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2021年能源发展回顾与展望——电力市场篇
2022-01-27

一、政策与大事

1.健全多层次统一电力市场体系,加快建设国家电力市场

1月,中共中央办公厅、国务院办公厅印发了《建设高标准市场体系行动方案》,提出通过5年左右的努力,基本建成统一开放、竞争有序、制度完备、治理完善的高标准市场体系。11月24日,中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。会议指出,“要健全多层次统一电力市场体系,加快建设国家电力市场,引导全国、省(区、市)、区域各层次电力市场协同运行、融合发展,规范统一的交易规则和技术标准,推动形成多元竞争的电力市场格局。”

我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内,在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易,在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。

2021年全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时,同比增长15.7%,占全社会用电量的40%以上。市场主体方面,截至5月底,国家电网公司经营区域电力交易平台已累计注册各类市场主体27万家,是2015年底的9.8倍。其中,电力用户达到23.6万家,增长了96倍,售电公司目前已超过3800家。截至11月底,南方区域电力市场注册的主体共8.98万家,同比增长39.9%,其中,发电企业740家、售电公司914家、电力用户8.8万家。

2.有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格

5月发布的《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》明确,到2025年,竞争性领域和环节价格主要由市场决定,网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立,能源资源价格形成机制进一步完善,重要民生商品价格调控机制更加健全,公共服务价格政策基本完善,适应高质量发展要求的价格政策体系基本建立。

10月,国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价,通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价,上下浮动原则上均不超过20%,电力现货价格不受上述幅度限制。有序推动工商业用户全部进入电力市场,按照市场价格购电,取消工商业目录销售电价。居民、农业用电执行现行目录销售电价政策。目前尚未进入市场的用户,10千伏及以上的用户要全部进入,对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电(随后发布的《国家发展改革委关于企业代理购电工作有关事项的通知》对电网企业代理购电方式流程进行了规范)。此外,为保障燃煤发电上网电价市场化改革,进一步放开各类电源发电计划,加强与分时电价政策衔接。

2019年出台的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中“浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则不超过15%”相比,市场交易价格浮动范围扩大。此次基准价浮动比例能够覆盖目前煤炭长协与现货价格综合涨幅,有利于进一步缓解煤电企业经营困难。目前,煤电市场化电量占煤电总发电量超70%,大约44%的工商业用电量已通过参与市场形成用电价格。此举更是明确推动其余30%的燃煤发电电量全部进入电力市场,进而带动其他类别电源发电电量进入市场,为全面放开发电侧上网电价奠定坚实基础,也对加快推动发用电计划改革、售电侧体制改革等电力体制其他改革发挥重要作用。

3.完善分时电价机制,建立尖峰电价机制

7月出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》称,在保持销售电价总水平基本稳定的基础上,进一步完善目录分时电价机制,建立尖峰电价机制,健全季节性电价机制。据不完全统计,已有24省市出台完善分时电价机制相关政策25条。其中,内蒙古、甘肃、宁夏、北京、河北、陕西、吉林、山东、浙江、广东、广西、贵州、湖南、四川等14省出台政策15条,青海、新疆、山西、天津、河南、江苏、江西、云南、重庆、安徽等10省市出台征求意见稿。25条政策中,内蒙古、新疆、青海、河北、天津、山西、陕西、山东、广东、浙江、湖南、广西、江西、江苏、云南、四川、重庆等18省市明确执行尖峰电价政策,其中,多数省份上浮均为20%,而广东省尖峰电价在峰段电价上再上浮25%。另有江苏、甘肃提到了深谷电价。

4.持续推进售电侧改革

11月,国家发展改革委、国家能源局正式印发《售电公司管理办法》,用以替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容,共计9章46条。其有三个亮点,一是注册条件和注册程序更有针对性,二是更加注重售电公司动态管理和风险管理,三是启动保底售电服务,衔接电网企业代理购电机制。

增量配电业务改革方面,国家发展改革委、国家能源局批复了五批459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会配售电研究中心与华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《2021年增量配电发展研究白皮书》显示,有292个试点完成配电网规划编制,300个试点确定业主,240个试点业主单位通过工商注册,224个试点公布股比。共计220个试点确定供电范围,其中第一批有85个,第二批有50个,第三批有53个,第四批有29个,第五批有3个。共计185个试点取得电力业务许可证(供电类)。

5.输配电价进入第二监管周期

国家发展改革委4月印发的《关于做好2021年降成本重点工作的通知》称,平稳执行新核定的2021年输配电价和销售电价,进一步清理用电不合理加价,继续推动降低一般工商业电价。持续推进电力市场化改革,允许所有制造业企业参与电力市场化交易。10月14日,国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》,对2017年出台的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》作了修订。

