一、電改總體進展及市場建設(shè)情況

　　經(jīng)過持續(xù)努力，我國已初步形成在空間范圍上覆蓋區(qū)域、省級，在時間周期上覆蓋年度、月度、月內(nèi)的中長期交易及日前、日內(nèi)實時電力現(xiàn)貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務(wù)、可再生能源消納權(quán)重等交易品種的市場體系結(jié)構(gòu)。2020年，我國電力市場參與主體不斷增多，電力市場化交易規(guī)模及占比持續(xù)擴大，交易機構(gòu)股份制改造取得積極進展，市場開放度顯著提升，市場活力進一步釋放。

　　交易規(guī)模方面。2020年1～10月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量25482.4億千瓦時，同比增長16%。省內(nèi)交易電量(僅中長期)合計為21224億千瓦時，其中電力直接交易19087億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易1942.7億千瓦時、抽水蓄能交易125.3億千瓦時、其他交易69億千瓦時。省間交易電量(中長期和現(xiàn)貨)合計為4258.4億千瓦時，其中，省間電力直接交易1092.8億千瓦時、省間外送交易(網(wǎng)對點、網(wǎng)對網(wǎng))2965.7億千瓦時、發(fā)電權(quán)交易199.9億千瓦時。

　　中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，1～11月份，全國跨區(qū)送電完成5617億千瓦時，同比增長13.5%;全國各省送出電量合計14041億千瓦時，同比增長6.1%。

　　“十三五”以來，全國市場交易電量、占全社會用電量比重持續(xù)提升，市場化交易電量累計10.3萬億千瓦時，降低企業(yè)用電成本近3千億元。我國跨省跨區(qū)電力送電規(guī)模不斷擴大。2019年，全國跨省、跨區(qū)電力輸送電量分別為14440億千瓦時和5404億千瓦時，較2016年均增長超40%。

　　市場主體方面。截至2020年8月底，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)各電力交易中心共注冊市場主體約17萬家，較2019年底增加約2.7萬家，是2015年底的6倍。其中，發(fā)電企業(yè)28842家(裝機容量14.6億千瓦)，較2019年底增加538家;售電公司3700家、電力用戶13.79萬家，較2019年底分別增加50家、2.69萬家。

　　截至2019年12月底，南方五省區(qū)各交易平臺已注冊市場主體44144家，其中發(fā)電企業(yè)652家、售電公司760家、電力用戶42732家。已開展交易市場主體總數(shù)32657家，參與率74.0%，其中，發(fā)電企業(yè)參與率95.7%，電力用戶參與率74.3%，售電公司參與率38.4%。

　　二、政策與大事

　　1.我國輸配電價監(jiān)管體系基本完善

　　繼2019年底向社會公開征求意見后，2020年1月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，分別完成對此前試行文件的修訂，進一步提升輸配電價核定的規(guī)范性、合理性。兩份文件明確，區(qū)域電網(wǎng)輸電價格、省級電網(wǎng)輸配電價在每一監(jiān)管周期開始前核定，監(jiān)管周期為三年;準許收入由準許成本、準許收益和稅金構(gòu)成;與輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的固定資產(chǎn)不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍，其中包括抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施、已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠資產(chǎn)等;用戶類別分類，以現(xiàn)行銷售電價分類為基礎(chǔ)，原則上分為大工業(yè)用電、一般工商業(yè)及其他用電、居民用電和農(nóng)業(yè)用電類別，有條件的地方可實現(xiàn)工商業(yè)同價;兩部制電價的容(需)量電價與電度電價，原則上參考準許成本中折舊費與運行維護費的比例核定;建立準許收入平衡調(diào)整機制。

　　依據(jù)上述定價辦法，2020年9月，國家發(fā)展改革委制定出臺了第二監(jiān)管周期(2020～2022年)華北等5個區(qū)域電網(wǎng)輸電價格、省級電網(wǎng)輸配電價?？紤]到2020年應(yīng)對疫情降電價(電費)的影響，新的輸配電價從2021年起執(zhí)行。這標志著我國輸配電價監(jiān)管體系基本完善。與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價核定在諸多方面取得了重要突破，表現(xiàn)為“一個全面、三個首次”，即全面完善了定價規(guī)則，規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價;首次實現(xiàn)了對所有省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸配電價，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價格納入省級電網(wǎng)核價。

