淺談我國電力體制改革下電力市場的發展

王美惠

（中鋁瑞閩股份有限公司，福建 福州 350015）

1 電力市場的發展形勢及特點

1.1 電力市場需求側用量快速增長呈現新的驅動力

2017年, 由于經濟增長反彈、電力替代步伐加快、宏觀經濟穩中向好。傳統產業生產恢復,第二、三產業發展回暖，以及隨著國家供給側結構改革的深入推進，工業生產轉型升級效果明顯，是帶動全社會電力消費快速增長的主要驅動力。2018年1季度電力消費1．59萬億kW·h、同比增長9．8%，分地區看，東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長7．8%、9．3%、13．6%、10．2%；全國所有省份用電量均實現正增長。

1.2 電力市場供給側清潔低碳的高質量能源發展趨勢明顯

全國發電裝機容量增長趨勢出現放緩跡象（見圖1），但仍然保持在高于用電量增速的水平。1季度煤電新裝機容量同比減少近6成，新增非石化能源發電裝機占新增總裝機74．3%，創歷年新高，同比提高24．9%。全口徑并網太陽能發電、風電、核電發電量分別為343、978、611kW·h，同比分別增長 66．2%、39．1%、11．6%。國家防范化解煤電產能過剩風險深入推進, 有效抑制煤電產能規模擴張，在政府和電力企業等多方的共同努力下，不合理棄風棄光的問題持續改善，無棄水電量。

圖1 各類電源新增裝機容量圖（單位：萬千瓦）

1.3 電力供給側發電企業整體盈利但煤電企業經營狀況不佳

國電與神華合并重組后，短期內國家能源集團的鏈條效應尚未完全顯現。2017年，國家能源集團完成營業收入5128億元，利潤總額652億元。但火電繼續面臨經營上的困境，煤價一直處于高位，供應偏緊。隨著國家有關部門多措并舉對電煤增供控價，電煤供需形勢在2018年1季度明顯緩和，3月30日發布的CECI5500大卡綜合價、現貨成交價分別減到598、625元/t。且2017年, 國家上調多省燃煤標桿上網電價和取消工業企業結構調整專項資金,兩項舉措部分緩解燃煤發電企業的經營困難。然而在寬松的電力供給大環境及電力直接交易市場擴容競爭加劇的情況下，煤電企業普遍采取量價換空間,部分大型發電集團煤電板塊仍然整體虧損，虧損面接近50%，燃煤企業經營狀況未從根本上得到扭轉。

1.4 電力供給側電網企業經營情況較好但也面臨新形勢新挑戰

總體看，電網企業經營情況較好。國家電網2017年資產總額達到38088億元，售電量達到38745億kW·h;營業收入同比增長10．9%;利潤總額達到910億元，同比增長40億元。與此同時，電網企業經營也面臨較大挑戰。在本輪電力體制改革大潮中，32個省輸配電價核定較此前購銷差價平均降低約1分/kW·h，核減準許收入480億元。1季度，全國電網工程建設完成投資同比下降23．2%，主要是多個特高壓項目已經投產。受煤電企業持續虧損、煤電新開工項目減少等因素影響，發電設計、建設施工等經營形勢也面臨較大挑戰。同時電網企業履行電力普遍服務義務，貫徹落實國家戰略部署，持續加大農網等建設投資，及增量配電網的逐步放開，均為電網企業帶來較大壓力。

1.5 電力市場化交易競爭加劇范圍持續擴大

電力市場化交易是電力體制改革的核心內容之一。電力市場化改革，給用電企業帶來實實在在的改革紅利，給發電企業帶來深刻的市場變革。促進發電企業從計劃發電、從定量定價定客戶，到轉換角色，到緊跟市場的轉變。而政府對超低排放定價措施的實施等，也促進電力供給側開展節能減排。開展電力直接交易，就是要打破電力交易中的壟斷地位，讓用電企業和發電企業、售電企業實現電力市場直接交易；倒逼電網企業的角色轉變，強化服務職能并弱化售電的職能，回歸本位的輸配電網運營維護職能。整個電力市場逐步形成供需市場定價、輸配電政府定價的價格機制。

