廣西電力體制改革情況及建議

吳智華

[摘 要]文章介紹了截至2015年我國啟動新一輪電力體制改革以來廣西的電改情況，分析了廣西電力體制改革面臨的問題、改革進程和具體實施情況，總結了廣西電力體制改革取得的成效和存在問題，并對存在的問題提出相應的看法和建議。

[關鍵詞]廣西電力體制改革；售電公司；電力直接交易；電力用戶

[DOI]10.13939/j.cnki.zgsc.2018.04.079

我國電力體制改革從2002年國務院出臺《電力體制改革方案》即5號文件以來，電力行業廠網分開，形成了多層面、多種所有制的多元化發電市場，促進了電力行業的快速發展。

為“進一步深化電力體制改革，解決制約電力行業科學發展的突出矛盾和深層次問題，促進電力行業又好又快發展，推動結構轉型和產業升級”，2015年3月，中共中央國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），并陸續出臺了配套文件，新一輪電力體制改革拉開序幕。

廣西積極響應電改號召，探索了一條符合自身情況的電力體制改革之路，研究解決電力體制運行過程中的突出矛盾和深層次問題。

1 廣西電力市場基本情況

1.1 廣西能源及經濟情況

廣西一次資源相對匱乏，缺煤、少油、無氣，但水資源較豐富。全區煤炭累計探明儲量24.5× 108t，占全國總儲量的0.3%，其中保有儲量為21.56×108t，煤質較差且開采困難。水資源經濟可開發儲量18629MW，居全國第七位，主要分布在紅水河、郁江和柳江等干流上。[1]廣西有色礦產豐富，是我國10個重點有色金屬產區之一，鋁、錳、錫、銻、銦等礦產儲量居全國前列，其中鋁資源儲量10億噸以上。

2016年全區生產總值18245.07億元，同比增長7.3%。其中，第一產業增加值2798.61億元，增長3.4%；第二產業增加值8219.86億元，增長7.4%；第三產業增加值7226.60億元，增長8.6%。第一、二、三產業增加值占地區生產總值的比重分別為15.3%、45.1%和39.6%，對經濟增長的貢獻率分別為7.2%、47.0%和45.8%。[2]

1.2 廣西電網基本情況

1.2.1 電網結構

廣西電網由廣西電網公司、水利電業集團公司、桂東電力公司、百色電力公司、百色區域電網等多家電網企業構成，承擔“西電東送”輸電任務，其中廣西電網公司負荷份額占比僅為七成左右。

1.2.2 裝機容量

截至2016年底，廣西境內總裝機約4150 萬千瓦，同比增長20.0%，其中水電1663萬千瓦，火電2185萬千瓦，核電217萬千瓦，風電67萬千瓦，太陽能18萬千瓦。另外，納入廣西電量平衡的區外裝機144萬千瓦。

1.2.3 全社會用電量

2016年廣西全社會用電量1358.1億千瓦時，同比增長1.8%，比全國平均水平低3.2 個百分點。其中，第一產業累計28.6億千瓦時，同比增長7.6%，占總電量的2.1%；第二產業累計899.3億千瓦時，同比增長-1.1%，占總電量的66.2%；第三產業累計161.5億千瓦時，同比增長9.6%，占總電量的11.9%；城鄉居民生活用電累計268.6億千瓦時，同比增長7%，占總電量的19.8%。

1.2.4 發購電情況

2016年廣西境內電廠發電量1275.3億千瓦時，同比減少3.3%。其中，水電599.8億千瓦時，同比減少21.2%；火電558.5億千瓦時，同比增長2.6%；核電103.0億千瓦時（2016年投產）；風電12.8億千瓦時，同比增長109.4%；光電1.2億千瓦時，同比增長164.0%。

2016年廣西購區外電量177.8億千瓦時，同比增長30.7%，其中購云電95.7億千瓦時，同比增長97.5%。

1.2.5 發電設備利用小時

2016年廣西6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時數3494小時，同比減少250 小時。其中，水電3802小時，同比減少578小時；火電3008小時，同比減少186小時；核電7184小時（2016年投產）；風電2365小時，同比增加243小時。[3]

2 廣西電改亟待解決的主要問題

2.1 電價傳導機制不順，輸配電價改革亟待推進[4]電網企業以購售電價差模式盈利，其綜合購電成本與發電企業上網電價密切相關，在發電企業上網電價和電網企業售電價格相對固定的情況下，發電企業的發電成本和電網企業的購電成本不能有效傳導至用戶側。

