全面放開經營性電力用戶發用電計劃影響分析

宋作森

（中國南方電網超高壓輸電公司，廣東 廣州 510663）

0 前言

近年來，一系列政策持續推動發用電計劃有序放開。南方區域按照國家文件要求建立了優先發電優先購電制度，形成了網、省兩級市場及多元化市場主體格局，電力交易市場化程度不斷提高。近期，國家發改委研究部署全面放開經營性行業發用電計劃，正式印發了《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》（以下簡稱《通知》），對全面放開經營性電力用戶發用電計劃、支持中小用戶參與市場化交易、切實做好公益性用電的供應保障及規劃內清潔電源的發電消納保障，加強履約監管及相關保障措施作出相關要求[1-3]，將對整體發用電格局、電力供應、電網企業經營和工作方式帶來影響。

本文將解讀《通知》相關精神，結合南方區域發用電計劃放開現狀，分析全面放開經營性發用電計劃對電網企業和系統各相關方造成的影響，提出下一步應對的工作建議。

1 南方區域發用電計劃放開現狀

2019年上半年，南方區域全網省內電力市場化交易電量比重達39.4%。

1.1 各類電源參與市場，清潔能源占比差異較大

目前，參與南方區域省內市場交易的電源涵蓋火電、核電、水電、風電、光伏等類型，各省區根據自身資源稟賦和電力供需形勢的不同，準入的發電類型差異較大。2018年，廣東參與省內市場的發電企業為統調調管的燃煤電廠和燃氣電廠；廣西區內統調煤電、核電企業全電量參與省內市場，保供熱以“保量不保價”的形式進行安排發電，水電企業以參與發電權交易形式參與省內市場；云南放開煤電、水電、風電、光伏所有電源類型參與省內市場；貴州參與市場的發電企業為統調火電和水電，其中要求水電企業裝機容量需達5萬千瓦及以上，且僅限參與水火電發電權交易；海南參與市場的發電企業為滿足單機容量30萬千瓦以上的燃煤機組。

表1 2018年省級電力交易機構發電企業參與情況

1.2 參與市場的中高壓用戶

各地普遍放開10 kV及以上電壓等級大工業與一般工商業用戶進入市場，具體放開門檻由各省區政府制定，區域性差異較大。

1.3 經營性行業大用戶

表2 2018年經營性行業參與市場化交易情況 單位：萬戶，億千瓦時

目前進入市場的經營性行業用戶以大用戶為主，戶數占比少但用電量占比大，截至2018年超過50%經營性行業用電量已進入市場。2018年南方區域經營性行業用戶617萬戶，經營性行業總用電量6188億千瓦時，占全社會用電比重64.9%。其市場化交易電量約3378億千瓦時，占經營性行業電力用戶電量比重為54.6%。

1.4 優先發電和購電占比情況

南方區域優先發電、優先購電范圍由各省區政府劃定。2018年南方區域優先發電占購電量比重51%，優先購電占售電量比重34%，優先發電占比總體大于優先購電占比，各省差異較大。

表3 2018年全網優先發電、優先用電占比情況

2 對系統各相關方的影響

全面放開后除政府核定的優先電源和公益性保障用戶外，大部分發用電計劃將由市場決定電量和價格。《通知》對于南方區域各省區用戶、發電影響呈現明顯的地區差異性。

2.1 各省用戶參與市場情況

全面放開后大批用戶獲得參與市場資格，市場化比例將逐步擴大。市場化規模與各省區市場機制設計、市場價格、激勵政策密切相關，用戶參與積極性不同，各省放開進度差異大。預計廣東、海南市場規模有序擴大，廣西、貴州低壓側中小用戶參與市場積極性不高，云南市場化比例變化不大。

2.2 清潔能源將進入市場

各省發電開放發電側進入市場情況各不相同。廣東、廣西、云南須放開至清潔能源進入市場以匹配市場用戶規模，貴州、海南火電機組仍需保持基數電量匹配優先購電用戶。

排除標準:需排除合并糖尿病酮癥酸中毒患者；排除合并精神疾病的患者；排除合并其他心腦血管病變患者；排除相關藥物過敏史患者[3]。

表4 預計放開后發電參與省內市場情況

2.3 售電公司機遇情況

全面放開后售電公司發展機遇將增加，但競爭也更加激烈。一是隨著進入市場的用戶數量增加，售電公司潛在可代理用戶增加，但是因放開后進入市場的用戶以中小用戶為主，戶數多但單個用戶交易電量低，售電公司持續開拓市場需要付出更大運營成本；二是隨著市場規模的增加，用戶對售電行業有新的要求和期望，多元社會主體可能進一步加入售電業務，如電能服務商、負荷集成商、電力需求側管理服務商等綜合能源服務項目形態進一步涌現，售電行業業務形式向多元化發展。

