全面放开经营性电力用户发用电计划影响分析

宋作森

（中国南方电网超高压输电公司，广东 广州 510663）

0 前言

近年来，一系列政策持续推动发用电计划有序放开。南方区域按照国家文件要求建立了优先发电优先购电制度，形成了网、省两级市场及多元化市场主体格局，电力交易市场化程度不断提高。近期，国家发改委研究部署全面放开经营性行业发用电计划，正式印发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（以下简称《通知》），对全面放开经营性电力用户发用电计划、支持中小用户参与市场化交易、切实做好公益性用电的供应保障及规划内清洁电源的发电消纳保障，加强履约监管及相关保障措施作出相关要求[1-3]，将对整体发用电格局、电力供应、电网企业经营和工作方式带来影响。

本文将解读《通知》相关精神，结合南方区域发用电计划放开现状，分析全面放开经营性发用电计划对电网企业和系统各相关方造成的影响，提出下一步应对的工作建议。

1 南方区域发用电计划放开现状

2019年上半年，南方区域全网省内电力市场化交易电量比重达39.4%。

1.1 各类电源参与市场，清洁能源占比差异较大

目前，参与南方区域省内市场交易的电源涵盖火电、核电、水电、风电、光伏等类型，各省区根据自身资源禀赋和电力供需形势的不同，准入的发电类型差异较大。2018年，广东参与省内市场的发电企业为统调调管的燃煤电厂和燃气电厂；广西区内统调煤电、核电企业全电量参与省内市场，保供热以“保量不保价”的形式进行安排发电，水电企业以参与发电权交易形式参与省内市场；云南放开煤电、水电、风电、光伏所有电源类型参与省内市场；贵州参与市场的发电企业为统调火电和水电，其中要求水电企业装机容量需达5万千瓦及以上，且仅限参与水火电发电权交易；海南参与市场的发电企业为满足单机容量30万千瓦以上的燃煤机组。

表1 2018年省级电力交易机构发电企业参与情况

1.2 参与市场的中高压用户

各地普遍放开10 kV及以上电压等级大工业与一般工商业用户进入市场，具体放开门槛由各省区政府制定，区域性差异较大。

1.3 经营性行业大用户

表2 2018年经营性行业参与市场化交易情况 单位：万户，亿千瓦时

目前进入市场的经营性行业用户以大用户为主，户数占比少但用电量占比大，截至2018年超过50%经营性行业用电量已进入市场。2018年南方区域经营性行业用户617万户，经营性行业总用电量6188亿千瓦时，占全社会用电比重64.9%。其市场化交易电量约3378亿千瓦时，占经营性行业电力用户电量比重为54.6%。

1.4 优先发电和购电占比情况

南方区域优先发电、优先购电范围由各省区政府划定。2018年南方区域优先发电占购电量比重51%，优先购电占售电量比重34%，优先发电占比总体大于优先购电占比，各省差异较大。

表3 2018年全网优先发电、优先用电占比情况

2 对系统各相关方的影响

全面放开后除政府核定的优先电源和公益性保障用户外，大部分发用电计划将由市场决定电量和价格。《通知》对于南方区域各省区用户、发电影响呈现明显的地区差异性。

2.1 各省用户参与市场情况

全面放开后大批用户获得参与市场资格，市场化比例将逐步扩大。市场化规模与各省区市场机制设计、市场价格、激励政策密切相关，用户参与积极性不同，各省放开进度差异大。预计广东、海南市场规模有序扩大，广西、贵州低压侧中小用户参与市场积极性不高，云南市场化比例变化不大。

2.2 清洁能源将进入市场

各省发电开放发电侧进入市场情况各不相同。广东、广西、云南须放开至清洁能源进入市场以匹配市场用户规模，贵州、海南火电机组仍需保持基数电量匹配优先购电用户。

排除标准:需排除合并糖尿病酮症酸中毒患者；排除合并精神疾病的患者；排除合并其他心脑血管病变患者；排除相关药物过敏史患者[3]。

表4 预计放开后发电参与省内市场情况

2.3 售电公司机遇情况

全面放开后售电公司发展机遇将增加，但竞争也更加激烈。一是随着进入市场的用户数量增加，售电公司潜在可代理用户增加，但是因放开后进入市场的用户以中小用户为主，户数多但单个用户交易电量低，售电公司持续开拓市场需要付出更大运营成本；二是随着市场规模的增加，用户对售电行业有新的要求和期望，多元社会主体可能进一步加入售电业务，如电能服务商、负荷集成商、电力需求侧管理服务商等综合能源服务项目形态进一步涌现，售电行业业务形式向多元化发展。

