浅谈我国电力体制改革下电力市场的发展

王美惠

（中铝瑞闽股份有限公司，福建 福州 350015）

1 电力市场的发展形势及特点

1.1 电力市场需求侧用量快速增长呈现新的驱动力

2017年, 由于经济增长反弹、电力替代步伐加快、宏观经济稳中向好。传统产业生产恢复,第二、三产业发展回暖，以及随着国家供给侧结构改革的深入推进，工业生产转型升级效果明显，是带动全社会电力消费快速增长的主要驱动力。2018年1季度电力消费1．59万亿kW·h、同比增长9．8%，分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长7．8%、9．3%、13．6%、10．2%；全国所有省份用电量均实现正增长。

1.2 电力市场供给侧清洁低碳的高质量能源发展趋势明显

全国发电装机容量增长趋势出现放缓迹象（见图1），但仍然保持在高于用电量增速的水平。1季度煤电新装机容量同比减少近6成，新增非石化能源发电装机占新增总装机74．3%，创历年新高，同比提高24．9%。全口径并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为343、978、611kW·h，同比分别增长 66．2%、39．1%、11．6%。国家防范化解煤电产能过剩风险深入推进, 有效抑制煤电产能规模扩张，在政府和电力企业等多方的共同努力下，不合理弃风弃光的问题持续改善，无弃水电量。

图1 各类电源新增装机容量图（单位：万千瓦）

1.3 电力供给侧发电企业整体盈利但煤电企业经营状况不佳

国电与神华合并重组后，短期内国家能源集团的链条效应尚未完全显现。2017年，国家能源集团完成营业收入5128亿元，利润总额652亿元。但火电继续面临经营上的困境，煤价一直处于高位，供应偏紧。随着国家有关部门多措并举对电煤增供控价，电煤供需形势在2018年1季度明显缓和，3月30日发布的CECI5500大卡综合价、现货成交价分别减到598、625元/t。且2017年, 国家上调多省燃煤标杆上网电价和取消工业企业结构调整专项资金,两项举措部分缓解燃煤发电企业的经营困难。然而在宽松的电力供给大环境及电力直接交易市场扩容竞争加剧的情况下，煤电企业普遍采取量价换空间,部分大型发电集团煤电板块仍然整体亏损，亏损面接近50%，燃煤企业经营状况未从根本上得到扭转。

1.4 电力供给侧电网企业经营情况较好但也面临新形势新挑战

总体看，电网企业经营情况较好。国家电网2017年资产总额达到38088亿元，售电量达到38745亿kW·h;营业收入同比增长10．9%;利润总额达到910亿元，同比增长40亿元。与此同时，电网企业经营也面临较大挑战。在本轮电力体制改革大潮中，32个省输配电价核定较此前购销差价平均降低约1分/kW·h，核减准许收入480亿元。1季度，全国电网工程建设完成投资同比下降23．2%，主要是多个特高压项目已经投产。受煤电企业持续亏损、煤电新开工项目减少等因素影响，发电设计、建设施工等经营形势也面临较大挑战。同时电网企业履行电力普遍服务义务，贯彻落实国家战略部署，持续加大农网等建设投资，及增量配电网的逐步放开，均为电网企业带来较大压力。

1.5 电力市场化交易竞争加剧范围持续扩大

电力市场化交易是电力体制改革的核心内容之一。电力市场化改革，给用电企业带来实实在在的改革红利，给发电企业带来深刻的市场变革。促进发电企业从计划发电、从定量定价定客户，到转换角色，到紧跟市场的转变。而政府对超低排放定价措施的实施等，也促进电力供给侧开展节能减排。开展电力直接交易，就是要打破电力交易中的垄断地位，让用电企业和发电企业、售电企业实现电力市场直接交易；倒逼电网企业的角色转变，强化服务职能并弱化售电的职能，回归本位的输配电网运营维护职能。整个电力市场逐步形成供需市场定价、输配电政府定价的价格机制。