2.2 市場化電價形成機制不健全，缺乏有效的電力直接交易機制廣西工業主要電力用戶為鐵合金、電解鋁等高耗能企業，電費占其生產成本較大比重。受國內外經濟增速放緩、產品價格下滑和去產能政策影響，企業“用不起電”開工意愿不強，與火、核發電企業“發不出電”的問題日趨顯現。

2.3 發電裝機過剩，各類電源矛盾突出

2016年末，廣西境內總裝機容量已達4150萬千瓦，全社會可供電量超過2000億千瓦時（包括區外購電的指標計劃），遠超2016年1358億千瓦時全社會用電量。由于電力電量大量富余，節假日、汛期水電棄水，火電發電利用小時偏低并大量停備或深度調峰，核電長期調峰或停備等矛盾異常突出。

3 廣西電力市場改革進程

2016年廣西壯族自治區人民政府向國家發改委、國家能源局報送《廣西壯族自治區人民政府關于請求批準廣西電力體制改革綜合試點方案及相關配套方案的函》（桂政函〔2016〕48號），國家發改委、國家能源局征求有關部門意見匯總修改后，于2016年5月20日正式批復《廣西電力體制改革綜合試點實施方案》。

2016年6月，經廣西壯族自治區政府同意，廣西壯族自治區發展和改革委員會正式批復廣西電力交易中心組建方案。6月29日，廣西電力交易中心在南寧掛牌成立。endprint

2016年12月29日國家發改委下發《國家發改委關于廣西電網2017—2019年輸配電價的通知》（發改價格〔2016〕2805號文），正式批復廣西電網2017—2019年輸配電價，并于2017年1月1日執行。

2017年2月，廣西壯族自治區工業與信息化委員會印發《2017年廣西電力市場化交易實施方案和實施細則》，規定2017年市場化交易電量規模達到當年全社會用電量的20%，同時明確售電公司可代理電力用戶（包括試點園區內用戶）向發電企業購電。

至此，廣西在電力交易機構組建、電力市場建設、發用電計劃放開、售電側改革等電改工作已全面推進。

4 廣西電力市場化改革總體情況

4.1 組建相對獨立的電力交易機構

2016年6月29日，廣西電力交易中心掛牌成立，其按照多家企業參股的公司模式組建，不以盈利為目的，獨立核算，電力交易業務與電網業務分離，日常業務獨立運營，并依托廣西電網公司開展相對獨立開展電力交易運作。[5]

目前共有11家單位參股廣西電力交易中心，其中廣西電網公司占比66.7%，廣西桂冠電力股份公司、華電廣西能源有限公司、國電廣西電力有限公司、華潤電力工程服務有限公司、中電廣西防城港電力有限公司、廣西投資集團有限公司、廣西水利電業集團有限公司、廣西桂東電力股份有限公司、廣西百色電力有限責任公司、北部灣產權交易所集團有限公司等10家單位合計持股占比33.3%，是全國首個全面涵蓋發電企業、用戶代表、地方電網、第三方機構等多方市場主體參股的電力交易機構。

2016年10月，廣西壯族自治區人民政府同意《廣西電力市場管理委員會組建方案》，10月31日廣西電力市場管理委員會成立，標志著組建獨立的電力交易機構這項電改任務初步完成。

4.2 完善電力市場制度，制定并出臺相關配套管理辦法

市場規范和完善方面，廣西壯族自治區工業和信息化委員會結合廣西電力運行實際情況于2017年2月印發《2017年廣西電力市場化交易實施方案》和《2017年廣西電力市場化交易實施細則》。根據以上文件，2017年廣西分為年度交易和月度交易，其中年度交易分為年度雙邊協商和年度雙邊掛牌，月度交易分為合約電量轉讓和集中競價交易；市場化交易規模達到當年全社會用電量的20%，約280億千瓦時。其中年度長協規模約240億千瓦時，月度交易規模根據市場情況及年度交易剩余電量靈活安排；市場主體為發電企業（火電、核電）、電力用戶、售電公司和電網企業。

電源、電網規劃建設管理方面，廣西壯族自治區發展和改革委員會于2017年4月印發《廣西電網規劃建設管理暫行辦法》，對電網規劃、項目核準、項目建設和監督檢查方面做出要求。同時印發《廣西企業自備電廠管理暫行辦法》對企業自備電廠的規劃建設、并網管理、節能減排和環境保護、市場交易等方面進行規范。

