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從新電改五周年看基本計劃制度的滄海桑田

作者:谷峰 來源:中國電力企業管理 發布時間:2020-04-17 瀏覽:
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中國儲能網訊:2020年3月,新電改走來已經5周年。突如其來的疫情,沒有讓新電改五周年紀念受到更多關注。回顧風風雨雨的五年,市場主體們對新電改的評價,普遍帶有“各花入各眼”的特點:對電改的進程,有人評價“太慢”,也有人評價“太快”;對于電改的措施,有人說過于“和風細雨”,也有人說如“電閃雷鳴”。其實,仔細對比5年前原有政策,卻不難發現基本計劃制度已經“滄海桑田”或者“天翻地覆”。每個主體感受的不同,更多是緣于各地落實過程中的參差不齊。下一個五年,重要的工作組成部分就是把這些改變基本計劃制度的頂層設計落實下去。

再看起點

談變化,一定要找到基準,沒有比較便沒有差距,所以要從新電改開始前的基本計劃制度情況談起。2012-2015年,經過改革開放三十多年的努力,我國基本計劃制度幾經變化,進入了穩定成熟的階段,分為規劃管理、價格管理和運行管理三個部分,并在改革開放史上取得了輝煌的成績。電力行業在保證用電價格基本平穩的前提下,克服了曾出現的煤價高漲等不利因素,實現了發電容量和輸變電容量的超常規發展,保證了我國國民經濟飛速發展所需的電力供應,最終使我國在2012年徹底擺脫了長期電力供應緊張的困境。這不但是我國改革開放的巨大成績,在世界范圍內也是電力行業發展的“奇跡”。成績證明三大基本計劃充分發揮了作用,是行之有效的管制制度。具體來說,規劃管理制度以項目核準為依托手段,根據經濟發展的預測,計算各地區電力電量的平衡情況,以煤機為例,當某地煤機預計達到某一利用小時滿足了當地負荷預測所需電量,則認為當地電量供應滿足平衡需求,如果預測煤機高于這一利用小時,則認為需要核準新的電源項目;價格管理部門自己不會另行制定標志平衡的利用小時數,會直接使用規劃部門項目核準時使用的利用小時數,作為核定發電機組回收投資、獲得投資收益所需電價水平的依據;運行管理部門制定年度電力電量平衡預案(發電計劃)則是一方面落實規劃部門設想的電量平衡,另一方面是落實價格管理部門給出的投資回報機制。通俗地講,三大制度對于電力項目就是一個“管生又管養”的機制。

規劃管理可以保證整個系統的冗余度,確保一定時間內系統可用電源容量的充裕;價格管理可以保證規劃內的電源項目獲得穩定的回報,在壽命周期內回收投資,并給電源投資帶來穩定的回報預期,有助于鼓勵電源投資;運行管理有助于公平地將規劃、價格管理的目標落實,是以上兩個管制職能落地的手段和保障制度。當然,運行管理職能并非全部都在政府職能部門手中,一般來說年度電量平衡職能(年度計劃)由運行部門執行,而月度以下運行職能,特別是日計劃和實時計劃由電力調度機構執行,運行部門和監管部門一般要求電力調度機構保證年度計劃執行結果偏差小于一定比例。好比運行部門交給某發電企業一只“飯碗”,電力調度機構負責按年度基本裝滿,但是裝的快慢,裝完略凹略凸,“米”貴的時候,還是便宜的時候裝,總體屬于電力調度機構自由裁量權限范圍內。

因此可以認為,基本計劃制度,規劃、價格和運行管理三個環節構成了閉環的等邊三角形關系,相互依存,任何“一角”的徹底放開,都會帶來另外“兩角”的放開或巨大改變。在2015年之前,國內已經出現了內蒙古多邊交易等市場化的萌芽,但是總體上發電企業的電量計劃近乎全部由經濟運行部門分配,發電企業上網電價可以簡單地分為國家核定電價和優惠電價,電網采用購售價差方式獲得盈利,對于電量執行“統購統銷”,電力調度機構具體負責電力和電量的平衡,指揮發電機組共同保證供應和交付電量,用戶按照價格主管部門核定的目錄電價支付電費,一般工商業和大工業用戶執行地方政府價格主管部門制定的峰谷電價。