2 电力市场面临着机遇和挑战

2.1 电力清洁低碳能源发展进入稳定期

中国风电、光伏发电的应用规模位居世界首位，新能源发展取得重大突破,电力清洁低碳能源开始进入全面规模化发展的新阶段。从中国电力企业联合会等公开的统计数据看，非化石能源“十三五”新增装机贡献率将达到50．6%，化石能源新增装机将被赶超。2017年，全国风电弃风电量419亿kW·h、弃风率12%、同比下降5．2%，实现了弃风量和弃风率的“双降”。2017年，全国弃光电量73亿kW·h，弃光率6%、同比下降4．3%，主要集中在新疆和甘肃，弃光电量分别为28．2亿kW·h、18．5亿kW·h，弃光率均超20%，但同比下降9%以上。新能源的利用情况好转，弃风、充光问题有所缓解。

2.2 核电发展进程滞后

由于受日本福岛事故及我国三代核电建设进度缓慢的影响，核电行业进入低谷期。原2017年计划开工8台机组及预计完成的机组（除阳江4号、福清4号机组已投运）均无建成、无开工，影响了核电的中长期发展进程。核电设备平均利用小时数略升，但多年来呈现降势。从近10年的数据看，核电利用小时下降还是较为明显，2015年以前一直保持7700h以上的利用小时数，到2016年已大幅降至7060h，目前与10年内高峰比相差约700h，弃核问题已引起业内的较大关注。随着市场化改革的深入推进，核电参与程度日益加深，核电利用小时数随行就市的情况或将日益明显。

2.3 形成世界最高效清洁的煤电系统

电力行业污染物排放不仅多年来下降明显，同比下降的情况也可圈可点。2016年，烟尘排放总量同比下降 12．5%，SO2排放总量下降 15．0%，SOx排放总量下降13．9%，降幅均在两位数以上。截至2017年底，几乎全部机组实现脱硫、脱硝，71%的煤电机组实现超低排放，已经形成了世界最高效清洁的煤电系统。

2.4 电力体制改革取得重要突破

自从2015年新一轮电力体制改革拉开帷幕后，经两年多持续推进，一系列“啃硬骨头的改革”工作陆续推开，电力市场建设、输配电价改革、售电侧改革、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、开展电力现货市场建设试点等都取得重要进展和积极成效，成就令人瞩目。

2017年电力体制改革步入实操阶段，综合试点和专项试点进一步扩大，各项改革举措以点带面全面铺开，形成了综合试点为主，多模式探索的新格局。截至2017年底，我国输配电价改革已实现省级电网全覆盖(除西藏外)，输配电改革成为新一轮电改以来首个全面完成的专项改革。

增量配网、售电、电力现货市场等关注度和积极性最高的领域迎来重要进展。增量配电业务改革试点配套政策也进一步完善，增量配电业务涵盖扩围。作为新一轮电改的亮点之一，2016、2017年国家发改委、国家能源局陆续公布了两批增量配电业务改革试点。2017年，国家发改委、国家能源局公布了第二批89个增量配电业务改革试点项目，全国试点项目由此达到195个。随着2018年4月国家发改委、国家能源局第三批试点的公布，今年上半年基本实现试点项目地级以上城市全覆盖。

市场化交易规模持续扩大，竞争机制初步建立。目前，全国大部分省份开展了售电侧改革，建立初步的电力市场，市场主体更多元，交易方式更灵活。从2017年9～12月，短短3个月时间，售电公司扩围约800家。截至2017年12月19日，全国在交易机构注册的售电公司约2994家，成为售电侧改革的重要推动力量，呈现多元竞争的格局。

与此同时，电改所面临和潜藏的深层次问题与矛盾显现：一是市场交易体系初步建成，作为市场互补的电力现货市场的试点正在推进。二是定价的不完全市场性及市场意识还有待加强，部分省份行政干预过多。三是电力产能过剩凸显，地方政府保增降本，区域和省间贸易壁垒难免存在。四是新能源消纳问题的存在及适应新能源相应特点的运行模式尚在建设。

3 电力市场的发展形势展望

2018年，是我国电力体制改革持续向纵深推进的一年，是电力市场发展面临的新形势、新挑战和新机遇并存的一年。坚持以供给侧结构性改革为主线, 扎实推进绿色清洁发展、深化电力体制改革、切实持续促进新能源消纳等工作落到实处。