在第一监管周期(2017~2019)的基础上,考虑到2020年应对疫情降电价(电费)的影响,核定后的各省级电网第二监管周期输配电价自2021年1月1日起执行。与第一监管周期相比,第二监管周期输配电价整体下降,其中,五大区域电网两部制输电价格中的电量电价,从第一周期的2个电量电价变化为第二周期的5个电价,各区域电网都有所属的电量电价。此外,自12月2日起,对陕北—湖北、雅中—江西特高压直流工程执行临时输电价格。

2018、2019年一般工商业平均电价连续降低10%。2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%。与2014年相比,当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%,每年降低企业用电成本超过6000亿元。截至11月,南方五省区内市场化交易平均降价幅度0.057元/千瓦时,累计释放红利308亿元。

6.完善抽水蓄能价格形成机制

国家发展改革委5月发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》,明确要坚持以两部制电价政策为主体,进一步完善抽水蓄能价格形成机制,明确以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

4月,广州电力交易中心组织开展了海南琼中抽蓄电站抽水电量招标交易,成为南方区域电力市场首次开展的省间“点对点”直接交易。海南抽蓄电站与广东阳江核电达成交易电量1000万千瓦时。本次交易将跨区跨省交易市场主体扩展至抽蓄电站、核电企业等。实现了三点突破,一是在南方区域建立了抽蓄电站通过市场化招标方式参与电力交易的新机制;二是首次探索以“点对点”方式组织省间交易;三是跨省区市场首次引入核电。

7.中长期交易落实“六签”,绿色电力交易方案出台

中长期交易落实“六签”。中电联数据显示,1~11月,省内交易电量(仅中长期)合计为2.72万亿千瓦时,其中电力直接交易2.52万亿千瓦时、绿色电力交易4亿千瓦时、发电权交易1845.4亿千瓦时、抽水蓄能交易114.5亿千瓦时、其他交易77.5亿千瓦时。省间交易电量(中长期和现货)合计为6273.7亿千瓦时,其中省间电力直接交易1783.1亿千瓦时、省间外送交易4427.1亿千瓦时、发电权交易63.5亿千瓦时。此外,广州电力交易中心已于12月在全国范围内率先完成2022年电力中长期合同签订工作,交易成交规模达2423亿千瓦时(落地端),创历史新高,超过近三年平均送电规模,市场主体参与率达100%,并首次实现所有“网对网”“点对网”交易全量签约,还提前锁定了2022年南方区域跨省区送电安排,其中西电东送电量达2308亿千瓦时。绿色电力交易方案蓄势出台。继国家发展改革委、国家能源局9月批复《绿色电力交易试点工作方案》,称绿色电力交易将在现有中长期交易框架下,设立独立的绿色电力交易品种。参与绿色电力交易的市场主体,近期以风电和光伏发电为主,逐步扩大到水电等其他可再生能源,绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力,进一步体现能源的绿色属性和价值。9月7日,北京电力交易中心组织开展了全国绿色电力首次试点交易。此次交易共17个省份259家市场主体参与,达成交易电量79.35亿千瓦时。其中,国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时,南方电网公司经营区域内成交电量10.37亿千瓦时。

8.我国省间电力交易体系已基本建成

《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》经多轮修订后于9月正式印发,成为落实《电力中长期交易基本规则》的操作细则,为市场主体参与跨区跨省电力中长期交易提供依据。细则在年度、月度交易的基础上,增设月内(周、多日)交易。南方区域跨区跨省市场首次开展周电力交易品种。为缓解广东电力供应紧张局面,广州电力交易中心联合北京电力交易中心组织开展了湖南送广东电力应急交易,按周开展,交易标的为周内每个工作日的高峰时段电力。此举有效增加广东高峰时段电力供应能力40~60万千瓦。

2017年7月出台的《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》下,省间现货方面,2017年8月,国家电网公司启动了跨区域省间富余可再生能源现货交易试点。2020年,国家电网公司实现了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易全覆盖。在此基础上,2021年11月,国家电网印发了《省间电力现货交易规则(试行)》,计划在国家电网公司和内蒙古电力公司范围内启动试点交易,江苏省已经着手开始进行相关试点。此次规则不仅放开售电公司、电网代购、电力用户参与省间电力现货交易,市场范围由跨区域省间扩大到所有省间,还将市场定位在落实省间中长期交易基础上,利用省间通道剩余输电能力,开展省间日前、日内电能量交易的省间电力现货交易,通过市场化手段调动全网资源余缺互济。实现日前96点、日内2小时滚动交易的时间维度,覆盖全国大部分省份的空间维度,覆盖多种能源的电量交易,对建立完整的电力市场体系起到了重要的衔接和支撑作用。其运行标志着我国完整、统一的省间电力交易体系已经基本建成。

9.电力现货试点第二批稳步推进,广东2022年将开启整年结算试运行

省内电力现货市场,在第一批8个试点均已完成至少一个月以上连续结算试运行的基础上,甘肃、福建、浙江、四川、山西、广东陆续启动连续结算试运行;山东已经启动5次电力现货市场结算试运行,自2022年1月1日起进入长周期连续结算试运行;南方(以广东起步)电力现货市场原则上自2022年1月1日起进入全年连续结算试运行。