2 電力市場面臨著機遇和挑戰

2.1 電力清潔低碳能源發展進入穩定期

中國風電、光伏發電的應用規模位居世界首位，新能源發展取得重大突破,電力清潔低碳能源開始進入全面規模化發展的新階段。從中國電力企業聯合會等公開的統計數據看，非化石能源“十三五”新增裝機貢獻率將達到50．6%，化石能源新增裝機將被趕超。2017年，全國風電棄風電量419億kW·h、棄風率12%、同比下降5．2%，實現了棄風量和棄風率的“雙降”。2017年，全國棄光電量73億kW·h，棄光率6%、同比下降4．3%，主要集中在新疆和甘肅，棄光電量分別為28．2億kW·h、18．5億kW·h，棄光率均超20%，但同比下降9%以上。新能源的利用情況好轉，棄風、充光問題有所緩解。

2.2 核電發展進程滯后

由于受日本福島事故及我國三代核電建設進度緩慢的影響，核電行業進入低谷期。原2017年計劃開工8臺機組及預計完成的機組（除陽江4號、福清4號機組已投運）均無建成、無開工，影響了核電的中長期發展進程。核電設備平均利用小時數略升，但多年來呈現降勢。從近10年的數據看，核電利用小時下降還是較為明顯，2015年以前一直保持7700h以上的利用小時數，到2016年已大幅降至7060h，目前與10年內高峰比相差約700h，棄核問題已引起業內的較大關注。隨著市場化改革的深入推進，核電參與程度日益加深，核電利用小時數隨行就市的情況或將日益明顯。

2.3 形成世界最高效清潔的煤電系統

電力行業污染物排放不僅多年來下降明顯，同比下降的情況也可圈可點。2016年，煙塵排放總量同比下降 12．5%，SO2排放總量下降 15．0%，SOx排放總量下降13．9%，降幅均在兩位數以上。截至2017年底，幾乎全部機組實現脫硫、脫硝，71%的煤電機組實現超低排放，已經形成了世界最高效清潔的煤電系統。

2.4 電力體制改革取得重要突破

自從2015年新一輪電力體制改革拉開帷幕后，經兩年多持續推進，一系列“啃硬骨頭的改革”工作陸續推開，電力市場建設、輸配電價改革、售電側改革、電力交易機構組建和規范運行、有序放開發用電計劃、開展電力現貨市場建設試點等都取得重要進展和積極成效，成就令人矚目。

2017年電力體制改革步入實操階段，綜合試點和專項試點進一步擴大，各項改革舉措以點帶面全面鋪開，形成了綜合試點為主，多模式探索的新格局。截至2017年底，我國輸配電價改革已實現省級電網全覆蓋(除西藏外)，輸配電改革成為新一輪電改以來首個全面完成的專項改革。

增量配網、售電、電力現貨市場等關注度和積極性最高的領域迎來重要進展。增量配電業務改革試點配套政策也進一步完善，增量配電業務涵蓋擴圍。作為新一輪電改的亮點之一，2016、2017年國家發改委、國家能源局陸續公布了兩批增量配電業務改革試點。2017年，國家發改委、國家能源局公布了第二批89個增量配電業務改革試點項目，全國試點項目由此達到195個。隨著2018年4月國家發改委、國家能源局第三批試點的公布，今年上半年基本實現試點項目地級以上城市全覆蓋。

市場化交易規模持續擴大，競爭機制初步建立。目前，全國大部分省份開展了售電側改革，建立初步的電力市場，市場主體更多元，交易方式更靈活。從2017年9～12月，短短3個月時間，售電公司擴圍約800家。截至2017年12月19日，全國在交易機構注冊的售電公司約2994家，成為售電側改革的重要推動力量，呈現多元競爭的格局。

與此同時，電改所面臨和潛藏的深層次問題與矛盾顯現：一是市場交易體系初步建成，作為市場互補的電力現貨市場的試點正在推進。二是定價的不完全市場性及市場意識還有待加強，部分省份行政干預過多。三是電力產能過剩凸顯，地方政府保增降本，區域和省間貿易壁壘難免存在。四是新能源消納問題的存在及適應新能源相應特點的運行模式尚在建設。

3 電力市場的發展形勢展望

2018年，是我國電力體制改革持續向縱深推進的一年，是電力市場發展面臨的新形勢、新挑戰和新機遇并存的一年。堅持以供給側結構性改革為主線, 扎實推進綠色清潔發展、深化電力體制改革、切實持續促進新能源消納等工作落到實處。

