全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃影響分析

宋作森

（中國南方電網(wǎng)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(xù)推動發(fā)用電計劃有序放開。南方區(qū)域按照國家文件要求建立了優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電制度，形成了網(wǎng)、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(fā)改委研究部署全面放開經(jīng)營性行業(yè)發(fā)用電計劃，正式印發(fā)了《關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》（以下簡稱《通知》），對全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)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(guī)劃內(nèi)清潔電源的發(fā)電消納保障，加強履約監(jiān)管及相關保障措施作出相關要求[1-3]，將對整體發(fā)用電格局、電力供應、電網(wǎng)企業(yè)經(jīng)營和工作方式帶來影響。

本文將解讀《通知》相關精神，結(jié)合南方區(qū)域發(fā)用電計劃放開現(xiàn)狀，分析全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃對電網(wǎng)企業(yè)和系統(tǒng)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(qū)域發(fā)用電計劃放開現(xiàn)狀

2019年上半年，南方區(qū)域全網(wǎng)省內(nèi)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(qū)域省內(nèi)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(qū)根據(jù)自身資源稟賦和電力供需形勢的不同，準入的發(fā)電類型差異較大。2018年，廣東參與省內(nèi)市場的發(fā)電企業(yè)為統(tǒng)調(diào)調(diào)管的燃煤電廠和燃氣電廠；廣西區(qū)內(nèi)統(tǒng)調(diào)煤電、核電企業(yè)全電量參與省內(nèi)市場，保供熱以“保量不保價”的形式進行安排發(fā)電，水電企業(yè)以參與發(fā)電權(quán)交易形式參與省內(nèi)市場；云南放開煤電、水電、風電、光伏所有電源類型參與省內(nèi)市場；貴州參與市場的發(fā)電企業(yè)為統(tǒng)調(diào)火電和水電，其中要求水電企業(yè)裝機容量需達5萬千瓦及以上，且僅限參與水火電發(fā)電權(quán)交易；海南參與市場的發(fā)電企業(yè)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(gòu)發(fā)電企業(yè)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(yè)與一般工商業(yè)用戶進入市場，具體放開門檻由各省區(qū)政府制定，區(qū)域性差異較大。

1.3 經(jīng)營性行業(yè)大用戶

表2 2018年經(jīng)營性行業(yè)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(jīng)營性行業(yè)用戶以大用戶為主，戶數(shù)占比少但用電量占比大，截至2018年超過50%經(jīng)營性行業(yè)用電量已進入市場。2018年南方區(qū)域經(jīng)營性行業(yè)用戶617萬戶，經(jīng)營性行業(yè)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(jīng)營性行業(yè)電力用戶電量比重為54.6%。

1.4 優(yōu)先發(fā)電和購電占比情況

南方區(qū)域優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電范圍由各省區(qū)政府劃定。2018年南方區(qū)域優(yōu)先發(fā)電占購電量比重51%，優(yōu)先購電占售電量比重34%，優(yōu)先發(fā)電占比總體大于優(yōu)先購電占比，各省差異較大。

表3 2018年全網(wǎng)優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電占比情況

2 對系統(tǒng)各相關方的影響

全面放開后除政府核定的優(yōu)先電源和公益性保障用戶外，大部分發(fā)用電計劃將由市場決定電量和價格?！锻ㄖ穼τ谀戏絽^(qū)域各省區(qū)用戶、發(fā)電影響呈現(xiàn)明顯的地區(qū)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(guī)模與各省區(qū)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(guī)模有序擴大，廣西、貴州低壓側(cè)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(fā)電開放發(fā)電側(cè)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(guī)模，貴州、海南火電機組仍需保持基數(shù)電量匹配優(yōu)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(fā)電參與省內(nèi)市場情況

2.3 售電公司機遇情況

全面放開后售電公司發(fā)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(shù)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(shù)多但單個用戶交易電量低，售電公司持續(xù)開拓市場需要付出更大運營成本；二是隨著市場規(guī)模的增加，用戶對售電行業(yè)有新的要求和期望，多元社會主體可能進一步加入售電業(yè)務，如電能服務商、負荷集成商、電力需求側(cè)管理服務商等綜合能源服務項目形態(tài)進一步涌現(xiàn)，售電行業(yè)業(yè)務形式向多元化發(fā)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(jù)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(qū)域各省區(qū)均未出臺全面放開經(jīng)營性用戶發(fā)用電計劃相關計劃及實施方案，除廣東省外，其余各省區(qū)對于推動全面放開積極性不高[4]。

3 對電網(wǎng)企業(yè)的影響

3.1 電量匹配問題

全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃，對市場化部分、優(yōu)先保障部分的發(fā)用側(cè)規(guī)模均有較大影響，須統(tǒng)籌考慮其規(guī)模匹配問題。若優(yōu)先發(fā)電規(guī)模大于優(yōu)先購電規(guī)模，大批用戶有進入市場資格，市場化比例上限由用戶側(cè)決定，且須同步放開部分優(yōu)先電源進入市場以匹配市場用戶規(guī)模。若優(yōu)先發(fā)電規(guī)模小于優(yōu)先購電規(guī)模，市場化比例上限由發(fā)電側(cè)決定，發(fā)電側(cè)須保留部分基數(shù)電量以匹配優(yōu)先購電用戶規(guī)模。

3.2 對經(jīng)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(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購，用于匹配優(yōu)先保障部分用戶電量。隨著經(jīng)營性發(fā)用電計劃全面放開，市場化部分占比將大幅提高，可能出現(xiàn)原本納入電網(wǎng)統(tǒng)購的低價電源被要求參與市場化交易，留給電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)輸配電準許收入面臨無法足額回收的風險[5]。

