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方案鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商,逐步放开重点行业电力用户参与跨省跨区交易

作者:薪萄京    来源:未知    发布时间:2020-03-12 08:40    浏览量:

中国电力市场交易再下重拳。7月18日,国家发改委、国家能源局两部委联合出台《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》,全面放开部分重点行业电力用户发用电计划。  自2015年启动新一轮电力体制改革启动以来,到2017年市场化交易电量达到全社会用电量的26%。在此基础上,2018年选择煤炭、钢铁、有色、建材等部分重点行业电力用户,率先全面放开发用电计划试点,进一步扩大交易规模,完善交易机制,形成新的改革突破口和着力点。  根据上述两部委发布的《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》(下称《方案》),上述4个重点行业市场化程度较高,在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易,试点全面放开发电用计划具备基础。通过先行先试,有利于充分还原电力商品属性,理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制。  《方案》称,放开煤炭、钢铁、有色、建材等行业用户发用电计划,要坚持 “应放尽放”,取消电力用户参与市场的电压等级和电量规模限制,全部放开10千伏及以上电压等级用户。  《方案》称,4个重点行业电力用户全电量参与交易,通过市场交易满足用电需求,而具备条件的用户,同步放开发用电计划和电价。这些电力用户还可选择与各类型发电企业开展市场化交易,双方可自主协商确定市场化的定价机制。双方协商一致的,全部放开发用电计划和电价。用户也可参与集中竞价交易, 或向售电公司购电。  与此同时,逐步放开重点行业电力用户参与跨省跨区交易,允许重点行业电力用户跨省跨区购电,首先鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易,对有条件的地区,有序支持点对网、点对点直接交易。《方案》要求,北京、广州两个区域电力交易中心要积极创造条件, 完善规则,加强机制建设,搭建好平台,适时组织开展重点行业电力用户跨省跨区市场化交易。  “有序放开这几个重点行业电力用户电计划,是为了扩大电力市场交易的数量。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经记者采访时说,“也是中国在释放继续推进电力市场化改革的决心。”  他同时表示,煤炭、钢铁、有色、建材等行业用户自己建造的自备电厂也有望因此可以参与市场化电力交易。但他表示,如果自备电厂参与市场化交易,那么它们自身需要和公用电厂一样,履行相应的社会责任。  煤炭、钢铁、有色、建材等行业用户的自备电厂遍布全国,其中以广东和山东为多,但由于这些自备电厂一直绕开电网企业独立存而不能参与市场化交易。  不过,这自备电厂也正遇见拐点。比如,目前山东省亦在其《山东省电力体制改革综合试点方案》中提出,规范现有自备电厂成为合格市场主体,允许其在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。  第一财经记者对已经公开的资料梳理发现,目前,广东、湖南、安徽、宁夏等省区已经出台了相关的政策,鼓励自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴可以参与电力市场交易。  值得关注的是,为促进清洁能源消纳,《方案》特别支持煤炭、钢铁、有色、建材等行业电力用户与水电、 风电、太阳能发电、核电等清洁能源开展市场化交易,并可适当减免交叉补贴;鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳计划外增送清洁能源电量,并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。  《方案》称,在市场化交易过程中,4个重点行业用户发用电计划, 要坚持规范有序、坚持完善机制、坚持保障安全和要坚持清洁发展。其中,放开发用电计划的用户要公平承担清洁能源配额消纳责任。  此外,煤炭、钢铁、有色、建材等行业电力用户在电力市场化交易中要严格落实相关产业政策, 对存在违法、 违规行为且尚在整改期内的企业和列入“黑名单”的严重失信企业执行更高额度的惩罚性措施。