　　近期，地方政府部門陸續(xù)制定出臺本地電網(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價和銷售電價，普遍下調(diào)了本地大工業(yè)、一般工商業(yè)用戶銷售電價，進一步降低了用戶用電成本。

　　2.電力現(xiàn)貨市場開展長周期結(jié)算試運行

　　繼2019年全國首批8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點全部啟動結(jié)算試運行之后，2020年，試點連續(xù)結(jié)算試運行的周期進一步拉長，部分試點完成多月長周期連續(xù)結(jié)算試運行，同時相關(guān)配套規(guī)則進一步完善。

　　2020年3月底，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于做好電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結(jié)算相關(guān)工作的通知》，要求相關(guān)單位高度重視電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結(jié)算相關(guān)工作，結(jié)合實際制定電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)定運行的保障措施并做好落實。

　　4月30日，甘肅電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行在穩(wěn)定有序運行43天后退出，率先完成長周期結(jié)算試運行。6～7月，福建實現(xiàn)全月連續(xù)結(jié)算試運行。8月，山西、南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場開展了首次全月結(jié)算試運行，進一步檢驗了現(xiàn)貨市場規(guī)則設(shè)計和技術(shù)支持系統(tǒng)，標志著試點走向?qū)嶋H現(xiàn)貨市場運行更近一步。其中，南方(以廣東起步)試點是全國唯一實現(xiàn)發(fā)用兩側(cè)同時參與的市場，與其他7個試點有顯著區(qū)別。

　　但全國試點建設(shè)探索中暴露出的不平衡資金、電力現(xiàn)貨市場與中長期市場銜接等問題仍然制約市場發(fā)展。為避免不平衡資金問題，廣東采取了“以用定發(fā)”的方式，根據(jù)市場用戶的用電量來確定市場發(fā)電量規(guī)模，市場發(fā)用電、計劃發(fā)用電各自匹配，從而實現(xiàn)計劃與市場的解耦。低谷局部時段基數(shù)出現(xiàn)負值，但全月累計為正，不會影響市場機組收益。其實際成效還有待更充分的檢驗。10月，山東明確不平衡資金分攤原則，并于11月完成電力現(xiàn)貨市場整月結(jié)算試運行。11月，國家能源局印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場信息披露辦法(暫行)》，明確了信息披露原則和方式、信息披露內(nèi)容、強調(diào)信息保密與封存、強化監(jiān)督管理。此外，首批試點之外的其他省(區(qū))均已完成市場建設(shè)實施方案編制。

　　山東電力現(xiàn)貨市場試行容量補償電價：

　　2020年4月底，山東省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知(魯發(fā)改價格〔2020〕622號)》，明確容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，收取標準暫定為每千瓦時0.0991元(含稅)。容量市場運行后，發(fā)電機組通過容量市場收回容量成本。此前發(fā)布文件征求意見稿表述為“燃煤機組試行容量補償電價有關(guān)事項”。

　　之后，國家能源局山東監(jiān)管辦公室、山東省發(fā)改委、山東省能源局發(fā)布《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》等文件，并于7月修訂。其中明確了補償機組范圍、補償費用收取(支付)方式，綜合考慮發(fā)電機組類型、投產(chǎn)年限、可用狀態(tài)等因素，以容量補償方式補償發(fā)電機組固定成本。發(fā)電容量補償費用每月結(jié)算一次。

　　在現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價的形勢下，山東作為燃煤機組占比較高的大省，通過構(gòu)建容量電價補償機制，取得了初步效果。從山東現(xiàn)貨市場11月整月結(jié)算試運行情況看，容量電價補償機制打消了發(fā)電企業(yè)的顧慮，現(xiàn)貨市場平均價格明顯下降，更接近于變動成本，峰谷價差進一步擴大，發(fā)電企業(yè)的調(diào)峰積極性有所提升。采用容量電價后，中長期市場與現(xiàn)貨市場均基于發(fā)電變動成本定價，兩個市場定價基準保持一致，可實現(xiàn)價格的聯(lián)動，更好地發(fā)揮現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、中長期市場規(guī)避風險的作用。同時，該機制還基本解決了發(fā)電機組的沉沒成本問題。