在我國經濟進入新的發展階段以后,特別是供應逐步寬松之后,基本計劃制度“鐵三角”自身的缺點逐步暴露:規劃管理手段在負荷增長預測難以準確的情況下,不適應經濟發展方式改變的要求;價格管理手段受到測算利用小時和實際利用小時數偏離的挑戰,一旦實際利用小時低于預計利用小時,則會大大影響價格管理手段有效性,同時,價格調整的周期和頻次,遠遠趕不上短期電力供需發生的變化,核定價格導致短期資源配置“劣化”的情況時有發生;發用電計劃分配制度無法解決負荷預測偏差造成的電源過剩(緊張)矛盾,計劃調度在傳統電源利用小時逐步降低的情況下,公平性“屢屢受到質疑”。可以說,基本計劃制度中涉及電力系統運營制度的部分已經不適應高質量發展的要求,依靠本身的完善無法解決問題,必須采用新的手段代替原有的基本計劃制度。

回望來路

中發9號文提出的“三放開、一獨立”要求,本質是對基本計劃制度中的運營制度部分進行改革,就是希望通過市場手段來配置資源。人們總是高估3年的變化,低估五年的變化。回望5年來的改革之路,不難發現經過5年努力,目前的基本運營制度政策相對新電改開始前,變化的程度不是“松動”,是真的出現了滄海桑田一般的變化。

發用電計劃分配制度在國家政策層面走向“壽終正寢”

漸進式改革是我國改革開放四十年來摸索出的有效經驗,電力體制改革也不例外。過去5年,為完成中發9號文確定的放開發用電計劃的任務,國家主管部門對于發用電計劃的放開工作,采取了三步走的策略:第一階段在2015年底國家主管部門提出了“八折再八折”的基本思路,即第一年放開20%的計劃,第二年保留的計劃打個八折,第三年保留的計劃再打個八折,以此類推,以實現逐步放開。第二階段國家主管部門推動按行業放開,2018年鑒于實際發用電計劃的放開速度難以達到預期,國家主管部門轉換思路試行按照結構性放開的原則,一次性在當年年中放開了建材、鋼鐵、有色、煤炭行業用電計劃,市場主體稱之為“四大行業放開”。第三階段國家主管部門加大力度,徹底放開經營性發電計劃。不得不說,這是主管部門最后對經營性發用電計劃下的“催命符”。按照國家文件精神,經營性發用電計劃被定義為除城鄉居民生活用電、公共服務及管理組織、農林牧漁等行業電力用戶,以及電力生產所必須的廠用電和線損以外的發用電計劃。按照經營發用電計劃的定義,全社會用電量中扣除我國居民、農業和重要公用事業和服務約占全社會用電量的21%,廠用電和電網輸送線路損耗、變壓器損耗約12%,自備電廠的自用電量約15%左右,其余為經營性發電計劃電量。按照2019年一季度發改委信息公開通報會上的計算口徑,經營性發電計劃占全社會用電量的50%以上。這意味著,除居民和農業外,原有由經濟運行部門分配的發用電計劃,在基本制度層面全部放開。

電價制度改革在國家政策層面推動電力企業轉型逐步開始

我國電網企業一直采用購銷價差方式作為盈利手段,欲推動市場化必先改變電網企業按照目錄電價賣電和按照核定電價買電的經營方式,改革的關鍵在于輸配電價的核定和執行。一般來說,輸配電價就像高速公路費或快遞費,按照度電或者兼顧用電容量進行收取。2017年,國家主管部門出臺了《省級電網輸配電價定價辦法》,輸配電價監管框架體系初步建立,當年國家主管部門已批復三批共計32個省級電網及深圳市電網輸配電價。據統計當時累計核減電網準許收入480多億元,降價空間全部用于降低工商企業電價。2018年底前,國家主管部門推動輸配電價改革覆蓋區域電網,第一個監管周期的核定工作基本完成,輸配電價水平持續降低。華北、華東、華中、東北、西北區域電網2018-2019年輸電價格核定工作完成。至此,我國電力“高速公路”的收費標準體系在輸配電業務價格基本制度中得以確立。

2019年,國家主管部門為將煤電企業徹底推向市場,對煤電上網電價機制作出重大調整。國家發展改革委在年末印發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》,取消了煤電聯動政策,將原有標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。過渡期,基準電價按當地現行燃煤機組標桿上網電價確定,浮動范圍為向上10%、向下15%。電力現貨試點地區不受浮動范圍約束,其他地區市場化交易參照執行,對于仍由電網企業代理用戶對應的優先電量仍然采用基準電價結算。煤電上網電價制度改革是在大量電量進入市場,煤電聯動技術難度增大的背景下,直接采用市場價格波動來反映燃料價格波動,同時將波動控制在一定范圍的重要手段。當時就有專家判斷設立基準價是為取消國家核價、推動煤電全部進入市場作準備,果不其然,2020年中發9號文印發5周年之際,國家發改委頒布了2020版《中央定價目錄》,取消了2015版中的“國務院價格主管部門制定上網電價和制定銷售電價定價原則和總體水平”的規定,標志著我國競爭環節電價,在價格基本制度層面全部放開。