7月18日,国家发展改革委、国家能源局发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》,并为此专门配套制定了《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》。 通知明确要求,各地进一步提高市场化交易电量规模,积极支持用电量大的工商业、新兴产业、工业园区、公共服务行业等用户进入市场,2018年全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业用户发用电计划。 值得注意的是,实施方案还提出,各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制。支持重点行业电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源开展市场化交易,可适当减免交叉补贴,并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。 自主协商确定市场化定价 新一轮电改启动以来,电力市场化交易正加速推进。截至2017年年底,全国共成立北京、广州两个区域性电力交易中心和32个省级电力交易中心。 中电联数据显示,2017年全年市场化交易电量约1.6万亿千瓦时,同比增长超过60%,市场化交易电量占全社会用电量的25.9%,比重比上年提高7个百分点;其中10家大型发电集团合计市场化交易电量占全国市场化交易电量的66%,占这10家大型发电集团上网电量的33%。 实施方案提出,鼓励重点行业电力用户全部开展市场化交易。各地在落实清洁能源配额的前提下,积极推进4个重点行业电力用户参与市场化交易,全部放开10千伏及以上电压等级用户。煤炭、钢铁、有色、建材等行业电力用户全电量参与交易,通过市场交易满足用电需求。 厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受《每日经济新闻》记者采访时表示,上述4个重点行业是高耗能行业,电力需求较大,且又竞争充分,市场化程度较高。目前,这4个行业的许多企业已经有了电力市场化交易的经验,为全面放开发用电计划打下了较好的基础。 林伯强表示,以前通过市场化交易,对电力用户来说,曾经有过1度电能够降1毛钱的情况,但在目前煤炭价格上涨的背景下,火电电价将不会有那么大的优惠。 他解释说,煤炭价格上涨,但计划内电价受政府管制,所以并不会出现明显上涨。而计划外的市场化交易电量,虽然煤炭价格上涨,但由于整体电力过剩,所以约束了电力价格的上涨幅度,但又因目前电力过剩情况较前两年有改善,且局部偶尔还出现电力供应紧张的情况,所以电价不会有太大的优惠幅度。“综合来看,市场化交易对电力用户来说,不会吃亏,但也不会占很大便宜。” 实施方案要求,2018年起,煤炭、钢铁、有色、建材等重点行业电力用户参与市场化交易,不再执行目录电价。上述电力用户可选择与各类型发电企业开展市场化交易,并明确双方可自主协商确定市场化的定价机制。鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商,约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。 方案指出,双方协商一致的,全部放开发用电计划和电价。用户也可参与集中竞价交易,或向售电公司购电。 取消跨省市场化交易限制 在电力市场化交易中,发电企业作为供给端也是重要参与者。 据川财证券研报显示,广东省6月月度电力市场化集中竞价交易于近日结束,从成交结果来看,市场所属部门统一出清价差为负39.30厘/千瓦时,上月出清价差为负42厘/千瓦时,交易价差继续缩窄。随着电力市场化改革的推进,用户端的扩大将改善电力供需关系,市场化交易价差有望持续缩窄,利好优质电力企业。 目前,多地推进跨省跨区电力交易。据中电联数据,2018年一季度,省内市场化交易电量合计2576亿千瓦时,占全国市场化电量的比重为77.5%,省间市场化交易电量合计702亿千瓦时,占全国市场化电量的比重为21.1%。 不过,也有发电企业在跨省跨区域进行电力市场化交易中遇到问题。一家华北地区火电厂员工对《每日经济新闻》记者表示,其所在电厂专门成立营销部门,积极参与电力市场化交易,去年有近三成电力就是通过市场化交易,在一些企业那里已经有了一定口碑。但在参与过程中也发现,有部分地方基于对本地电厂企业的保护等原因,存在对其他地区发电企业售电配额的限制。 针对这一现象,实施方案指出,逐步放开重点行业电力用户参与跨省跨区交易。各地要逐步取消发电企业和电力用户参与跨省跨区电力市场化交易的限制,允许重点行业电力用户跨省跨区购电,首先鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易,对有条件的地区,有序支持点对网、点对点直接交易。 值得注意的是,实施方案明确,为促进清洁能源消纳,支持重点行业电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源开展市场化交易。尽快建立清洁能源配额制,电网企业、电力用户和售电公司应按要求承担相关责任,落实清洁能源消纳义务。 实施方案提出,重点行业电力用户与清洁能源开展市场化交易,可适当减免交叉补贴;鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳计划外增送清洁能源电量,并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。 华北电力大学教授袁家海对《每日经济新闻》记者表示,由于我国资源和负荷分布的不均衡性,加之西北可再生能源富集省份本地消纳空间有限,加快推进跨省跨区电力市场化交易对促进清洁能源消纳意义重大。

