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2017年全国用电量的30%~50%将进入电力市场开展交易

来源:网络 2017-02-16 10:37:41

2016年,我国电力市场供大于需的格局仍未发生改变。但随着我国电力体制改革的推进,特别是电力市场建设的诸多尝试,我国电力市场的供需结构、主体和行为等在发生不断变化。从适应社会经济发展新变化的角度看,2016年我国电力市场建设成绩斐然,从历史的角度看,我国电力市场建设仍处于起步阶段。

回顾2016年,我国电力市场建设从制度顶层设计、计划向市场转变、市场主体培育、交易组织、降低工商业用电成本等诸多方面,取得了可喜成绩。展望2017年,我国电力市场建设依然长路漫漫、荆棘丛生。许多政策空白需要及时填补,许多“走偏”的改革行为需要及时纠正。

然而,不管如何,在我国拉开能源体制改革特别是市场化改革大幕的最近几年,电力市场应该是最热闹的领域,改革犹如一把火,点燃了所以市场参与主体、关联主体的主动或者被动热情,2017年的电力市场仍然会越烧越旺。

市场化速度和主体参与热情超出预期

本轮电力体制改革的动力,或者说电力市场建设的动力,是中央希望构建有效竞争的市场结构,发挥市场在资源优化配置中的决定性作用。但是,改革落到地方的实际行动上,动力变成了通过电力市场降低电价、支持实体经济发展,改善投资环境,防止经济下滑。

这种改革动力的演变带来了“一好一坏”两个结果,好的是,市场建设速度和规模超出了预期,坏的是,市场建设的目标和手段离初衷越来越远。

从电力体制改革试点运行情况来看,全国各地电力市场试点建设热闹非凡。截至20171月,输配电价改革试点省份扩大到除西藏、港、澳、台以外的全部省份,已有21个省(区、市)开展了电力体制改革综合试点,9个省(区、市)和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点,3个省()开展了可再生能源就近消纳试点,形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。

输配电价改革试点实现省级电网全覆盖,为电力市场交易奠定了坚实基础。中发9号文件出台后,试点范围逐步扩大到除西藏以外的所有省级电网和华北区域电网,2017年上半年输配电价核定工作将全面完成。201612月,国家发展改革委制定出台了《省级电网输配电价定价办法》,明确了省级电网共用网络输配电价制定的原则和方法,并建立了对电网企业的激励和约束机制。

2016年,《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》发布,煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成,市场化交易电量逐步扩大规模,通过直接交易等市场化方式形成,发电企业与售电企业、用户签订的发购电协议。

电力交易机构组建工作也在快速推进,为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台。区域层面,组建了北京、广州电力交易中心,成立了市场管理委员会。省级层面,南方电网公司营业范围内,云南、贵州、广东、广西、海南五省()全部以股份制形式成立了电力交易机构;国家电网公司范围内,山西、湖北、重庆三省()也完成了股份制电力交易机构组建工作。

2016年,广东率先在全国进行有售电公司参与的月度集中竞价。2016年成交电量159.8亿千瓦时,平均结算价差从4月的-147.926/千瓦时,一路回落至9月的-37.421/千瓦时,呈现出价跌量升的局面,发电企业整体让利空间围绕1.5亿元/月波动。在7次竞价交易中,售电公司从最开始的13家猛增至154家,其中有53家售电公司完成了交易,市场占有率71.37%,大用户自行购电成交比例为28.63%201610月,进入广东售电目录的企业达到210家。

同时,向社会资本放开配售电业务的进程也在加快,竞争性电力市场初具规模。《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》相继出台,建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度。此外,105个增量配电业务改革试点项目,为社会资本参与增量配电业务提供了示范,在这些试点项目中,除了工程公司、工业用户、科技公司、节能公司、环保公司、服务企业等社会企业不断加入外,各大发电集团改变了等待观望的态度,纷纷试水配售电业务。

规模继续扩大后的理性思考

应该说,纵观2016年,全国各区域、各省通过综合考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素,结合本地实际情况,不断推进发用电计划改革,加快了市场化改革进程。同时,也为降低工商业用能成本、稳定经济增长做出了积极贡献,2016年我国企业用电成本减少约1000亿元,占2016年供给侧改革降成本近万亿元的10%

展望2017年,随着发用电计划的不断放开,我国电力市场化交易规模将不断扩大。2016年,全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时,约占全社会用电量的19%。每度电平均降低电价约7.23分,为用户节约电费超过573亿元。2017年,随着新电改试点范围覆盖全国,发用电计划将进一步缩小,市场化电量有望提高至全社会用电量的30%~50%

2016年,在国家电网经营区域内,市场交易电量同比增长58.8%,市场交易电量占售电量比例达到22%。共有15138家次电力用户通过交易平台参与电力直接交易,通过北京及省级电力交易平台分别实现电力直接交易电量353亿千瓦时、4740亿千瓦时,合计5093亿千瓦时,总规模为2015年的2.6倍。

其中,北京电力交易中心组织市场化交易近160笔,2000余家市场主体登录平台参与了交易,全年完成省间市场交易电量1918亿千瓦时,相当于北京、天津两地全年用电量之和。据国家电网体改办副主任魏玢透露,2017年,国家电网将争取市场化交易电量突破1万亿千瓦时。

在南方电网区域,2016110月,共组织省内市场化交易电量1326.2亿千瓦时,占网内售电量19.5%,全网全年市场化交易电量规模约1440亿千瓦时,同比增长94%。南方电网公司通过输配电价改革、落实煤电价格联动、开展市场化交易等,累计为用户节约用电成本241.5亿元。

其中,2016年云南全年共有3757家企业参与了交易,较2015年增长2.6倍,累计成交电量590亿千瓦时,同比增长84.4%,占全省大工业用电量的85.4%,占全部用电量的53.8%,交易合同履约率超过96%,较2015年提高7个百分点。利用跨省区电力交易机制,实现西电东送增送市场化电量164.7亿千瓦时,同比增长170.1%,为发电企业增收31.4亿元。

然而,市场电量无底线降价、比重无序扩大,再加上电煤价格的持续上扬,我国发电企业的生存空间承受了多重挤压。华电集团企法部主任陈宗法认为,2016年初,燃煤发电上网电价下降了3/千瓦时,再加上2015年下调2/千瓦时的翘尾影响,影响发电利润超过千亿元。同时,双边交易、集中竞价交易、跨区跨省送电等市场化方式实现交易电量大幅增加,市场电量比重快速增加到近30%,尽管“折价”交易幅度缩小,仍对发电行业形成了很大的冲击。

展望2017年,坚持市场化改革、有序放开发用电计划、逐步扩大市场化电量比例、加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变,仍然是我国电力体制改革和电力市场建设的重要内容。可以预见,我国电力市场建设将越来越完善,参与主体将越来越广泛,市场交易规模将越来越大,电力市场化之火,将越烧越旺。

 

 

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