我国电力市场存在哪些问题?未来交易机制如何发展?业内专家全方位解析

文章来源:电联新媒碳交易网2019-07-23 06:28

2018年是本轮电改启动的第四年,也是电改进入新阶段的一年。这一年,本轮电改的主要任务——发用电计划放开、竞争环节电价放开、输配电价核定、交易机构独立等电力经营机制变革通过电力市场化交易逐步落地。电力市场化交易规模的不断扩大,促进电力市场化交易的措施和制度逐步成长完善。在全国电力市场化交易逐步进入良性轨道的同时,加强对电力商品属性考虑的呼声越来越强,因此,电力现货试点应时而出。随着电力市场化改革的进一步深入,行业内对下一步电力市场化交易机制需要开展的重点工作共识也日趋统一,为进一步推动电力市场化交易的发展创造了良好的环境。
 
 
2018年全国市场化交易特点分析
 
经过三年的努力,全国电量市场化交易机制已在2018年逐渐成型,围绕电力市场化交易,特别是电力直接交易,发用电计划放开、竞争性电价放开、输配电价核定、组建交易机构、售电业务放开等中发9号文布置的重点工作开始进入实操状态。2018年全国电力交易明显呈现出七个方面的特点:
 
一是电力交易市场化的观念开始得到普及。随着准许参与电力交易市场化的主体类别增加、数量快速上升,与一般商品一样交易电量成为大量电力用户的习惯。一方面随着2018年部分地区允许一般工商业参与电力直接交易,目前除农业和居民以及公益性用电,各地正在准备解除其他用户参与直接交易的限制。发用电计划的放开,使用户普遍认识到原来“统购统销”的电网销售模式并不是唯一的用电方式,广泛接受了电量作为一般商品交易的概念,推动了电力直接交易开始一定程度上从优惠电向正常交易的转变。另一方面,发电行业市场化概念和实际动作相对用户都更加普遍,发电企业市场准入范围超乎预期,截至2018年底,22个省份的24个交易区域的统调火电已全部进入市场,占比77%;13个省份的15个交易区域的全部火电、水电、集中并网的新能源都已进入市场,占比48%;7个省份的核电进入市场,占有核电省份的100%。
 
二是输配电价首轮核定工作完成为电力市场化交创造了基础性条件。2018年,我国基本完成了输配电价首轮核定工作:2月2日,国家发改委印发《关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知》,对各区域内电网输电价格予以明确;同日印发《关于调整宁东直流等专项工程2018-2019年输电价格的通知》,明确国网4条特高压专项工程、南网西电东送工程全部线路的输电价格和线损;8月25日,国家发改委印发《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》,不但明确了灵宝直流等21个跨省跨区专项工程输电价格,同时公开了跨省跨区专项工程完成交易的用户购电价格算法。这些文件的出台标志着我国输配电价体系初步形成,使电网企业成为电力市场化交易的通道提供了模式性保障,有力的配合和促进了电力市场化交易的快速发展。
 
三是交易规则体系初步建立。为推动电力体制改革深入落地开展,国家发改委、能源局于2016年12月29日印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源[2016]2784号,以下简称基本规则)。截至2018年,全国29省(市、区)(不包括海南和西藏)的31个交易区域共编制各类电力市场规则近300个,总体看,各省份规则的制定符合9号文件的基本原则,并在试点期间持续完善改进,现行交易规则大部分条款符合国家中长期交易规则的基本要求,但临时性的通知占比偏高。“电力市场交易规则或方案”类的电力市场指导性的意见或相关方案由各省政府有关部门(经信委或发改委)单独或会同国家能源局派出机构组织制定;具体交易的办法、操作细则、结算规则类文件一般则由各省电力交易中心制定,联合出台的文件由发文部门和国家能源局派出机构按各自职责实施监管;单独出台的文件监管单位为发文单位。在实践中,有关部门分工逐步经磨合变得清晰,规则自部委到地方逐渐形成了初步的体系。
 
四是交易价格一定程度上出现了反映燃料价格变化的现象。2016年-2018年是煤炭去产能力度较大的三年,煤炭供应形势趋紧,外来煤控制日趋严格,造成煤炭价格持续维持高位上涨,但是直接交易开始的初始阶段,市场一片喊降的声音,特别是由于不合理的交易机制,以及供应侧主体的不理性恐慌,造成直接交易价格严重偏离燃料价格变化趋势,甚至出现了煤价越高、电价越低的奇怪现象。2018年,随着市场主体的理性,虽然煤电直接交易价格仍在低价徘徊,但是全年市场价格同比变化趋势与燃料价格同比变化趋势趋同,大型发电集团煤电直接交易价格相应同比提高0.0119 元/千瓦时。
 
五是交易品种与方式更加丰富。经过三年探索,通过不断进行“打补丁”,交易品种和方式越来越契合当地的交易需要。2018年,全国市场化交易除电力直接交易、跨省区交易、合同电量转让交易外,还出现了电量互保交易、水火置换交易等多个交易品种;有双边协商、集中竞价、挂牌等多种交易方式;分年、季、月等多种交易周期,逐步形成了“年度交易为主,月度交易为辅、日前市场引入”的态势。其中,云南省的互保交易、事前、事后合约转让交易,贵州省的电量互保交易,有效降低签约风险,促进改革红利的释放。陕西省增加的省内挂牌交易,减少了弃风率、弃光率,消减了燃煤消耗量。江苏省2018年7月增加了月内增量挂牌和合同转让两个交易品种,给市场主体调整余缺、降低偏差、控制风险以更多的选择权。湖北省首创双挂双摘交易模式,发用电双方自愿通过交易平台随时进行摘牌、挂牌、挂牌撤回等操作。
 
六是独立售电公司开始转向正确定位。电改前三年,售电业务放开吸引了大量独立售电公司进入,“吃购销价差”成为售电公司生存的商业模式,同为改革推动者的售电公司和发电企业在电价只能下降的交易里成了竞争对手,矛盾冲突屡屡激化,通常两种典型观点较为流行,一种声音认为没有现货售电公司没有创造价值,一种声音认为独立售电公司生存困难是因为发电企业背景的售电公司造成了不平等竞争。随着售电主体认识的不断深入,2018年中,售电公司出现了分流,仍继续坚持单一“吃价差”作为生存方式的独立售电公司数量开始减少,一部分独立售电公司转向未来现货市场的技术支持服务,一部分独立售电公司开始向发电企业的渠道商转变,独立售电公司的发展方向开始向国外独立售电公司的商业模式靠拢。
 
七是通过多种形式增加系统调节能力促进可再生能源消纳。长期以来,一直有很强的声音批评自备电厂不参与调峰,影响了可再生能源消纳。实则站在客观的角度发现,自备电厂参与调峰并没有道理。自备电厂的出力一般伴随自身业主的负荷,按照我国计量法的规定,上下网电量不得互抵,则如果在业主负荷一定水平的情况下,自备机组降低出力,则意味着业主将购入电网出售的电量(价格相对自备机组生产电量较高),虽然实现了更多消纳可再生能源的目的,但是严重影响业主的经济效益。解决可再生能源消纳,不能要求其他主体讲情怀让可再生能源投资主体得利,因此必须找到一种经济机制,至少使自备机组降低出力,业主增加向电网购电部分不影响其经济利益。内蒙古以电力直接交易模式创新开展新能源替代自备电厂发电权交易,在遏制自备小火电无序发展的同时,扩大了新能源的市场份额。甘肃省创新开展新能源替代自备电厂火电机组的发电权置换交易,以省内现有存量市场提高新能源消纳能力。

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