【解决方案】文福拴：中国电力市场化改革的回顾、现状与展望

中国电力市场化改革的回顾、现状与展望浙江大学电气工程学院/海南研究院教授深圳市人工智能与机器人研究院主任研究员《电力系统自动化》副主编致谢本报告的部分PPT由北京清能互联科技有限公司的吕哲博士、上海电力大学谢敬东教授提供，特此致谢!5.展望3国际和国内电力市场改革历程1982年智利颁要求批发市改革2002年美国电力竞争法律成立成本型国家电力市场运“标准电力2005年日本电力库·1990年澳洲新维营市场”批发市场运多利亚州模拟电1·1998年英国售2022年中国推动全国统一电2022年中国推动全国统一电力市场2009年欧盟发布第三能源法案，统一电力市场规则2019年中国推动8个电力现货市场试点2015年中国启缅因州首次引入发电侧竞争招标力市场·1990年英格兰威尔士建立首个电力库省市场建设区域电力市场建设(第仁轮电改)2008年印度电力交易所运营市场改革基于谢敬东教授的PPT修改中国电力市场改革：推动政策与出现的问题中发[2015]9号售电行业性亏损事件国发[2002]5号售电行业性亏损事件金事件国发[1998]146号安徽电力集中交易出现明显串谋全球电力市场化改革浪潮平衡账户全球电力市场化改革浪潮“二滩事件”基于谢敬东教授的PPT修改中国电力市场改革的现状中国电力市场建设情况全国市场化交易电量全国市场化交易电量2023年全年全社会用电量为9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%2021年10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，有序推动工商业用户全部进入电力市场；2023年11月1日，国家发改委发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》,加快全国统一电力市场体系建设；广东省能源局发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》,称2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时；浙江省能源局发布《关于做好2024年度浙江省电力市场交易相关工作的通知》,进一步规范电力市场交易的信息公开制度；四川省经济和信息化厅等四部门联合印发《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》,推动适应四川能源转型和能源结构的电力市场建设；中国电力市场建设规划：到2025年初步建成，到2030年基本建成一批电力现货试点：山东、甘肃、蒙西、福建均进入长周期结算试运行，广东、山西已于2023年底转入正式运行。二批电力现货试点：辽宁、江苏、安徽、河南、湖北作为二批现货试点均已进入结算试运行，上海即将进入结算试运营。基于吕哲博士的PPT修改其他地区：交易规则及交易系统基本已经启动，江西、湖南、陕西、宁夏、重庆、河北南网、南方区域(包括广东、广西、基于吕哲博士的PPT修改第一批试点省/区电力现货市场对比/广东山西山东四川蒙西2023年内进行调电2023年12月22日2023年全年连续结2023年内8个月(枯水期)时长的结算试运行市场结构电源侧市场主体伏电企业能源、独立储能、厂电、集中式光伏、水期水电用户侧参与方式申报、结算不参与出清申报、结算不参与出清申报、结算不参与出清不报价，枯水期不直接参与第一批试点省/区电力现货市场建设进展2023年内的枯水期(8个月)进行结算试运行广东基于吕哲博士的PPT基于吕哲博士的PPT修改第二批试点省/区电力现货市场建设进展第一批现货试点省/区第二批现货试点省/区河南2023年进入短期结算试运行，时长1个月湖北2023年进行结算试运行，时长3安徽2023年进行短期结算试运行，共47天辽宁2023年进行短期结算试运行，共33天江苏2023年进行短期结算试运行，时长1个月上海2023年进行调电试运行第一二批试点省/区电力现货市场建设进展2017:南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、南方(以广东起步)四川浙江山西福建蒙西甘肃2021:上海、湖北、辽宁、河南、江苏、第一批试点省/区电力现货市场动向与现存问题省/区山西针对新型储能、虚拟电厂设立正备用辅助服务市场，引入地调火电按照“不时市场与抽水蓄能“报量不报价”参与现货市场，放开日滚动交易限广东开展需求响应交易；引入独立储能及新能源参与市场交易；改进绿电交易机制，引入“消纳量”省内市场与南方区域市场衔接问题；计划与市场双轨制不平衡资金疏导问题。