　　3.電力中長期交易規(guī)則更加完善

　　2020年，電力中長期交易規(guī)則在細節(jié)上更加完善，市場交易比重進一步提高。6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則》，對2016年發(fā)布的《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》進行了修訂。修訂后的《基本規(guī)則》新增“配售電企業(yè)、儲能企業(yè)”等市場成員，新增月內(nèi)(多日)交易周期，提出“滾動撮合交易”這一交易方式和“允許探索容量市場和容量補償機制的設(shè)計”，用戶側(cè)購電價格增加了輔助服務(wù)費用。

　　此次修訂印發(fā)的《基本規(guī)則》，重點從市場準入退出、交易組織、價格機制、安全校核、市場監(jiān)管和風險防控等方面進行補充、完善和深化，豐富了交易周期、交易品種和交易方式，優(yōu)化了交易組織形式，提高了交易的靈活性和流動性，增強了中長期交易穩(wěn)定收益、規(guī)避風險的“壓艙石”作用。《基本規(guī)則》修訂出臺是我國電力市場建設(shè)不斷深化的重要成果和標志，將進一步指導(dǎo)和規(guī)范各地電力中長期交易，推動形成統(tǒng)一開放、競爭有序的市場體系和有效競爭的市場結(jié)構(gòu)，促進電力要素市場化配置和電力行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。

　　近期，地方(區(qū)域)市場陸續(xù)出臺本地(區(qū)域)電力中長期交易基本規(guī)則或征求意見稿。

　　11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》(發(fā)改運行〔2020〕1784號)，要求抓緊簽訂2021年電力中長期合同，鼓勵市場主體及時、高比例簽約。在保障足量簽約的基礎(chǔ)上，推動分時段簽約、拉大峰谷差價，對一年期以上長期交易合同予以優(yōu)先安排、優(yōu)先組織落實、優(yōu)先執(zhí)行。同時，將加強電力信用監(jiān)管，促進電力中長期合同簽約履約。

　　4.電力輔助服務(wù)市場實現(xiàn)全國全覆蓋

　　2020年，電力輔助服務(wù)市場覆蓋范圍進一步擴大，實現(xiàn)全國全覆蓋。同時，市場參與主體不斷增加，交易品種更加豐富，交易機制進一步優(yōu)化。

　　4月，福建調(diào)頻輔助服務(wù)市場在試運行一年后轉(zhuǎn)入正式運行，華中電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場首次開展調(diào)電結(jié)算試運行，國家電網(wǎng)公司華北分部在國內(nèi)首次將車網(wǎng)互動(V2G)充電樁資源正式納入華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場并正式結(jié)算。5月，湖南省電力輔助服務(wù)市場啟動模擬運行。6月，國家能源局華中監(jiān)管局印發(fā)《湖北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》。11月，江蘇能源監(jiān)管辦印發(fā)《江蘇電力市場用戶可調(diào)負荷參與輔助服務(wù)市場交易規(guī)則(試行)》，擬于12月1日正式啟動模擬運行;國家能源局華中監(jiān)管局、江西省能源局印發(fā)《江西省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》;國網(wǎng)寧夏電力首次調(diào)用蓄熱式電鍋爐參與電網(wǎng)調(diào)峰;國家能源局華北監(jiān)管局修訂《河北南網(wǎng)電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則》;南方區(qū)域統(tǒng)一調(diào)頻輔助服務(wù)市場系統(tǒng)于2020年11月17日正式投入運行，是全國首個上線運行的區(qū)域調(diào)頻市場系統(tǒng)，該調(diào)頻市場預(yù)計年底啟動試運行。

　　5.電力交易機構(gòu)股份制改造提速

　　2020年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的實施意見》，明確電力交易機構(gòu)單一股東持股比例不得超過50%。2020年上半年，北京、廣州2家區(qū)域性交易機構(gòu)和省(區(qū)、市)交易機構(gòu)中電網(wǎng)企業(yè)持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網(wǎng)企業(yè)持股比例降至50%以下。

　　截至2020年7月，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)內(nèi)北京電力交易中心和27家省級電力交易機構(gòu)全部完成股份制改造，28家電力交易機構(gòu)共引入非電網(wǎng)企業(yè)股東超過240家，四成電力交易機構(gòu)引入民營企業(yè)參股，國家電網(wǎng)公司對28家電力交易機構(gòu)的持股比例全部降至80%以下。