計劃調度方式出現被電力現貨市場機制替代的趨勢

我國長期執行“半軍事化”的計劃調度制度,電力調度機構由于按照天、小時分配執行發用電計劃,掌握顆粒度最小的電力資源配置權,業內都懂“有事找調度”,才能解決最終的運行問題。2015年11月30日,國家發改委、國家能源局一次性密集的出臺了落實中發9號文的6個配套文件,包含五個“實施意見”、一個“指導意見”。其中的《關于推進電力市場建設的實施意見》是圍繞“電力現貨市場”建立現代市場體系的實施文件。通過電力現貨市場建設替代傳統的計劃調度機制,解除電力調度機構的“電力資源配置權”,還權于市場主體,是制定該文件的初衷之一。

2017年8月,國家發改委和國家能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》,明確南方電網所在區域(廣東省先行啟動)、蒙西電網所在區域、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為首批電力現貨市場建設試點。電力現貨交易機制落地過程中,廣東省發揮了“先行先試”的帶頭作用:2018年8月底完成規則體系起草工作,公開征求意見,率先進入模擬試運行;2019年5月,又率先進入“真金白銀”的試結算。2019年6月底,其余7個試點均進入模擬試結算階段,2019年9月,其余7個試點均進行了為期一周的試結算工作。從8個試點地區已經開展的試結算結果來看,電力現貨交易機制完全可以代替原有計劃調度機制。實踐出真知,我國電力行業擔心“現貨不如計劃調度安全可靠的恐懼癥”一夜之間,被“扔進了太平洋”。

遠眺未來

基本計劃制度在運營方面的改革,從頂層設計上來說取得了質的突破,對于我國電力行業龐大的體量而言,落實還需要假以時日。放眼下個五年,運營制度的改革依然任重道遠。

發用電計劃放開仍需加強落實與突破

發用電計劃雖然在頂層設計層面從“破冰”達到了“質變”階段,但在落實過程和自身突破上仍有較大努力空間。一是目前跨區跨省發用電比例放開偏低,并可能進一步對省內市場造成影響,需要加快指令性計劃放開和跨省跨區統購統銷放開,推動用戶直接參加跨省區交易。目前跨省跨區優先發電放開1比例不足5%,遠低于省內發用電計劃放開比例,可能對部分受端省內市場造成影響。以某直轄市為例,2019年9-10月市外跨省受電量(基本為“優先發電計劃”)約占總用電量50%,而該市經營性用電計劃放開后該市優先購電僅約占40%,跨區跨省優先電量不放開造成發、用兩側放開比例差距進一步擴大。二是計劃調度難以承接經營性發用電計劃放開落地。2018年,業界曾預計“四大行業放開”可增加當年直接交易總量1500億千瓦時以上,但各省實際進展較緩慢,總體采用鼓勵未放開四大行業用戶進入市場政策,并未強制放開。出現這種情況有對電價敏感的高耗能企業已經基本開展交易,地方政府進一步大幅擴大交易規模的動力減弱的原因,但是更重要的是計劃調度機制與中長期電力交易機制并不匹配,發用電計劃大幅放開后,需要加快電力現貨市場建設與中長期電力交易機制銜接,才能真正實現經營性發用電計劃放開落地,新機制“立”的工作進度,要跟上老機制“破”的工作進度。三是優先發用電計劃可以自我突破轉化為政府授權合同。優先發電制度承擔的落實產業政策和保障民生的職能可以轉由政府授權合同機制承擔。政府授權合同是政府有關部門為了達到抑制市場力、實現產業政策等目的,確定一定數量占比的電量由發電企業與電網企業簽訂廠網間購售電合同,國際上通常為差價合約。政府授權合同一經授權,政府有關部門自己也不得隨意進行調整和改變。政府授權合同在執行過程中,與其他市場化的中長期合同同等地位,通過電力現貨市場公平地予以執行。目前,國內部分省市,已經出現了將優先發用電計劃轉為政府手段合同的嘗試。