3.1 促進煤電清潔有序發展，優化調整新能源布局

著力加快煤電轉型升級,促進煤電清潔有序發展，優化調整新能源布局,切實解決棄風、棄光問題。能源供給側改革的核心是降低煤炭消費比重。應加快新技術研發和推廣應用,提高煤電發電效率及節能環保水平，促進煤電在保供市場電量的同時，向調峰調頻等輔助電源轉變。按照就近消納為主，分散與集中開發并舉的原則優化風電布局, 開發重點將向中東部及南方地區轉移；按照就近消納為主、分散開發的原則，全面推進光伏電站布局。在兼顧安全的前提下，加大自主核電示范工程的建設力度,為“走出國門”做好準備。

3.2 提高電網供電可靠性，推進智能電網建設

升級改造配電網，推進“互聯網+”智能電網建設，全面提升電力系統的智能化水平，提高電網的接納能力，積極服務電動汽車、分布式能源、微電網、儲能裝置等多元化負荷接入的需求，滿足多用戶供需互動，提高配電網供電的可靠性和供電質量，推廣智能調控系統，充分挖掘現有系統的調峰能力，提高電力需求的響應能力。

3.3 電力供需形勢持續寬松，電力消費增長趨勢放緩

我國2010～2016年，電力供應持續保持復合年增長率6%。各級政府加大電能替代力度，清潔能源比重持續增加，電力環境持續寬松，電力整體需求已逐步滿足。2018年宏觀經濟穩中向好，工業轉型升級也將進一步加大，新產業、新模式電力需求不斷涌現。但2017年環保政策漸趨嚴格，導致傳統鋼鐵、有色、化工等行業的產能利用率走低，2018年仍是影響我國電力消費增長和增速的關鍵因素。同時，2018年世界經濟政策風云變幻以及中國實施制造強國戰略第一個十年的行動綱領《中國制造2025》，均可能會對全社會的電力消費增速產生一定影響。

3.4 加快電力體制改革，促進電力市場發展

隨著中共中央、國務院9號文的發布，新一輪電力體制改革拉開帷幕。深化電力改革促進市場發展，要做好六個方面工作：①加快建立獨立電價體系和電價形成機制。②完善交易機制，組建相對獨立的電力交易機構，豐富交易品種，推進電力現貨市場。③培育市場主體，推進配售電改革，有序向社會資本放開配售電業務。④積極爭取跨省跨區電力交易，促進電力資源在更大范圍內優化配置。⑤推進發用電計劃改革，發揮市場機制。⑥開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制。

4 電力市場建設的初步建議

4.1 加大清潔高效能源發展力度，提升整個電網的調節靈活性

未來電力市場企業要順應電改趨勢，要讓火電機組主動為清潔能源發電讓位，發電權交易可以發揮重要作用。在當前階段，水火置換、新的高效發電機組替代效率低的舊機組發電是最常見的形式。如果發電權交易的效能得到充分利用，會有力促進在火電與清潔能源發電、不同地域的清潔能源發電之間進行優勢互補和效益共享。

4.2 建立跨省區的發電權交易平臺

現有的交易主要是針對省區內來實施，雖然有些省份已經建立跨省區的發電權交易平臺，但交易的電量非常少。而對于促進清潔能源發電消納而言，跨省區發電權交易的意義遠大于省內交易，通過交易的實施，將充分利用西部地區豐富的水、風、光資源，既可以降低整個電力系統的電煤消耗，又可以促進西部經濟發展，具有較好的經濟效益和社會效益。

4.3 進一步深化電力體制改革，初步形成功能完善的電力市場

建立公平有序的電力市場規則，有序推進電力體制改革,推動區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法改革；擴大增量配網的市場空間，掃清部分配售電改革道路上的障礙，促進增量配電網試點項目的實施推進。持續降低電網環節收費和輸配電價格。推動現貨市場及輔助服務市場建設。

5 總結

促進新時代電力市場的科學發展，一方面需要企業主動出擊，積極適應新形勢新挑戰，采取有效的針對性措施，切實把工作的主動性掌握在自己手中；另一方面也需要決策部門注意政策平衡，為電力企業保留持續發展能力創造條件。電力體制改革激發市場動力和活力，雖然市場建設會面臨一些問題和困難，但是我們堅信，市場化的方向不會變，市場配置資源、提高效率的目標不會變，建設科學高效的電力市場體系的決心不會變。