专家访谈电力改革脉络与方向20240528

自中发九号文件发布以来，中国电力改革已经进行了九年，目前形成了 一个包括中长期交易、现货市场、辅助服务及容量电价在内的多元化市 场体系。改革的重点在于放松监管两端，注重多期限中长期交易和多地 现货市场的开发。未来改革将侧重于深化全国统一电力市场设计，丰富 交易品种，完善交易和电价机制，并加强对市场的监管。讨论集中在新 能源的市场化、辅助服务市场及其发展策略上，指出了新能源消纳、市 场需求和价格机制等方面存在的问题，并提出了解决方案。特别强调了 通过配额制等方式扩大新能源需求，提高电价和引入绿色溢价等措施来 激励消费者支持新能源发展。此外，会议还讨论了电力市场化改革对工 商业用户成本的影响，以及在发电侧和用户侧实行分时段合同的实践和 挑战。太阳能发电企业在市场化进程中面临诸多挑战，如补贴减少、市 场竞争加剧和电力过剩问题，这影响了企业的收益和储能技术的应用。通过加大电网建设和优化电力市场机制，强化配额管理和价格保护，可 以推进绿色低碳转型，提升新能源产业的经济效益。 问答问：在本次电改脉络与方向专家电话会上，国网专家将从哪些方面向我 们分享电力改革的现状和趋势？ 答：国网专家将首先整体介绍电力改革自 2015 年中发九号文以来的九年 发展历程，并详细阐述了中长期市场、现货市场、辅助服务市场和容量 电价四大市场体系的建设情况，以及在这些市场中各省的发展状况和试 点进展。 问：现货市场方面，目前有哪些省份已开展现货试点，并取得了哪些成 果？ 答：截至目前，已有 23 个省开展了现货试点，其中八批试点中的山西和 广东已正式运行，其他具备条件的省份也处于运行或待转正式运行阶 段。同时，第二批次试点中的省份如辽宁、湖北、江苏、安徽、河南 等，也开展了多轮长周期结算试运行，并有省份表示将加快完善建设，预计在明年实现不间断的长周期结算试运行。 问：目前电力市场建设存在哪些挑战和需要解决的问题？ 答：电力市场建设面临的挑战主要包括市场间衔接不紧密、交易品种单 一、交易机制和电价机制不完善、信息披露不准确及时以及市场监管缺 失等问题。专家强调，应进一步深化多层次全国统一电力市场顶层设 计，丰富交易品种，完善交易机制和电价机制，并加强市场监管，解决 地方政府干预和交易中心独立运营问题，确保市场公开透明和竞争有 序。 问：辅助服务市场的发展状况如何？其费用占比以及未来发展趋势是什 么？ 答：辅助服务市场方面，除西藏外，所有省份都开展了调峰辅助服务，其中调峰费用占比最大，达到65.6%；调频辅助服务主要由二次调频构 成，11 个省份开展了相关工作。此外，区域备用辅助服务市场也在逐步 发展，以满足跨省调峰需求。近四年全国辅助服务费用从 200 多亿增长至约 400 亿，呈现快速攀升趋势，未来将进一步丰富和完善辅助服务品种，提高市场的经济性与竞争性。 问：在新能源参与市场机制方面，您认为有哪些需要完善的地方？答：当前新能源市场体系设计主要围绕传统能源，未充分考虑其超预期 增长速度带来的影响。针对新能源，需要加快完善中长期现货交易机 制，如调整长期签约比例以支持更多电量在现货市场交易，并根据申报 量或预测结果来实施交易。此外，辅助服务机制也需要尽快出台，以规 范全国辅助服务市场，为新能源消纳提供更灵活的空间。 问：在借鉴海外经验时，您认为新能源改革中最值得关注和学习的点是 什么？ 答：首先，应让新能源与火电在同一市场中公平竞争，而不是像现在这 样分开竞价。其次，政府不应以高于新能源销售成本的价格销售新能源 电力。最后，可借鉴国外长期固定协议（PPA）的方式，通过长期购电合 同锁定收益，这有助于提高市场主体提供调峰调频的积极性。 问：针对分布式光伏产业市场，您有什么建议？ 答：分布式光伏可以通过聚合的方式参与市场，满足所有品种的交易条 件，这有助于降低其进入市场的成本和信息通信基础建设，从而更好地 解决分布式电源入市问题。 问：对于新能源的需求如何界定？ 答：新能源需求主要来自于一些重视环保的企业、跨国公司以及部分注 重社会责任的国企。目前的主要目标是推动市场化用户购买绿电，逐步 扩大购买范围，将可再生能源消纳责任落到具体用户头上。问：目前下游用户承担的成本有多大，后续如何传导？未来用户对这些 答：下游用户承担的成本主要包括中长期现货价格、辅助服务费用以及 绿色溢价等，这些成本将通过市场机制直接传导给用户。例如，2022 年 出台的政策让煤电成本上升约 1.2 倍，使得中长期成交价格一定程度上包 含了这些成本的疏导。目前测算显示，辅助服务费用约为 5 到 6分钱，绿色溢价成本则在 3 到 5 分钱之间，用户对此类成本的接受度相对较 高。