輸配電價貫徹落實仍需加大工作力度

輸配電價制度的貫徹落實,在技術層面上受結算方式的制約。轉變電網企業盈利方式,完成中發9號文的相關任務,結算必須采用中發9號文規定“順價”模式,這樣才能讓輸配電價落到實處。令人遺憾的是,從省市場結算方式采用數量來看,絕大部分是“半順價”模式2,其次是“價差”模式3,再次是“半價差”模式4,最少的是標準“順價”模式,且目前使用是標準“順價”模式的地區,仍強制使用原有計劃體制下的峰谷系數,而非允許發電企業或售電公司對峰段和谷段直接出價。實際情況說明輸配電價落地還需更大推動力度。要盡快讓輸配電價剝離調控職能和“蓄水池”作用,讓位給發用雙方在電力現貨市場中形成的峰谷電價。實際工作中,要堅持“管住中間、放開兩頭”,要守住市場化的“初心”。好的頂層設計和好的制度發揮作用,靠的是強有力的專業化監管,市場模式可以征求意見進行討論,可以“百花齊放”結合實際,因為市場模式基于發電企業、售電公司和電力用戶是自主競爭、風險自負市場主體的定位,而輸配電業務作為自然壟斷的業務,不存在競爭風險,也相應不存在自由裁量權,價格政策應該得到無條件的執行。

電力現貨市場需要集中力量推動

圍繞電力現貨市場,實質上中發9號文的諸項任務形成了“任務樹”,推動電力現貨機制建設是基本計劃制度得以徹底改革的“鑰匙”。目前的電力現貨市場試點仍然是不成熟的,甚至有重大缺陷的。試結算過程中已經發現了現貨價格過低、備用輔助服務交易未啟動、“不平衡資金”較多、市場主體參與不全扭曲價格、信息披露還停留在原體制下等問題。考慮到電力現貨市場機制在幾十個國家和地區都已經執行20年以上,其理論和實踐都相對比較成熟,從典型市場的框架來看,已經十余年沒有發生大的變化,僅在進行細節的完善,可以判斷電力現貨市場試點反映出的問題,本身原因很少5,各項電力現貨市場的配套措施和制度跟不上市場建設進展需要,是試結算存在上述問題的根本原因。電力現貨市場存在的這些問題如何得以解決,答案就是集中方方面面力量繼續深入的推動電力現貨試點建設,相信“南墻”是最好的“老師”,“頭破血流”之后,即使“嘴上不認輸”,行動上還是會修正偏差,改進“變形的動作”。近期的重要任務,就是加快8個試點地區連續試結算的步伐。

習近平總書記指出,改革越往深處推進,面臨的困難和挑戰越大,遇到的硬骨頭越多。推動新一輪電改向縱深發展,不但需要明確任務、思路、重點,還需要有抓總的機制和手段,要形成有效的平臺隊伍和工作機制。五年來,電改人敢于挑最重的擔子、啃最硬的骨頭,做到了“明知山有虎,偏向虎山行”。五年回頭看,基本計劃制度中的運營制度在政策層面已經出現了根本性的改變,相信只要我們擁有足夠的戰略定力,以功成不必在我的良好心態,以“釘釘子精神”持之以恒、堅定不移地推進新一輪電改,下一個五年,我國的電力市場化改革將取得更大的進展。

注1:按照用戶可以與發電企業直接交易,而非電網企業代理作為放開標準。

注2:發電企業按照直接交易價格采用“一口價”方式結算,用戶執行峰谷電價,平段價格采用“發電價格+國家”核定電價方式,用戶各段電價減去發電企業的“一口價”就是電網企業收取的輸配電價。

注3:發電相對核定電價(不分峰谷)降多少錢,用戶的目錄電價(分峰平谷)直接降幾分,峰平谷降價絕對值相同,電網企業收取價差作為“輸配電價”。

注4:發電企業按照直接交易價格采用“一口價”方式結算,用戶執行峰谷電價,平段價格采用“發電價格+國家”核定電價方式,峰谷段采用原峰谷目錄電價減去發電企業與國家核定輸配電價之和相對核定電價降價額度做為電網企業峰谷段收取的“輸配電價”。

注5:有也是部分試點在試結算初期對自身市場設計進行了部分簡化帶來的不能閉環問題。

本文刊載于《中國電力企業管理》2020年3期,作者系本刊特約撰稿人

關鍵字:電力市場 電力現貨交易

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