第二批电力现货试点面世。4月发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》,选择辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批现货试点。《通知》还指出,上海、江苏、安徽现货市场建设应加强与长三角区域市场的统筹与协调;支持开展南方区域电力市场试点,加快研究京津冀电力现货市场建设、长三角区域电力市场建设的具体方案。江苏能源监管办已于11月对《江苏省电力现货交易规则(征求意见稿)》展开研讨。

此外,可再生能源参与市场的新机制在广东省现货市场规则中显现。12月,广东省能源局发布《南方(以广东起步)电力现货市场实施方案》(征求意见稿),提出建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系,引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户,通过售电公司与集中式风电、光伏和生物质等可再生发电企业开展交易。条件成熟时,研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。

10.辅助服务市场挖掘调峰能力约9000万千瓦

全国6个区域电网和30个省级电网已启动电力辅助服务市场,实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖,电力辅助服务市场体系基本建立。2021年在应对电力紧张的过程中,电力辅助服务发挥了积极作用。全国通过辅助服务市场挖掘调峰能力约9000万千瓦,增发清洁能源电量约800亿千瓦时。

2021年辅助服务市场建设速度加快,运营规则持续完善。国家能源局11月发布的《关于强化市场监管 有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》,要求中长期保供应稳定、辅助服务保安全运行、应急调度保突发处置。激发需求侧等第三方响应能力,结合用户侧参与辅助服务市场机制建设,全面推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新型储能、自备电厂、电动汽车充电网络、虚拟电厂、5G基站、负荷聚合商等参与辅助服务市场。国家能源局12月印发了新版“两个细则”,即《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》,对电力辅助服务主体、交易品种以及补偿与分摊机制做了补充深化。新增了囊括新能源等发电侧主体、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求,新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种,建立用户参与的分担共享机制。浙江成为国内首个引入第三方独立主体开展旋转备用品种交易的电力辅助服务市场。

跨区跨省电力辅助服务机制正在陆续出台。除了《电力辅助服务管理办法》明确跨省跨区电力辅助服务机制外。《新型主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则(试行)》《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》相继发布。国内首个调峰容量市场机制在华北电力调峰容量市场正式启动。

二、问题与展望

1.完善市场体系,提升发电企业的积极性

未来,在风光发电量不断提高的电力系统,燃煤发电电量全部进入电力市场,煤电机组发电投资成本回收存在较大的不确定性,进而影响煤电的投资意愿。即存量面临成本回收风险,新投资面临可靠性问题,从长期来看无法保证发电容量充裕性。另一方面,新能源高占比后,还有可能面临供热期调峰、光伏大发的调峰、爬坡灵活性电力资源和系统备用容量等问题。虽然《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》指出,在可再生能源比例较高的地区探索开展爬坡等辅助服务市场品种建设,现货市场运行期间明确由现货电能量市场代替调峰市场,并逐步推动辅助服务费用向用户侧疏导;以中长期交易为基础,探索建立市场化的容量成本回收机制。但是,为保障电力供应稳定性,需要完善市场体系,将电力商品的价值从以电能量价值为主,逐步向电能量价值、可靠性价值(容量市场)、灵活性价值(辅助服务市场)、绿色环境价值(绿电市场)等多维价值体系转变。妥善利用相应机制对可靠性电源产生合理激励效应,保障发电企业的积极性。

2.统筹考虑省级市场与全国统一市场的衔接路径

一是中长期与现货的衔接。中长期市场正不断推进连续运营,以发用双方共同参与的电力直接交易为主,现货试点多以单边市场起步,与中长期双边存在不一致问题。二是省内与省间的统筹。当前,省间、省内市场尚未衔接,各省电力现货交易规则差异很大,两级市场间存在相互影响的问题,受端用电特性曲线与送端新能源出力曲线不匹配的矛盾不断显现,省间交易变化、调整的频次将再次增加,大幅加大了交易工作强度。需要加快省间市场建设,进一步做好两级市场的衔接统筹。《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》有望从省间现货延伸至省间电力中长期交易,但实际落地效果有待观察。

3.加快建立新能源进入市场的机制

    发用电放开之后,优先发电和优先购电在总体规模、曲线形态方面的矛盾凸显。随着新能源占比提高,新能源将面临无法全部作为优先发电,部分电量市场竞争与全电量保障电网运行之间未有效衔接。保障性消纳政策与市场机制缺乏有效衔接,保障性收购电量与市场交易电量边界不清晰,新能源难以公平参与市场。需要确定新能源合理利用小时数,需要构建可再生能源参与市场的新机制,并对场内交易电量和场外保障部分制定不同的机制,结合绿电交易、绿证、碳市场,推动新能源参与电力市场交易。



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