3.3 對現(xiàn)有工作方式的影響

全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃后，對電網(wǎng)企業(yè)的計量、營銷結(jié)算、交易、調(diào)度工作流程、工作系統(tǒng)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(jié)算方面：因進入市場用戶數(shù)量可能大幅增加，數(shù)據(jù)交互、營銷系統(tǒng)計算能力、電費核算工作量也相應劇增。另外增量配網(wǎng)公司用戶可能擁有進入市場資格，公司須與增量配網(wǎng)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(jīng)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(jié)算周期將由按月轉(zhuǎn)變?yōu)榘词袌鲆蟮闹芷诮Y(jié)算，給計量系統(tǒng)及計量現(xiàn)場改造和運維帶來較大考驗（如廣東現(xiàn)貨市場要求的數(shù)據(jù)采集周期是小時），須通過開展計量裝置現(xiàn)場改造，并同步改造計量自動化系統(tǒng)方具備低壓用戶進入市場技術條件。如果經(jīng)營性用戶全面進入市場并開展現(xiàn)貨交易，現(xiàn)有計量裝置及計量自動化系統(tǒng)無法滿足低壓用戶按小時抄表的現(xiàn)貨數(shù)據(jù)采集要求，需繼續(xù)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?？缡】鐓^(qū)、現(xiàn)貨市場相關市場設計機制、交易服務方式須根據(jù)全面放開后用戶需求調(diào)整優(yōu)化。對于風電、光伏參與市場及優(yōu)先發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓模式及平臺需研究部署。調(diào)度方面：市場規(guī)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(shù)量大幅增長，對電網(wǎng)調(diào)控和安全校核提出更高要求。目前以網(wǎng)省兩級調(diào)度為主的安全校核機制將逐步向網(wǎng)省地三級調(diào)度協(xié)同校核機制轉(zhuǎn)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(zhí)行、清潔能源保障性收購等）更難以同時實現(xiàn)[6]。信息系統(tǒng)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(tǒng)、現(xiàn)貨系統(tǒng)負載可能遠超現(xiàn)有水平，而現(xiàn)有平臺功能是基于目前的用戶數(shù)量進行開發(fā)，難以適應龐大的用戶群體，需要對系統(tǒng)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(fā)改運行〔2018〕1027號）中規(guī)定，“市場主體選擇進入市場，在3年內(nèi)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(guī)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(jù)《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(fā)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(jīng)營性發(fā)用電計劃與可再生能源消納責任，須做好政策統(tǒng)籌銜接，避免市場主體消納責任不明確。

4）電網(wǎng)優(yōu)先發(fā)電保障成本疏導機制不明確。調(diào)度機構(gòu)在安排清潔能源優(yōu)先發(fā)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(fā)電企業(yè)獲得，可能需要電網(wǎng)企業(yè)承擔。高價機組因安全原因被納入優(yōu)先發(fā)電計劃，電網(wǎng)收購成本的疏導機制不明確。

5）省間協(xié)商難度可能進一步加大。各省區(qū)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(jīng)營性電力用戶的電力市場建設方案以本省訴求為出發(fā)點，將進一步加大各省區(qū)電力市場差異，導致省間壁壘問題更加突出[7]，省間協(xié)商難度將進一步加大。

4 解決辦法

4.1 確保經(jīng)營效益[8-9]

1）確保電網(wǎng)企業(yè)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(guī)模（居民、農(nóng)業(yè)及重要公用事業(yè)和公益性服務用戶），將低價電源優(yōu)先安排由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購。

2）推動發(fā)用側(cè)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(tǒng)籌考慮優(yōu)先購電計劃管理和有序放開發(fā)用電計劃工作。

3）確保輸配電經(jīng)營效益。根據(jù)各省區(qū)政府主管部門提出的放開發(fā)用電計劃方案，滾動測算分析市場化規(guī)模擴大對電網(wǎng)經(jīng)營影響。在第二監(jiān)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(jié)構(gòu)，確保電網(wǎng)企業(yè)準許收入足額回收[10]。

4）規(guī)范南方區(qū)域電力市場建設。修編完善電力市場規(guī)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(guī)范行為。開展跨省跨區(qū)電量參與省內(nèi)市場的市場化機制研究，堅定貫徹落實西電東送國家戰(zhàn)略，推動形成西電東送參與市場化的統(tǒng)一認識。

4.2 推動政策實施

1）統(tǒng)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(tǒng)計，開展電力交易信用數(shù)據(jù)采集。配合政府建立分行業(yè)電力用戶參與市場交易統(tǒng)計分析機制、直接交易合同履約情況統(tǒng)一管理機制、動態(tài)信用記錄數(shù)據(jù)庫。

2）統(tǒng)籌銜接落實好可再生能源電力消納要求，放開發(fā)用電計劃時統(tǒng)籌兼顧實施可再生能源電力消納責任權(quán)重，配合政府制定各?。▍^(qū)）可再生能源電力消納實施方案，推動發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、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(jīng)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(qū)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(jié)算、交易工作流程、系統(tǒng)改造需求及人員配置需求，對營銷、計量、交易等相關系統(tǒng)進行改造優(yōu)化，確保人員配置、工作機制、系統(tǒng)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(xiàn)貨市場銜接設計。健全現(xiàn)貨技術支持系統(tǒng)，梳理全面放開對電網(wǎng)調(diào)度、安全校核、電網(wǎng)運行方式等工作的影響并制定適應性優(yōu)化措施，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行及清潔能源消納。促進公司內(nèi)部市場化售電領域相關企業(yè)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(yōu)先發(fā)購電政策動向，提前開展研究，提出有利于電力行業(yè)發(fā)展的建議和措施；及時掌握各省實施動態(tài)，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(jié)束語

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