2018年7月16日,国家发改委、国家能源局联合印发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》,加快推进电力市场化交易。 记者发现,此次通知主要有三个看点,一是从供需两侧入手,提高参与度;二是煤炭、钢铁、有色、建材4个行业成为改革的突破口和着力点,全面放开发用电计划,建立“基准电价+浮动机制”的价格形成机制;三是抓紧建立清洁能源配额制。 在这则通知的背后,是我国电力市场交易规模的不断扩大。中电联数据显示,2017年全年累计完成交易电量16324亿千瓦时,同比增长45%,占全社会用电量的26%。2018年上半年,市场化交易电量累计突破8000亿千瓦时,同比增长24.6%。 「提高供需两侧的参与度」 中央经济工作会议上强调指出,2018年要加快电力市场建设,大幅提高市场化交易比重,这就需要提高供需两侧的参与度。 其中在供应侧方面,推进各类发电企业进入市场。通知明确,《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》文件颁布实施后核准的煤电机组,投产后一律纳入市场化交易;在保障优先发电优先购电的基础上,鼓励水电积极参与电力市场化交易;推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等;有序推进燃煤自备电厂自发自用以外电量按交易规则参与交易;鼓励核电机组通过参与交易实现多发;有序开展分布式发电市场化交易试点工作。 在需求侧方面,放开符合条件的用户进入市场。通知提出,在确保电网安全、妥善处理交叉补贴和公平承担清洁能源配额的前提下,有序放开用户电压等级及用电量限制,符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易;支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。 在售电市场主体方面,售电企业履行相关程序后,可视同大用户与发电企业开展电力直接交易,鼓励售电公司依靠降低成本和提供增值服务参与竞争;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;积极支持各类售电公司代理中小用户参与交易。 「四行业成改革着力点」 2018年国家选择煤炭、钢铁、有色、建材4个重点行业电力用户,率先全面放开发用电计划试点,进一步扩大交易规模,完善交易机制,形成新的改革突破口和着力点。 据了解,4个行业市场化程度较高,在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易,市场经验丰富,试点全面放开发电用计划具有较好的基础。通过先行先试,有利于充分还原电力商品属性,理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制,形成全产业链价格联动、利益共享、风险共担协同发展格局,进而有效促进社会主义市场经济的平稳健康运行。 以通知附件形式下发的《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》显示,2018年起,煤炭、钢铁、有色、建材等重点行业电力用户参与市场化交易,不再执行目录电价。方案鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商,约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。 值得注意的是,方案特别提出,若电力用户与发电企业双方无法协商一致签订市场化交易合同,暂不具备同步放开条件的,可先放开发用电计划,并设置一定的过渡期,由电力交易机构组织挂牌等交易,用户电价按当地目录电价标准确定,发电企业电价按目录电价扣减输配电价、政府性基金及附加确定。过渡期后,再由电力用户和发电企业自主协商确定电量和价格形成机制。 「抓紧建立清洁能源配额制」 2018年3月23日,国家能源局下发的《可再生能源电力配额及考核办法》明确规定:承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等。 本次通知则明确,地方政府承担配额制落实主体责任,电网企业承担配额制实施的组织责任,参与市场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任,履行清洁能源消纳义务。此外,通知还提出,为促进清洁能源消纳,支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

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