4.3 核定輸配電價

國家發展改革委于2016年12月批復廣西第一監管周期輸配電價。2017年1月6日廣西壯族自治區物價局出臺《廣西電網2017—2019年輸配電價有關問題的通知》，明確廣西2017—2019年輸配電價自2017年1月1日起實施，按照平均0.1986元/千瓦時收取“過網費”，其中220千伏電壓等級電解鋁、鐵合金輸配電價為0.0248元/千瓦時。

4.4 增量配網建設情況

根據國家發改委、國家能源局批復的《廣西電力體制改革綜合試點實施方案》，同意廣西賓市河南工業園區、河池市大任產業園、粵桂合作特別試驗區、賀州市信都工業園區等園區以及部分城市拓展區組建配售電主體，開展增量配電業務。

其中廣西來賓市河南工業園區域電網項目總投資5.5億元，覆蓋來賓6個縣（市、區）規模以上大工業企業用戶。該區域電網以來賓電廠、橋鞏水電站等發電企業作為電源，搭建至來賓銀海鋁、廣西鐵合金等用電大戶的220kV配電線路。建成后，年供電量可達110億度以上，預計可拉動產值近300億元，新增就業崗位約4500個，以直供電的方式解決用電企業電價成本高的問題。[6]目前該項目已近完工，預計2017年8月投入運行。

梧州、賀州、河池等地增量配電業務改革試點工作，政府與電力主管部門正制定具體措施積極推進中。

4.5 售電公司情況

根據本輪電改多途徑培育售電主體要求，《2017年廣西電力市場化交易實施方案》已將售電公司列為市場交易主體，2017年初售電公司正式簽訂長協交易，標志著廣西售電公司全面參與市場交易。

出于培育初期售電市場的目的，確保售電公司在初期能夠獲得更大的參與空間，電量在6000萬千瓦時以下電力用戶必須由售電公司代理。[7]并對單個售電公司代理交易電量額度進行了限制，其中年度交易代理電量不超過6億千瓦時（不含試點園區內用戶電量），月度競價申報電量不超過當月競爭電量總規模的15%。

截至2017年上半年，已累計完成注冊售電公司75家，其中有發電企業背景的12家，電網背景的3家，國有企業背景的18家，社會資本及其他的59家。

2017年上半年，售電公司簽約年度長協電量總計47.66億千瓦時，占年度長協簽約總量的19.04%。月度競價電量總計26.71億千瓦時，占月度競價總規模的75.01%。

4.6 電力市場交易情況

2016年，廣西電力交易中心開展了四批次電力市場化交易，合同電量總計140.42億千瓦時，其中水電6.9億千瓦時 、火電103.1億千瓦時、核電30.4億千瓦時。最大降幅0.15元/千瓦時，最小降幅0.07元/千瓦時，平均降幅0.11元/千瓦時。共有145家電力用戶和20家發電企業參與交易。[8]

2016年12月27—30日，2017年1月9—13日廣西電力交易中心組織了2017年度長協交易，簽約總電量250.26億千瓦時。其中15家準入的發電企業總計簽約電量250.26億千瓦時。發電側平均讓利幅度2.334分/千瓦時，最大讓利15分/千瓦時，最小讓利0.2分/千瓦時；工信委準入用戶195家，其中長協簽約用戶173家，簽約總電量250.26億千瓦時（含售電公司代理用戶）；交易中心公示的售電公司共33家，參與2017年長協電量簽訂的19家，共代理用戶98家，簽約電量總計47.66億千瓦時，占年度長協簽約總量的19.04%。[9]endprint

截至2017年上半年廣西已累計進行6次月度集中競價，共成交電量40.86億千瓦時，最高出清價格0.406元/千瓦時，最低出清價格0.3785元/千瓦時。廣西電網公司、水利電業集團公司分別針對其用戶開展了兩次增量電量交易，采用掛牌交易方式，交易規模共27.08248億千瓦時。最終43家用戶成交，成交電量26.94248億千瓦時，成交價格0.3元/千瓦時。

5 結 論

目前廣西電力體制改革在多個方面均取得進展，其中發電計劃放開和售電公司參與走在全國前列。改革為用戶釋放了紅利，順應了社會預期，在穩增長、調結構，推動優勢產業發展方面起到積極作用。當前改革符合廣西實際情況。

但電力體制改革是一項系統性工程，如何實現電力與其他產業協調發展，推動經濟結構調整和產業轉型升級，還須繼續加快實施輸配電價改革，擴大電力直接交易規模，開展增量配電網改革，放開售電市場，加快推進電網企業改革，建立健全有序高效的電力管理體制；[10]還必須解決當前發電裝機過剩電能消納困難、各類電源矛盾突出，自備電廠建設和管理，多網并存供電管理體制下電價虛高、電力市場無序競爭、電網重復建設等問題。

