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中電聯:跨省區電力市場交易相關問題及政策建議(摘要版)
發布時間:2020-07-06

 一、跨省區電力市場交易現況

    隨著北京電力交易中心、廣州電力交易中心、31家省級電力交易中心先后組建完成以及省間、省內中長期交易機制的逐步完善,我國“省間-省內”兩級市場總體架構已基本建成,跨省區電力市場化交易規模不斷提高。

    一是跨省區電力市場建設不斷深化。一方面,《北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則(暫行)》和《南方區域跨區跨省電力中長期交易規則(暫行)》的印發,標志著跨省區電力交易規則體系的初步確立。另一方面,兩大電力交易中心仍在深入探索和推進電力市場建設工作。

    二是跨省區市場交易品種不斷創新。2018年,北京電力交易中心通過雙邊協商、集中競價、掛牌等方式組織市場交易599次,組織開展西南水電與西北新能源分時段打捆、長江與黃河水電打捆等創新交易,此外還組織開展省間富余可再生能源現貨交易70億千瓦時;廣州電力交易中心以消納云南富余水電為重點,組織開展了各類市場化交易,主要品種包括云南送廣東增量掛牌交易、云貴水火置換交易、廣西送廣東臨時支援掛牌交易、溪洛渡右岸增送廣東市場化交易、云南送廣東發電合同轉讓交易等。

    三是跨省區市場化交易規模顯著增長。2018年,北京電力交易中心組織完成省間交易電量9682億千瓦時,同比增長10.6%。其中市場化交易電量3514億千瓦時,同比增長29%;廣州電力交易中心全年組織西電東送電量2175億千瓦時,同比增長7.2%,其中市場化交易電量295億千瓦時,同比增長10.1%。

    四是跨省區市場化交易切實使電力用戶享受到改革紅利。2018年,國家電網區域通過開展電力直接交易累計降低用戶用電成本373億元,平均降低電價0.0301元/千瓦時;南方電網區域累計降低用戶用電成本285億元,平均降低電價0.084元/千瓦時。

    五是跨省區市場化交易有效促進了清潔能源消納。2018年,北京電力交易中心完成清潔能源省間交易電量4373億千瓦時,其中省間新能源交易電量完成718億千瓦時,同比增長45.8%,新能源發電量和占比實現“雙升”,棄電量和棄電率實現“雙降”;廣州電力交易中心全年西電東送清潔能源占比86.1%,云南棄水電量同比下降114億千瓦時,廣西未發生棄水。

    二、跨省區電力市場交易存在的主要問題

    (一) 網源發展建設不協調,跨省區輸電通道能力受限

    2014年以來,國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快推進大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道建設的通知》,分期批量核準了相關輸電通道工程,并與國家電網公司、南方電網公司簽署《大氣污染防治外輸電通道建設任務書》。目前,各項通道工程均按期建成投產,其中錫盟-山東特高壓交流、雁淮(山西-江蘇)特高壓直流等輸電通道工程自建成后未達到設計輸電能力,利用率偏低。

    (二) 跨省區輸電價格機制存在不合理、不靈活情況

    跨省區輸電工程輸電價格下調與公共成本回收機制不明,加重企業經營壓力;跨區輸電價格機制不靈活,不利于跨區電力市場交易規模的擴大;跨省區輸電通道使用權市場化分配機制尚未建立;繞道輸送電力的輸電價格機制有待完善。

    (三) 包含跨省區電力市場的統一市場體系有待完善

    目前,我國已經建成北京、廣州兩家跨省電力交易平臺和31家省級電力交易平臺,省間、省內中長期交易機制基本建立,廣東、浙江、蒙西等現貨市場試點逐步推進,但各省市場模式和規則差異較大,跨省區和省內兩級交易平臺的耦合銜接、協同運作有待加強,包含跨省區電力市場的統一市場體系有待完善。

    (四) 可再生能源發電參與跨省區市場交易的機制有待完善

    可再生能源發電參與市場交易規則有待完善;部分可再生能源富集地區電力外送能力不足,無法滿足市場需要;可再生能源發電參與受電地區輔助服務市場有待規范。

    (五) 發電側、用戶側市場主體參與跨省區電力市場準入有待落實

    目前,跨省區電力市場交易的實踐中,售電公司和電力用戶參與的情況比較少見,多數市場化交易的組織過程中并不支持售電公司、用戶參與?缡^電力市場大部分采取“網對網”的掛牌交易方式,交易電量、電價均提前確定,作為市場主體的發用兩側無法直接參與市場競爭。

    (六) 地方政府行政干預跨省區電力市場運行問題較為普遍

    一是跨省區電力交易中仍然存在一定程度省間壁壘;二是對跨省區市場交易進行不合理限制和干預;三是近期南方電網各省區政府對西電東送跨省送電市場干預力度增大。

    (七) 跨省區電力市場交易信息披露機制有待完善

    目前,相關跨省區電力交易機構制定電力市場交易規則中,都對信息披露進行了明確,但是從實際情況看,跨省區電力市場信息披露工作仍存在著不少問題,相關制度有待完善。

    一是部分交易中心對于交易批次、交易內容、交易結果等信息的公開不及時、不充分,影響了企業對后續的交易進行預判。二是對電網約束、安全校核等信息披露不完整,影響市場成員競爭策略的制定實施。三是電力交易信息發布格式不夠統一和規范,市場交易信息等查詢、檢索和有效使用困難。