3.1 促进煤电清洁有序发展，优化调整新能源布局

着力加快煤电转型升级,促进煤电清洁有序发展，优化调整新能源布局,切实解决弃风、弃光问题。能源供给侧改革的核心是降低煤炭消费比重。应加快新技术研发和推广应用,提高煤电发电效率及节能环保水平，促进煤电在保供市场电量的同时，向调峰调频等辅助电源转变。按照就近消纳为主，分散与集中开发并举的原则优化风电布局, 开发重点将向中东部及南方地区转移；按照就近消纳为主、分散开发的原则，全面推进光伏电站布局。在兼顾安全的前提下，加大自主核电示范工程的建设力度,为“走出国门”做好准备。

3.2 提高电网供电可靠性，推进智能电网建设

升级改造配电网，推进“互联网+”智能电网建设，全面提升电力系统的智能化水平，提高电网的接纳能力，积极服务电动汽车、分布式能源、微电网、储能装置等多元化负荷接入的需求，满足多用户供需互动，提高配电网供电的可靠性和供电质量，推广智能调控系统，充分挖掘现有系统的调峰能力，提高电力需求的响应能力。

3.3 电力供需形势持续宽松，电力消费增长趋势放缓

我国2010～2016年，电力供应持续保持复合年增长率6%。各级政府加大电能替代力度，清洁能源比重持续增加，电力环境持续宽松，电力整体需求已逐步满足。2018年宏观经济稳中向好，工业转型升级也将进一步加大，新产业、新模式电力需求不断涌现。但2017年环保政策渐趋严格，导致传统钢铁、有色、化工等行业的产能利用率走低，2018年仍是影响我国电力消费增长和增速的关键因素。同时，2018年世界经济政策风云变幻以及中国实施制造强国战略第一个十年的行动纲领《中国制造2025》，均可能会对全社会的电力消费增速产生一定影响。

3.4 加快电力体制改革，促进电力市场发展

随着中共中央、国务院9号文的发布，新一轮电力体制改革拉开帷幕。深化电力改革促进市场发展，要做好六个方面工作：①加快建立独立电价体系和电价形成机制。②完善交易机制，组建相对独立的电力交易机构，丰富交易品种，推进电力现货市场。③培育市场主体，推进配售电改革，有序向社会资本放开配售电业务。④积极争取跨省跨区电力交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。⑤推进发用电计划改革，发挥市场机制。⑥开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。

4 电力市场建设的初步建议

4.1 加大清洁高效能源发展力度，提升整个电网的调节灵活性

未来电力市场企业要顺应电改趋势，要让火电机组主动为清洁能源发电让位，发电权交易可以发挥重要作用。在当前阶段，水火置换、新的高效发电机组替代效率低的旧机组发电是最常见的形式。如果发电权交易的效能得到充分利用，会有力促进在火电与清洁能源发电、不同地域的清洁能源发电之间进行优势互补和效益共享。

4.2 建立跨省区的发电权交易平台

现有的交易主要是针对省区内来实施，虽然有些省份已经建立跨省区的发电权交易平台，但交易的电量非常少。而对于促进清洁能源发电消纳而言，跨省区发电权交易的意义远大于省内交易，通过交易的实施，将充分利用西部地区丰富的水、风、光资源，既可以降低整个电力系统的电煤消耗，又可以促进西部经济发展，具有较好的经济效益和社会效益。

4.3 进一步深化电力体制改革，初步形成功能完善的电力市场

建立公平有序的电力市场规则，有序推进电力体制改革,推动区域电网和跨省跨区专项工程输电价格定价办法改革；扩大增量配网的市场空间，扫清部分配售电改革道路上的障碍，促进增量配电网试点项目的实施推进。持续降低电网环节收费和输配电价格。推动现货市场及辅助服务市场建设。

5 总结

促进新时代电力市场的科学发展，一方面需要企业主动出击，积极适应新形势新挑战，采取有效的针对性措施，切实把工作的主动性掌握在自己手中；另一方面也需要决策部门注意政策平衡，为电力企业保留持续发展能力创造条件。电力体制改革激发市场动力和活力，虽然市场建设会面临一些问题和困难，但是我们坚信，市场化的方向不会变，市场配置资源、提高效率的目标不会变，建设科学高效的电力市场体系的决心不会变。