2.4 地方政府对于推动全面放开的积极性不高

《通知》要求各省根据本地实际情况制定全面放开实施方案，未对放开时间进度做具体要求。截至目前南方区域各省区均未出台全面放开经营性用户发用电计划相关计划及实施方案，除广东省外，其余各省区对于推动全面放开积极性不高[4]。

3 对电网企业的影响

3.1 电量匹配问题

全面放开经营性发用电计划，对市场化部分、优先保障部分的发用侧规模均有较大影响，须统筹考虑其规模匹配问题。若优先发电规模大于优先购电规模，大批用户有进入市场资格，市场化比例上限由用户侧决定，且须同步放开部分优先电源进入市场以匹配市场用户规模。若优先发电规模小于优先购电规模，市场化比例上限由发电侧决定，发电侧须保留部分基数电量以匹配优先购电用户规模。

3.2 对经营收入的影响

市场化改革初期，市场化部分占比较低，争取到部分低价电源由电网企业统购，用于匹配优先保障部分用户电量。随着经营性发用电计划全面放开，市场化部分占比将大幅提高，可能出现原本纳入电网统购的低价电源被要求参与市场化交易，留给电网企业只是高价电源、低价用户，这将导致非市场化部分的购销价差低于政府核定输配电价，国家核定的电网输配电准许收入面临无法足额回收的风险[5]。

3.3 对现有工作方式的影响

全面放开经营性发用电计划后，对电网企业的计量、营销结算、交易、调度工作流程、工作系统均提出新的要求，需投入大量的人力、物力、财力进行升级改造，增加公司运营成本。

营销结算方面：因进入市场用户数量可能大幅增加，数据交互、营销系统计算能力、电费核算工作量也相应剧增。另外增量配网公司用户可能拥有进入市场资格，公司须与增量配网公司建立实时性较强的信息交互，以便于用户即时注册、即时确认可进入市场的计量点。计量方面：全面开放经营性用户包括开放全部专变用户以及部分低压三相用户，上述用户结算周期将由按月转变为按市场要求的周期结算，给计量系统及计量现场改造和运维带来较大考验（如广东现货市场要求的数据采集周期是小时），须通过开展计量装置现场改造，并同步改造计量自动化系统方具备低压用户进入市场技术条件。如果经营性用户全面进入市场并开展现货交易，现有计量装置及计量自动化系统无法满足低压用户按小时抄表的现货数据采集要求，需继续增加资金投入进行改造，预估改造周期需2-3年，可能造成大量设备及资金浪费。交易方面：将大幅增加用户注册、零售合同管理的工作量，对管理工作效率提出了更高的要求，相应用户的信息变更及维护工作也将相应增加。跨省跨区、现货市场相关市场设计机制、交易服务方式须根据全面放开后用户需求调整优化。对于风电、光伏参与市场及优先发电权转让模式及平台需研究部署。调度方面：市场规模将进一步逐步扩大，新进市场的中小用户和110 kV及以下电厂数量大幅增长，对电网调控和安全校核提出更高要求。目前以网省两级调度为主的安全校核机制将逐步向网省地三级调度协同校核机制转变，中长期安全校核颗粒度更细、时间可能进一步增加，多重目标约束（中长期合约执行、清洁能源保障性收购等）更难以同时实现[6]。信息系统支持方面：参与市场化交易的用户可能将大幅增加，交易系统、现货系统负载可能远超现有水平，而现有平台功能是基于目前的用户数量进行开发，难以适应庞大的用户群体，需要对系统进行升级改造。

3.4 存在的问题

1）用户选择是否参与市场要求较为宽松：《通知》（发改运行〔2018〕1027号）中规定，“市场主体选择进入市场，在3年内不可退出。”且目前各省对于市场主体退出市场有电价惩罚规定。而《通知》对中小用户选择是否参与市场要求较为宽松，可能导致中小用户随意选择进出市场，维护市场秩序、实施保底供电难度大。

