wǎng)企業(yè)服務水平和經(jīng)營效率的提升，加速了綜合能源服務的創(chuàng)新發(fā)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(fā) 9 號文對增量配電改革預期目標可以總結為“促發(fā)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(jiān)管的長遠格局和發(fā)展路徑，用以指導當前的項目試點工作。

　及時總結試點經(jīng)驗也非常重要�？紤]到配售電業(yè)務的重要性和技術、管理的復雜性，當前增量配電改革的工作注重對之前試點項目的系統(tǒng)總結評估和完善糾偏，避免試點項目推進過程中老問題重復再犯。

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

　其次，政策規(guī)定需進一步完善。

　增量配電改革目前還處于起步摸索階段，盡管國家層面已出臺了相關政策文件，如供電區(qū)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(guī)劃、建設、運營以及服務等建設運營階段的國家標準、行業(yè)規(guī)范仍不完善。缺少強制性標準約束，其他投資主體有可能發(fā)生為增加收益而降低配電網(wǎng)規(guī)劃建設標準的情況，試點項目進入運營階段后，存在一定的安全風險隱患。所以，需要明確相關標準。

　最后，增強盈利能力，創(chuàng)新商業(yè)模式。

　增量配電公司初期處于配電網(wǎng)投資建設階段，試點區(qū)域負荷電量增長暫未達預期。前期投資的現(xiàn)金流出巨大，中、短期內可能出現(xiàn)虧損，需要盡快增強盈利能力。部分省份民營企業(yè)創(chuàng)新能力強，思路活，借助增量配電試點項目，為客戶提供多種增值服務，實現(xiàn)了盈利。其他省份也需根據(jù)自身情況，因地制宜，積極開展市場化售電業(yè)務、創(chuàng)新商業(yè)模式，為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(fā)展質效仍需提升 2020 年售電市場建設壓力與機遇并存。當前國內外經(jīng)濟形勢復雜，國際貿易摩擦頻發(fā)。在此背景下，深入推進售電側改革，放寬直接交易準入條件、擴大直接交易規(guī)模、提高售電主體及電力用戶參與市場的積極性，既是售電市場建設的挑戰(zhàn)，又是激發(fā)售電市場活力的有利因素。

　但也要看到，售電側改革可能面臨以下趨勢和挑戰(zhàn)：

　一是各級政府部門將持續(xù)擴大直接交易規(guī)模，售電市場有望進入新一輪快速發(fā)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(yè)用電成本和企業(yè)電信資費，全部放開規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)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(guī)模與售電公司代理用戶將大幅

　增加，售電市場發(fā)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準入用戶類型、降低準入條件門檻、提高交易頻次、擴大交易規(guī)模，更多惠及實體經(jīng)濟。

　二是關注售電市場壟斷問題，中小企業(yè)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(fā)電背景的售電公司代理電量超過市場份額半數(shù)，代理客戶以大用戶為主，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(jiān)控、防范市場力風險。要做好重點地區(qū)市場價格波動等關鍵指標監(jiān)測工作，對于市場力風險較大地區(qū)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(fā)展。

　三是部分售電公司盈利模式較單一，持續(xù)經(jīng)營發(fā)展壓力大。

　受發(fā)電企業(yè)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(xù)發(fā)展壓力加大。從 2019 年來看，售電公司已發(fā)生業(yè)務的在1/3 左右，與用戶分成比例呈現(xiàn)下降趨勢，并且部分售電公司盈利模式較單一，持續(xù)發(fā)展能力不足。建議售電公司創(chuàng)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(chuàng)新能力、售電業(yè)務風險管控能力“三大能力”。加強能源電力市場開拓，精準把握客戶需求；細分客戶群體，主動創(chuàng)新增值服務，培育比較優(yōu)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(wǎng)新業(yè)態(tài)的發(fā)展和電力市場建設，需求側資源參與市場的訴求逐漸強烈，為售電公司創(chuàng)新服務提出了新的要求。

　售電公司積極發(fā)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準入、交易機制等缺乏系統(tǒng)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(yè)模式，需求側資源發(fā)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(jīng)濟可行性、對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的影響等方面，系統(tǒng)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(guī)劃收官之年，電力體制改革也走過了第一個五年，即將開啟新的篇章。新的一年，要扭住電力市場建設這一牛鼻子，充分發(fā)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(xiàn)代化，助推國家全面建成小康社會目標的實現(xiàn)。

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