6 建 議

6.1 推動跨省跨區域市場自由交易

當前廣西裝機過剩，機組發電利用小時持續走低，還須消納云南水電，區內各類電源矛盾突出，電網調度安排困難，棄水、棄核問題嚴重，以上可探討通過跨省市場交易的方式進行消納或調度優化來解決。

廣州交易中心雖已成立，但南網區域內目前尚不能自由開展各省份之間的電力市場交易，其中或許存在各省地方保護主義和各省謀求電力資源獨立性的阻礙。國家層面應鼓勵跨省、跨區域電力交易，優化區域資源和調度，避免重復投資建設和清潔能源浪費。

6.2 加快廣西輔助服務市場建設

廣西地處“西電東送”通道中段，電網安全約束多，調度在考慮系統安全穩定運行的前提下，還需要考慮本省清潔能源消納、接收西電的指令性計劃、核電運行的安全、火電供熱機組最低負荷要求以及市場交易電量的執行等問題。另外，廣西水電、西電（包括云南水電）電量份額超過廣西全社會用電量一半以上，汛期為保障水電消納，火電長期處于低負荷運行，核電也需降負荷、停備配合調峰。當前火電發電利用小時處于全國倒數水平，由于長期低功率運行造成煤耗偏高，以及煤價處于歷史較高水平等因素，預計2017年廣西煤電將普遍出現虧損情況。而核電調峰、停備次數較國內其他省份偏多，對核電機組運行安全不利。

以上電力系統安全、清潔能源消納、不同電源利益平衡的問題，建議通過加快電力輔助服務市場建設，以市場化的方式給予承擔系統輔助服務的機組合理補償來解決。目前國內已有省份和地區開展電力輔助服務市場輔助服務試點，借鑒其經驗提出以下幾點建議：一是全區各類電源全部參與輔助服務市場交易（包括地方電網非統調電廠）。二是引入電力現貨市場促進用戶側參與移峰填谷，降低用電成本同時緩解系統調峰壓力。三是鼓勵發電企業之間的發電權轉讓，合理利用資源、提高發電效率。

6.3 成熟市場的售電公司運營模式

廣西電力市場已對售電公司全面開放，并制定了鼓勵其參與的相應措施。售電公司積極參與市場，月度競價代理電量占比超過75%。2017年廣西發電企業長協和月度競價讓利幅度均不大，僅依靠價差模式運作的售電公司盈利空間有限。多數售電公司當前主要目標是擴大市場份額、打造品牌效應、鞏固客戶基礎，通過向用戶提供市場注冊、信息咨詢等服務，對電改政策和規則起到了積極的宣傳作用。

市場逐漸成熟后，售電公司不能僅憑賺取差價獲取利潤，必須提高運營水平。各類售電公司可通過自身優勢用戶提供差異化服務，例如具有能源背景的可提供供電、供暖、天然氣等增值服務，具有電力工程建設背景的可提供節能、儲能、技術維護等服務，具有金融保險背景的售電公司可提供融資貸款、預付費擔保等金融服務，具有電網背景的售電公司可通過大數據分析為用戶提供最優購電方案。

參考文獻：

[1]林潔，龔里.加快核電建設是廣西電源建設的必然選擇[J].紅水河，2007（S1）：154-155，158.

[2]廣西壯族自治區統計局.2016年廣西壯族自治區國民經濟和社會發展公報[Z].2017.

[3]國家能源局.2016年全國6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時情況[Z].2017.

[4]中華人民共和國國家發展和改革委員會.國家發展改革委.國家發展改革委員會 國家能源局關于同意廣西壯族自治區開展電力體制改革綜合試點的復函[Z].2016.

[5]龐革平.廣西電力交易中心正式成立[EB/OL].[2016-06-29].http：//gx.people.com.cn/GB/179430/.

[6]羅俠，樊榮華.來賓：電改激發工業活力[N].廣西日報，2016-11-19（01版）.

[7]廣西電力交易中心.廣西售電公司全面參與市場交易[Z].2017-03-24.

[8]廣西電力交易中心.2016年電力市場交易情況信息披露[Z].2017-01-15.

[9]廣西電力交易中心.2017年長協市場化交易情況信息披露[Z].2017-02-03.

[10]董文鋒，陳貽澤.研究推進電力體制改革促進實體經濟發展[N].廣西日報，2017-05-13.endprint