电力行业政策及发展趋势——深入理解可再生能源电力市场交易

  发布时间: 2021年01月13日 20:16:00   作者: 广丰能源网

2002年,国务院印发《电力体制改革方案》,我国开始对电力工业进行市场化改革。经过十余年的逐步推进,市场化改革取得了较大进展,电力市场主体日趋多元,但仍存在一定突出问题:(1)交易机制缺失、市场化定价机制尚未完全形成,造成了市场资源配置的决定性作用难以发挥,节能高效环保机组不能充分利用,弃水、弃风、弃光现象时有发生;(2)电价管理仍以政府定价为主,电价调整往往滞后于成本变化,难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。2015年,中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及相关配套文件,标志着我国电力市场以“逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全、功能完善的电力市场,在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”为目标向成熟市场化迈进。

2016年12月29日,国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》通知,计划即日起在全国范围内开展电力中长期市场交易。2017年8月28日,国家发改委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。目前,全国8个电力现货市场建设试点已全部启动包括单日、多日、周、双周、整月甚至多月的结算试运行工作(现货电力交易试点进展详见附件2)。

截至目前,我国电力市场交易主要包括电力中长期交易和电力现货交易,并已适度开展调频、调峰、备用等辅助服务交易以及发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易。

根据中电联统计数据,2017-2019年,中国电力市场交易(含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)分别为16327.3亿千瓦时、20654.0亿千瓦时和28106.9亿千瓦时,年均复合增长31.2%,占全社会用电量的比重由25.9%提升至38.9%。

2、 电力市场构成要素

(1)市场成员

市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户[1]、储能企业等。

发电企业包括持有燃煤、燃气、水力、风力、光伏等各类发电机组的企业。点对网专线输电的发电机组(含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况)视同为受电地区发电机组,纳入受电地区电力电量平衡,根据受电地区发电计划放开情况参与受电地区电力市场化。

电力交易机构包括地区电力交易中心和区域电力交易中心两类,我国已建成32个地区电力交易中心和2个区域电力交易中心(北京电力交易中心和广州电力交易中心)。电力交易中心主要为电网公司与当地主要发电企业、用电单位联合成立,目前电力交易中心均由电网公司控股,例如:山西电力交易中心有限公司是由国网山西省电力公司持有70%股权,华能国际电力股份有限公司、国家能源集团华北电力有限公司、太原钢铁(集团)有限公司、晋能电力集团有限公司、大唐山西发电有限公司和晋能控股山西电力股份有限公司各持有5%股权;广东电力交易中心有限责任公司是广东电网有限责任公司持有70%股权,广东省能源集团有限公司、华润电力(广东)销售有限公司、中国广核集团有限公司、广州发展集团股份有限公司和深圳能源集团股份有限公司各持有5%股权;首都电力交易中心有限公司为国网北京市电力公司独资企业。

根据《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改〔2020〕234号)的要求,2020年底前电网企业持股比例将降至50%以下,根据目前进展情况,电力交易机构独立性改革完成或将晚于预期。另外,例如中国南方电网有限责任公司已构建了南方区域统一电力交易平台,以进行跨区跨省电力交易,2020年9月贵州电力交易中心有限责任公司成为首个平台试点单位。

电力调度机构主要为电网公司成立的分公司或内部非法人单位,例如广东电网有限责任公司电力调度控制中心为广东电网有限责任公司的分公司。

(2)交易品种及交易方式

电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易,灵活开展发电权交易、合同转让交易,根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。电力现货市场交易现阶段主要开展电能量交易、调频服务和备用服务等。电力市场交易以电能量直接交易为主,2019年全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量合计28344亿千瓦时。其中,电力直接交易(含省内及省间交易)21771.2亿千瓦时,占76.8%;发电权交易(含省内及省间交易)2749.8亿千瓦时,占9.7%。

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