　　其中，北京電力交易中心增資協(xié)議簽約，引入10家投資主體，國家電網(wǎng)公司股權(quán)被稀釋至70%。

　　2020年9月，廣州電力交易中心有限責任公司增資項目在北京產(chǎn)權(quán)交易所正式披露。本次增資完成后，南方電網(wǎng)公司持股比例約為39%，南方五省區(qū)政府出資企業(yè)持股比例約39%，新進不超過7家投資者合計持股不超過22%。廣州電力交易中心有望成為全國首家實現(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)持股比例低于50%的電力交易機構(gòu)。

　　2020年年底前，全國電力交易機構(gòu)股權(quán)結(jié)構(gòu)將進一步優(yōu)化，預(yù)計電網(wǎng)企業(yè)持股比例將降至50%以下，電力交易機構(gòu)與調(diào)度機構(gòu)職能劃分將更加清晰。同時，電力交易機構(gòu)加快完善公司法人治理結(jié)構(gòu)和靈活高效的經(jīng)營管理機制，搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺。

　　6.增量配電改革穩(wěn)步前行

　　2020年8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于開展第五批增量配電業(yè)務(wù)改革試點的通知》，確定黑龍江富拉爾基經(jīng)濟開發(fā)區(qū)金屬新材料產(chǎn)業(yè)園等79個項目作為第五批增量配電業(yè)務(wù)改革試點，并鼓勵具備條件的省(區(qū)、市)自行確定和公布試點項目。此前的3月份，國家電網(wǎng)公司在官網(wǎng)發(fā)布《進一步支持和推進增量配電業(yè)務(wù)改革的意見》，明確對增量配電業(yè)務(wù)改革的支持態(tài)度。

　　自增量配電改革啟動以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局分五批次明確了459個試點，陸續(xù)發(fā)布二十余份文件，從項目業(yè)主確定、配電區(qū)域劃分、增量配電網(wǎng)的投資建設(shè)與運營、部分試點退出等多方面予以指導(dǎo)和規(guī)范，并展開項目督查，但總體看，增量配電業(yè)務(wù)雖穩(wěn)步前行，取得初步成效，但總體效果不及預(yù)期。

　　據(jù)《2020年增量配電發(fā)展研究白皮書》統(tǒng)計，在前四批404個試點中，取消24個試點、202個試點確定招標方式、250個試點確定業(yè)主、118個試點公布股比、150個試點確定供電范圍、138個試點取得電力業(yè)務(wù)許可證(供電類)。目前，網(wǎng)對網(wǎng)的身份與電價、調(diào)度、存量資產(chǎn)處置、難以接入電源等問題制約項目試點落地。

　　三、問題與趨勢

　　1.可再生能源消納市場機制有待完善

　　碳達峰、碳中和目標明確后，我國能源電力轉(zhuǎn)型提速，新能源將迎來大規(guī)模發(fā)展。消納條件已成為新能源項目開發(fā)的重要前置條件，促進新能源消納的電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、綠證交易機制、可再生能源電力消納保障機制、需求側(cè)資源參與市場等各類市場機制需加快銜接與完善，這將是未來保障高比例新能源消納面臨的重大挑戰(zhàn)。

　　受風光資源特性影響，高比例新能源波動需通過實時電力平衡進行消納，而實時市場中新能源低邊際成本降低了市場出清價格，影響常規(guī)電源獲益。要統(tǒng)籌相關(guān)市場，通過輔助服務(wù)市場和容量市場建設(shè)調(diào)動常規(guī)電源保障電力供應(yīng)、支撐新能源消納的積極性，輔助服務(wù)市場機制將日趨成熟，煤電機組容量成本收回機制或在多地試行。同時，要完善碳市場機制，讓新能源的清潔低碳價值充分體現(xiàn)并得到補償。

　　2.電力現(xiàn)貨市場建設(shè)需加速推進

　　2020年，8個電力現(xiàn)貨試點連續(xù)試結(jié)算運行的周期進一步拉長，進一步驗證了現(xiàn)貨市場規(guī)則和技術(shù)支持系統(tǒng)的有效性，同時也暴露了一些問題。其中，針對電力現(xiàn)貨市場與中長期市場銜接、不平衡資金處理原則、市場力監(jiān)測與防范、省內(nèi)現(xiàn)貨市場與深度調(diào)峰輔助服務(wù)融合、跨區(qū)富余新能源現(xiàn)貨與省內(nèi)現(xiàn)貨市場銜接等共性和個性問題，仍需各方研究措施、完善規(guī)則，提高規(guī)則引導(dǎo)市場、解決問題的效果。