随着相关政策的加大实施力度，未来用户承担的成本将逐步增加，但仍需关注政策变化对用户接受度的影响。问：在 22 年到现在的绿证价格变化中，价格上涨的主要原因是什么？答：绿证价格的上涨主要原因是供给增加，21 年之后有很多评价项目上 线，使得绿证的供给增多，从而导致价格有所下降。随着未来市场对绿 色溢价的需求上升，预计绿色溢价水平将至少稳定在 3 到 5 分钱的资产级别。 问：在用户侧，除了容量补偿费用外，还有哪些成本需要考虑？工商业 用户在电价上涨中承担的比例是多少？ 答：用户侧除了承担容量补偿费用外，还需要考虑两分钱的涨价部分，这是因为年度交易中，政府和发电企业会提前达成协议，导致年度交易 价格下行。工商业用户承担的上涨部分约占全社会用电量的80%以上，而居民用电则受交叉补贴影响较小，通常不承担额外的上涨费用。问：随着市场深化，容量电价是否会回归正常水平？ 答：随着市场深化，容量电价将回归正常水平，预计一度电的补偿标准 至少将达到 6 到 7 分 钱。不过，这一过程需要逐步推进，短期内可能还 是维持 2 分钱的涨价。 问：未来是否会考虑工商业用户之间的结构性差异，让他们承担更多或 更少的成本？ 答：按照政府的一贯作风，初期会采取不区分工商业用户种类的做法，让所有工商业用户按统一标准承担费用。不过，地方政府可能在执行中 根据实际情况对不同类型的工商业用户、不同用电时段的需求进行精细 化调整。 问：发电侧中长期合同是否都实现了分时段签约？发电侧与用户侧分时 段签约是如何衔接的？ 答：是的，目前全国所有省份都实现了中长期分时段签约，即使部分地 区在结算环节进行了调整，但整体上都完成了分时段签约。部分省份甚 至实现了 24 个时段的签约，以更好地与现货市场衔接。发电侧与用户侧 通过双边交易直接协商划分风、平、谷段，并按相应价格结算。若用户 侧的结算不符合国家要求的峰谷差比例，交易中心会进行调整，但发电 侧仍按原峰谷段价格结算。 问：光伏企业签约困难主要体现在哪些方面？ 答：光伏企业在市场化交易中面临的主要困难在于，其发电时段与电网 调峰需求不完全吻合，尤其是中午时段是光伏企业最充裕的发电时间，但此时电网却倾向于在需求低谷时进行调峰。因此，对于光伏企业而 言，仅仅依靠中午时段的电量供应进行市场化交易是不够的，他们必须 协商降低电价以吸引用户签约。同时，许多地方政府为了促进清洁能源 发展，下调了新能源电价曲线中部分时段的价格，这进一步加大了光伏 企业的收益压力。 问：现在大部分光伏项目收益主要来自何处？ 答：大部分集中式光伏发电企业，尤其是带补贴的项目，其大部分收益 来自国家补贴。除了国家保障收购小时数之外，那些无法纳入保障收购 计划的发电小时数，光伏企业需要自己去寻找客户签订正常合同或长周 期合同来销售。 问：光伏企业这部分无法纳入保障收购计划的电量占其总收入的比例大 概是多少？ 答：由于全国各省情况各异，很难准确统计这部分风险暴露的电价占 比。目前情况下，这部分电量的风险暴露导致了光伏企业的经营困境，许多省份光伏装机过剩，电价非常低，甚至低于当地燃煤标杆电价的几 分钱，这一比例在甘肃等省份尤为突出，已经影响到了企业能否继续经 营下去。 问：电网调度情况如何？为何储能调用率相对较低？ 答：电网调度现状是中午时段电量过剩，但储能调用率较低。主要原因 有两个：一是大部分新能源配储能由厂站内部调控，而非电网直接调 度；二是过去地方政府强制配储能导致质量参差不齐，很多储能系统信 息化水平低，难以满足电网安全性和响应准确性要求，因此电网不敢使 用。此外，由于储能小时数少（1 年 1000 小时左右），如果按年 8760 小 时来计算利用率，会导致计算结果不准确。 问：其他省份今年是否会跟进长周期结算？ 答：目前除了第一批五个省份已实现长周期结算外，今年第二批省份有 望实现全月结算。其中，江苏和安徽已经完成了一个月的结算，湖北等 二批省份也在积极跟进。同时，四川由于主体电源结构以水电为主，市 场困难较大，可能难以实现全月结算。预计河北南网、陕西、江西、湖 南、宁夏、重庆等省份有望在今年实现更长时间段的结算，如一周以上 或一个月以上，这将为未来的全年度长期结算奠定基础。 问：在甘肃白天电力过剩时，是否有可能将过剩的电力通过高压输配电 跨网输送到广东等高价地区进行销售？ 答：是的，这种跨网交易是有可能实现的。甘肃在白天时电价已经降到 0.15 元，而广东等地在白天时电价仍然较高。目前国网和南网之间已经 签署了战略框架协议，并成立了一个跨区网络公司，旨在促进两网之间 加强联络线建设，更好地配置资源。如果这种跨网交易得以实施，将有 助于缓解甘肃电力过剩问题，并推动低价电力流向高价地区。