2.4 地方政府對于推動全面放開的積極性不高

《通知》要求各省根據本地實際情況制定全面放開實施方案，未對放開時間進度做具體要求。截至目前南方區域各省區均未出臺全面放開經營性用戶發用電計劃相關計劃及實施方案，除廣東省外，其余各省區對于推動全面放開積極性不高[4]。

3 對電網企業的影響

3.1 電量匹配問題

全面放開經營性發用電計劃，對市場化部分、優先保障部分的發用側規模均有較大影響，須統籌考慮其規模匹配問題。若優先發電規模大于優先購電規模，大批用戶有進入市場資格，市場化比例上限由用戶側決定，且須同步放開部分優先電源進入市場以匹配市場用戶規模。若優先發電規模小于優先購電規模，市場化比例上限由發電側決定，發電側須保留部分基數電量以匹配優先購電用戶規模。

3.2 對經營收入的影響

市場化改革初期，市場化部分占比較低，爭取到部分低價電源由電網企業統購，用于匹配優先保障部分用戶電量。隨著經營性發用電計劃全面放開，市場化部分占比將大幅提高，可能出現原本納入電網統購的低價電源被要求參與市場化交易，留給電網企業只是高價電源、低價用戶，這將導致非市場化部分的購銷價差低于政府核定輸配電價，國家核定的電網輸配電準許收入面臨無法足額回收的風險[5]。

3.3 對現有工作方式的影響

全面放開經營性發用電計劃后，對電網企業的計量、營銷結算、交易、調度工作流程、工作系統均提出新的要求，需投入大量的人力、物力、財力進行升級改造，增加公司運營成本。

營銷結算方面：因進入市場用戶數量可能大幅增加，數據交互、營銷系統計算能力、電費核算工作量也相應劇增。另外增量配網公司用戶可能擁有進入市場資格，公司須與增量配網公司建立實時性較強的信息交互，以便于用戶即時注冊、即時確認可進入市場的計量點。計量方面：全面開放經營性用戶包括開放全部專變用戶以及部分低壓三相用戶，上述用戶結算周期將由按月轉變為按市場要求的周期結算，給計量系統及計量現場改造和運維帶來較大考驗（如廣東現貨市場要求的數據采集周期是小時），須通過開展計量裝置現場改造，并同步改造計量自動化系統方具備低壓用戶進入市場技術條件。如果經營性用戶全面進入市場并開展現貨交易，現有計量裝置及計量自動化系統無法滿足低壓用戶按小時抄表的現貨數據采集要求，需繼續增加資金投入進行改造，預估改造周期需2-3年，可能造成大量設備及資金浪費。交易方面：將大幅增加用戶注冊、零售合同管理的工作量，對管理工作效率提出了更高的要求，相應用戶的信息變更及維護工作也將相應增加。跨省跨區、現貨市場相關市場設計機制、交易服務方式須根據全面放開后用戶需求調整優化。對于風電、光伏參與市場及優先發電權轉讓模式及平臺需研究部署。調度方面：市場規模將進一步逐步擴大，新進市場的中小用戶和110 kV及以下電廠數量大幅增長，對電網調控和安全校核提出更高要求。目前以網省兩級調度為主的安全校核機制將逐步向網省地三級調度協同校核機制轉變，中長期安全校核顆粒度更細、時間可能進一步增加，多重目標約束（中長期合約執行、清潔能源保障性收購等）更難以同時實現[6]。信息系統支持方面：參與市場化交易的用戶可能將大幅增加，交易系統、現貨系統負載可能遠超現有水平，而現有平臺功能是基于目前的用戶數量進行開發，難以適應龐大的用戶群體，需要對系統進行升級改造。

3.4 存在的問題

1）用戶選擇是否參與市場要求較為寬松：《通知》（發改運行〔2018〕1027號）中規定，“市場主體選擇進入市場，在3年內不可退出。”且目前各省對于市場主體退出市場有電價懲罰規定。而《通知》對中小用戶選擇是否參與市場要求較為寬松，可能導致中小用戶隨意選擇進出市場，維護市場秩序、實施保底供電難度大。