　　黨的十九屆五中全會將“高標準市場體系基本建成”列入“十四五”時期經(jīng)濟社會發(fā)展主要目標并作出一系列部署。當前和今后一個時期，能源電力系統(tǒng)需積極主動研究電力現(xiàn)貨市場“高標準”的內(nèi)涵與特征，加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。2021年，從連續(xù)結(jié)算試運行周期看，8個試點地區(qū)將陸續(xù)開展3個月以上連續(xù)結(jié)算試運行，具備條件地區(qū)或?qū)㈤_展連續(xù)不間斷結(jié)算運行;從現(xiàn)貨試點范圍看，大部分地區(qū)將陸續(xù)啟動現(xiàn)貨市場改革試點工作，南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場也將逐步納入其他四省(區(qū))。市場規(guī)則、交易組織流程以及技術(shù)支持系統(tǒng)將在實踐中進一步檢驗完善。

　　3.深化區(qū)域市場建設(shè)，促進資源優(yōu)化配置

　　未來5年，能源電力行業(yè)要努力實現(xiàn)“能源資源配置更加合理、利用效率大幅提高”的目標。隨著我國電力市場建設(shè)逐步深入，市場配置電力資源的決定性作用將進一步發(fā)揮，促進電力資源在更大范圍優(yōu)化配置。

　　跨區(qū)跨省電力交易有利于發(fā)揮市場的資源配置作用，促進西北、西南清潔能源消納，實現(xiàn)更廣范圍內(nèi)的資源優(yōu)化配置。需加強電力市場頂層設(shè)計，重點完善跨省區(qū)電力市場建設(shè)目標、規(guī)模和時序統(tǒng)籌，跨省區(qū)電力市場交易體制、輔助服務(wù)機制及價格傳導(dǎo)機制，提高跨省區(qū)輸電通道利用率，提高跨省區(qū)電力交易信息披露及時性和透明度，促進跨省跨區(qū)電力交易規(guī)模進一步擴大。

　　《電力中長期交易基本規(guī)則》明確，在優(yōu)先安排優(yōu)先發(fā)電合同輸電容量的前提下，鼓勵發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司利用剩余輸電容量直接進行跨區(qū)跨省交易。《關(guān)于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》也要求“做好省內(nèi)和跨省跨區(qū)電力中長期交易(含優(yōu)先發(fā)電)合同簽訂的組織協(xié)調(diào)”。

　　4.交易機構(gòu)法人治理結(jié)構(gòu)和經(jīng)營管理機制有待完善

　　到2020年底，北京、廣州2家區(qū)域性交易機構(gòu)和省(自治區(qū)、直轄市)交易機構(gòu)中電網(wǎng)企業(yè)持股比例將全部降至50%以下，實現(xiàn)預(yù)期的股份制改造目標。由于交易機構(gòu)全部采用公司制形式，接下來，交易機構(gòu)將規(guī)范設(shè)立股東會、董事會、監(jiān)事會和經(jīng)理層，加強內(nèi)部機制建設(shè)，形成權(quán)責分明、相互制衡的公司法人治理結(jié)構(gòu)和靈活高效的經(jīng)營管理機制。同時，電力交易機構(gòu)還需進一步厘清與市場管理委員會、調(diào)度機構(gòu)的職能、業(yè)務(wù)界面并加強配合。

　　按照《關(guān)于推進電力交易機構(gòu)獨立規(guī)范運行的實施意見》明確的建設(shè)目標，2022年底前，各地電力交易機構(gòu)要結(jié)合實際情況進一步規(guī)范完善市場框架、交易規(guī)則、交易品種等，京津冀、長三角、珠三角等地區(qū)的交易機構(gòu)相互融合，適應(yīng)區(qū)域經(jīng)濟一體化要求的電力市場初步形成。2025年底前，基本建成主體規(guī)范、功能完備、品種齊全、高效協(xié)同、全國統(tǒng)一的電力交易組織體系。

　　(此文為能源情報研究中心策劃的《能源發(fā)展回顧與展望(2020)》節(jié)選。原報告七篇，此文是第六篇。)