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2018年全国电力市场交易情况分析

来源:网络整理 时间:2019-07-11 23:51浏览量:

  2018年是本轮电改启动的第四年,也是电改进入新阶段的一年。这一年,本轮电改的主要任务——发用电计划放开、竞争环节电价放开、输配电价核定、交易机构独立等电力经营机制变革通过电力市场化交易逐步落地。电力市场化交易规模的不断扩大,促进电力市场化交易的措施和制度逐步成长完善。在全国电力市场化交易逐步进入良性轨道的同时,加强对电力商品属性考虑的呼声越来越强,因此,电力现货试点应时而出。随着电力市场化改革的进一步深入,行业内对下一步电力市场化交易机制需要开展的重点工作共识也日趋统一,为进一步推动电力市场化交易的发展创造了良好的环境。

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  2018年全国市场化交易特点分析

  经过三年的努力,全国电量市场化交易机制已在2018年逐渐成型,围绕电力市场化交易,特别是电力直接交易,发用电计划放开、竞争性电价放开、输配电价核定、组建交易机构、售电业务放开等中发9号文布置的重点工作开始进入实操状态。2018年全国电力交易明显呈现出七个方面的特点:

  一是电力交易市场化的观念开始得到普及。随着准许参与电力交易市场化的主体类别增加、数量快速上升,与一般商品一样交易电量成为大量电力用户的习惯。一方面随着2018年部分地区允许一般工商业参与电力直接交易,目前除农业和居民以及公益性用电,各地正在准备解除其他用户参与直接交易的限制。发用电计划的放开,使用户普遍认识到原来“统购统销”的电网销售模式并不是唯一的用电方式,广泛接受了电量作为一般商品交易的概念,推动了电力直接交易开始一定程度上从优惠电向正常交易的转变。另一方面,发电行业市场化概念和实际动作相对用户都更加普遍,发电企业市场准入范围超乎预期,截至2018年底,22个省份的24个交易区域的统调火电已全部进入市场,占比77%;13个省份的15个交易区域1的全部火电、水电、集中并网的新能源都已进入市场,占比48%;7个省份的核电进入市场,占有核电省份的100%。

  二是输配电价首轮核定工作完成为电力市场化交创造了基础性条件。2018年,我国基本完成了输配电价首轮核定工作:2月2日,国家发改委印发《关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知》,对各区域内电网输电价格予以明确;同日印发《关于调整宁东直流等专项工程2018-2019年输电价格的通知》,明确国网4条特高压专项工程、南网西电东送工程全部线路的输电价格和线损;8月25日,国家发改委印发《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》,不但明确了灵宝直流等21个跨省跨区专项工程输电价格,同时公开了跨省跨区专项工程完成交易的用户购电价格算法。这些文件的出台标志着我国输配电价体系初步形成,为电网企业成为电力市场化交易的通道提供了模式性保障,有力地配合和促进了电力市场化交易的快速发展。

  三是交易规则体系初步建立。为推动电力体制改革深入落地开展,国家发改委、能源局于2016年12月29日印发《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源[2016]2784号,以下简称基本规则)。截至2018年,全国29省(市、区)(不包括海南和西藏)的31个交易区域共编制各类电力市场规则近300个,总体看,各省份规则的制定符合9号文件的基本原则,并在试点期间持续完善改进,现行交易规则大部分条款符合国家中长期交易规则的基本要求,但临时性的通知占比偏高。“电力市场交易规则或方案”类的电力市场指导性的意见或相关方案由各省级政府有关部门(经信委或发改委)单独或会同国家能源局派出机构组织制定;具体交易的办法、操作细则、结算规则类文件一般则由各省电力交易中心制定,联合出台的文件由发文部门和国家能源局派出机构按各自职责实施监管;单独出台的文件监管单位为发文单位。在实践中,有关部门分工逐步经磨合变得清晰,规则自部委到地方逐渐形成了初步的体系。

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