    (八) 跨省區電力市場監管有待加強

    目前,針對跨省區電力市場交易,國家電力監管部門及其派出機構還沒有形成專項的監管辦法和規則,急需進行完善?缡^電力市場監管的重點應放在跨省區電力市場交易規則的制定和實施,發電企業、售電企業、電力用戶等參與跨省區電力市場的公平準入,跨省區輸電通道輸電價格的制定和落實,電力市場交易信息有效、及時披露,市場成員信用管理等方面。

    三、政策建議

    (一) 加強電力統一規劃,推動網源協調發展,提高跨省區輸電通道利用率

    一是進一步加強電力統一規劃。建議主管部門在研究制定電力規劃、核準重大電力項目時要更加注重科學論證,講求實效;及時跟蹤供需形勢變化,對規劃進行的滾動調整和優化;有序推動重大項目建設實施,保障網源協調發展。

    二是優先推動跨省區輸電通道配套電源項目建設實施。

    三是加強統籌協調,推動跨省區輸電通道送受電雙方簽訂長期送受電協議。

    (二) 改革完善專項輸電工程定價機制,提高跨省區輸電通道輸電電價靈活性

    一是將降低跨省跨區專項輸電工程輸電價產生的準許收入缺口納入電網企業后續年度成本監審中統籌考慮,同時按照成本監審相關性要求,準確歸集跨省跨區專項工程相關成本,科學分攤公共成本,保障電網可持續運營。

    二是對部分以輸電為主的跨省區輸電通道開展兩部制電價(容量電價為主)的電價機制試點,大幅度降低送、受電地區市場化交易的輸電電量成本。

    三是建立靈活的輸電價格浮動機制。按照輸電效益總體目標最優原則,采用夏冬高峰上漲、春秋低負荷下調、全年平均輸電價格保持不變的方式,調動發電側、用電側參與市場的積極性。

    四是研究完善繞道輸送電力的輸電價格機制。

    五是超前研究跨區輸電通道使用權(輸電權)市場化分配機制。

    (三) 強化頂層設計,建立完善包含跨省區電力市場在內的統一市場體系

    一是研究完善跨省區電力交易平臺和省級交易平臺之間的協調機制,保障跨省區電力市場交易與省內市場交易的合理銜接。

    二是研究完善跨省區電力市場中長期交易與現貨交易協調機制、跨省區電力市場交易與電網運營的協調機制。

    三是開展全國電力市場總體構架的規劃研究和試點。

    (四) 研究完善可再生能源發電參與跨省區市場交易的機制

    一是盡快完善可再生能源市場化交易機制。研究落實可再生能源發電綠證頒發與市場化交易辦法,建立健全綠證交易體系,推動可再生能源發電電能量交易與綠證交易分離的市場交易機制,降低交易和管理成本,提高運行效率。

    二是加快部分資源富集地區電力外送能力建設。

    三是規范跨省區送電參與受電地區輔助服務市場機制。

    (五) 逐步放開發電側、用戶側市場主體參與跨省區電力市場準入

    一是落實北京、廣州兩個交易中心跨省區中長期電力交易規則對跨省區市場成員的規定,開放電力用戶和售電企業參與跨省區電力市場,推進跨區電力市場交易持續繁榮與發展。

    二是在跨省區市場交易包括發電權交易中,對發電側市場主體給予公平對待,開放更多的發電企業參與到跨省區電力市場交易中。

    (六) 堅持市場在資源配置中起決定性作用,更好發揮政府作用,避免政府過多干預電力市場運行

    一是堅持市場在資源配置中起決定性作用,著力構建科學合理的市場交易和電價形成機制,確?缡^電力交易按照市場規則有序開展。

    二是督促各省級電力市場管理部門,從能源電力供應保障、建立開放公平的市場等角度出發,進一步放開電力用戶、售電公司等市場主體參與跨省區電力市場交易限制,消除省間市場壁壘。

    三是電網企業實施降低工商業電價措施后,對農業用電、居民用電等享受的交叉補貼及電網企業 “東西幫扶”產生的費用,主管部門應研究解決措施。

    (七) 建立完善跨省區電力市場交易信息披露機制,進一步加強跨省區市場監管

    一是明確交易中心是市場信息披露主體,全面負責交易信息披露工作;二是在征求各市場主體意見的基礎上制定信息披露清單和信息披露模板,規范完善市場信息披露制度;三是提高交易信息發布的完整性、及時性和準確性;四是開發適用于全國的電力交易信息客戶端和統一的數據服務接口;五是加強跨省區市場監管力量,建立完善監管規章,推動跨省區電力市場健康發展。

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