3）《通知》与目前可再生能源消纳保障政策衔接方式不明确。根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》要求，参与电力批发市场购电的电力用户要承担与其年用电量相对应的消纳量，市场机制设计时需同时考虑全面放开经营性发用电计划与可再生能源消纳责任，须做好政策统筹衔接，避免市场主体消纳责任不明确。

4）电网优先发电保障成本疏导机制不明确。调度机构在安排清洁能源优先发电后，存在市场化合同可能无法履约的问题，此时市场化用户享受的市场化降价无法从发电企业获得，可能需要电网企业承担。高价机组因安全原因被纳入优先发电计划，电网收购成本的疏导机制不明确。

5）省间协商难度可能进一步加大。各省区推进电力市场建设步伐不一，市场放开程度不同，适应全面放开经营性电力用户的电力市场建设方案以本省诉求为出发点，将进一步加大各省区电力市场差异，导致省间壁垒问题更加突出[7]，省间协商难度将进一步加大。

4 解决办法

4.1 确保经营效益[8-9]

1）确保电网企业有能力按照政府核定电价向非市场用户供电。梳理低价电源清单，推动政府按照不参与市场化交易的电量规模（居民、农业及重要公用事业和公益性服务用户），将低价电源优先安排由电网企业统购。

2）推动发用侧有序放开。加强与地方政府沟通，配合地方政府做好全面测算并研究制定具体实施方案，促使政府主管部门按照同步有序原则，统筹考虑优先购电计划管理和有序放开发用电计划工作。

3）确保输配电经营效益。根据各省区政府主管部门提出的放开发用电计划方案，滚动测算分析市场化规模扩大对电网经营影响。在第二监管周期核价时，推动政府主管部门明确抽蓄电站回收机制，完善输配电价结构，确保电网企业准许收入足额回收[10]。

4）规范南方区域电力市场建设。修编完善电力市场规则，建立交易合同履约管理机制、健全信用体系建设、纠正电力用户随意进出市场、同一用户由多个售电公司代理入市等不规范行为。开展跨省跨区电量参与省内市场的市场化机制研究，坚定贯彻落实西电东送国家战略，推动形成西电东送参与市场化的统一认识。

4.2 推动政策实施

1）统计出暂不参与市场用户清单，做好电力交易直接合同履约情况分月统计，开展电力交易信用数据采集。配合政府建立分行业电力用户参与市场交易统计分析机制、直接交易合同履约情况统一管理机制、动态信用记录数据库。

2）统筹衔接落实好可再生能源电力消纳要求，放开发用电计划时统筹兼顾实施可再生能源电力消纳责任权重，配合政府制定各省（区）可再生能源电力消纳实施方案，推动发电企业、电网企业、电力用户、售电公司等市场主体共同完成可再生能源电力消纳责任。

3）完善保底供电服务价格机制。加强经营性用户退出市场后的保底服务价格机制研究，推动各省区政府部门出台被强制退出市场、自愿退出市场电力用户的电价政策。

4.3 建立工作体系

1）梳理全面放开后计量、结算、交易工作流程、系统改造需求及人员配置需求，对营销、计量、交易等相关系统进行改造优化，确保人员配置、工作机制、系统全方位适应全面放开后相关工作的需求。

2）做好全面放开后现货市场衔接设计。健全现货技术支持系统，梳理全面放开对电网调度、安全校核、电网运行方式等工作的影响并制定适应性优化措施，确保电网安全稳定运行及清洁能源消纳。促进公司内部市场化售电领域相关企业加快市场化体制机制建设。

3）密切关注国家关于电力市场、优先发购电政策动向，提前开展研究，提出有利于电力行业发展的建议和措施；及时掌握各省实施动态，督促各省公司在地方政府制定实施细则期间，及时、充分提出存在的困难和针对性意见建议。

5 结束语

综上所述，全面放开经营性电力用户发用电计划是国家电力体制改革的重要举措，对整体发输用电格局产生深远影响。电网企业相关工作须紧跟改革步伐，深刻把握电力行业的发展趋势，全面系统分析新情况新问题，完善各项工作流程措施，为迎接挑战、抓住机遇做好充分准备。