3）《通知》與目前可再生能源消納保障政策銜接方式不明確。根據《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》要求，參與電力批發市場購電的電力用戶要承擔與其年用電量相對應的消納量，市場機制設計時需同時考慮全面放開經營性發用電計劃與可再生能源消納責任，須做好政策統籌銜接，避免市場主體消納責任不明確。

4）電網優先發電保障成本疏導機制不明確。調度機構在安排清潔能源優先發電后，存在市場化合同可能無法履約的問題，此時市場化用戶享受的市場化降價無法從發電企業獲得，可能需要電網企業承擔。高價機組因安全原因被納入優先發電計劃，電網收購成本的疏導機制不明確。

5）省間協商難度可能進一步加大。各省區推進電力市場建設步伐不一，市場放開程度不同，適應全面放開經營性電力用戶的電力市場建設方案以本省訴求為出發點，將進一步加大各省區電力市場差異，導致省間壁壘問題更加突出[7]，省間協商難度將進一步加大。

4 解決辦法

4.1 確保經營效益[8-9]

1）確保電網企業有能力按照政府核定電價向非市場用戶供電。梳理低價電源清單，推動政府按照不參與市場化交易的電量規模（居民、農業及重要公用事業和公益性服務用戶），將低價電源優先安排由電網企業統購。

2）推動發用側有序放開。加強與地方政府溝通，配合地方政府做好全面測算并研究制定具體實施方案，促使政府主管部門按照同步有序原則，統籌考慮優先購電計劃管理和有序放開發用電計劃工作。

3）確保輸配電經營效益。根據各省區政府主管部門提出的放開發用電計劃方案，滾動測算分析市場化規模擴大對電網經營影響。在第二監管周期核價時，推動政府主管部門明確抽蓄電站回收機制，完善輸配電價結構，確保電網企業準許收入足額回收[10]。

4）規范南方區域電力市場建設。修編完善電力市場規則，建立交易合同履約管理機制、健全信用體系建設、糾正電力用戶隨意進出市場、同一用戶由多個售電公司代理入市等不規范行為。開展跨省跨區電量參與省內市場的市場化機制研究，堅定貫徹落實西電東送國家戰略，推動形成西電東送參與市場化的統一認識。

4.2 推動政策實施

1）統計出暫不參與市場用戶清單，做好電力交易直接合同履約情況分月統計，開展電力交易信用數據采集。配合政府建立分行業電力用戶參與市場交易統計分析機制、直接交易合同履約情況統一管理機制、動態信用記錄數據庫。

2）統籌銜接落實好可再生能源電力消納要求，放開發用電計劃時統籌兼顧實施可再生能源電力消納責任權重，配合政府制定各省（區）可再生能源電力消納實施方案，推動發電企業、電網企業、電力用戶、售電公司等市場主體共同完成可再生能源電力消納責任。

3）完善保底供電服務價格機制。加強經營性用戶退出市場后的保底服務價格機制研究，推動各省區政府部門出臺被強制退出市場、自愿退出市場電力用戶的電價政策。

4.3 建立工作體系

1）梳理全面放開后計量、結算、交易工作流程、系統改造需求及人員配置需求，對營銷、計量、交易等相關系統進行改造優化，確保人員配置、工作機制、系統全方位適應全面放開后相關工作的需求。

2）做好全面放開后現貨市場銜接設計。健全現貨技術支持系統，梳理全面放開對電網調度、安全校核、電網運行方式等工作的影響并制定適應性優化措施，確保電網安全穩定運行及清潔能源消納。促進公司內部市場化售電領域相關企業加快市場化體制機制建設。

3）密切關注國家關于電力市場、優先發購電政策動向，提前開展研究，提出有利于電力行業發展的建議和措施；及時掌握各省實施動態，督促各省公司在地方政府制定實施細則期間，及時、充分提出存在的困難和針對性意見建議。

5 結束語

綜上所述，全面放開經營性電力用戶發用電計劃是國家電力體制改革的重要舉措，對整體發輸用電格局產生深遠影響。電網企業相關工作須緊跟改革步伐，深刻把握電力行業的發展趨勢，全面系統分析新情況新問題，完善各項工作流程措施，為迎接挑戰、抓住機遇做好充分準備。