山东新能源(不含扶贫)按自愿原则参与中长期；核电自愿参与电能量市场；储能报量报价参与现货市场；引入抽水蓄能、虚拟电厂参与市场交易；容量补偿电价、电网代理购电价格执行分时电价随着新能源占比过高，现货市场开始出现负电价。单边改双边，部分用户报量报价参与现货；新能源取消二次报价；中长期曲线全部市场化形成；省内市场与省间市场衔接问题。蒙西向集中式市场模式转变，并进行结算试运行；开展需求侧响应交易。省内市场与省间市场衔接问题；火电机组运行补偿用户侧报量不报价参与现货；引入第三方独立主体参与省内市场与省间市场衔接问题；省间市场巨额不平衡资金分摊问题。探索引入用户侧参与电力现货市场竞争、市场模式向集中式修改；开如何从现有市场模式向集中式模式平稳过渡问题；如何在市场体系中引入用户侧的问题。四川丰枯期现货市场融合问题。第二批试点省区电力现货市场2024年规划2024年6月前，力争开展周及以上连续结算试运行。2024年底前，开展多轮次长周期结算试运行。江苏2024年6月前力争开展多轮次长周期结算试运行，2024年底前启动连续结算试运安徽2024年6月前力争开展多轮次长周期结算试运行，2024年底前启动连续结算试运2024年6月前，力争启动结算试运行。2024年底前，开展月度以上结算试运2024年6月前力争开展多轮次长周期结算试运行，2024年底前启动连续结算试运非试点省/区电力现货市场建设进展2023年年底进行短期结算试运2023年年底进行短期结算试运行，时长6天宁夏第二批现货试点省/区非现货试点省/区2023年年底进行短期结算试运第二批现货试点省/区非现货试点省/区黑龙江2023年年中开展调电试运行新疆2023年内开展三次模拟试运行，2023年内开展三次模拟试运行，年底的12月23日和12月28日进行两次调电试运行2023年年底进行模拟试运行青海2023年内开展三次模拟试运行，年底12月6日进行调电试运行2023年年底进行2次短期结算试运行，共54天重庆江西湖南2023年年底进入短期结算试运行，共2天江西湖南2023年年底进入短期结算试运行，共2天2023年年中进行短期结算试运行，共6天基于吕哲博士的PPT修改非试点省/区电力现货市场建设现状江西河北南网吉林黑龙江陕西宁夏新疆、青海、重庆、湖南、江西、河北南网、吉林、中国电力市场改革的宏观目标中国电力市场化改革的宏观目标政策文件国发[1998]146号国发[2002]5号要求提高效率和服务质量降低电价发挥市场配置资源的基础性作用打破省间壁垒中发[2015]9号实施国家能源战略主要由市场决定能源价格适应碳达峰碳中和目标电力市场从国情出发电力市场体系尊重电力工业发展规律与社会主义市场经济体制相适应电力体制兼顾改革到位和保稳定电力市场体系考虑各方面诉求和电力工业发展规律基于谢敬东教授的PPT修改手段契合度。保障契合契合契合契合中国电力市场改革的宏观目标实现了吗?未见系统的研究与评估报告电力市场从“长周期试运行”转为“正式运行”需要满足的条件●2023年10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2023〕813号),明确要求：果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。第一责任单位要委托具备专业能力和经验的第三方机构开展评估并形成正式评估报告”。●市场建设绩效；●市场规则体系；●技术支持系统；●市场建设合规性；●市场风险。另外4个维度的评估则主要基于客观因素。某省电力市场“市场建设绩效”评估结果(一)进展和成效●改革先行先试，电力现货市场试点建设走在全国前列；●积极探索尝试，形成多周期有序衔接的交易品种体系；●持续放开发用电计划，打造多元化市场竞争格局；●现货“发现价格”实现成本疏导，有效保障电力供应；●选择适宜市场模式与价格机制，维护电网安全稳定运行。某省电力市场“市场建设绩效”评估结果(二)经验和创新●贴合省情和区域发展实际，探索具有特色的市场化改革道路；●创新新能源现货交易机制，保障新能源消纳利用；●创新新兴主体现货交易机制，适应新型电力系统建设新趋势；●创新建立变动成本补偿机制，推动不同成本发电电源同台竞价。某省电力市场“市场建设绩效”评估结果(三)示范和意义●充分发挥电力现货市场建设试点示范效应，打造受端型省级电力现货市场示范样板；●积极推动交易机构独立规范运行，打造全方位市场服务体系；●夯实市场基础保障，强化现货市场连续运营支撑能力；●以点带面，助力**区域电力市场建设。三轮26年(1998-2024)的电力市场改革●1998年，第一轮电力市场，省级市场，单一购买者模式●浙江省级电力市场等；浙江省级电力市场自2000年1月1日至2002年12月●2003年，第二轮电力市场，国务院5号文件要求建立“区域电力市场”,单一购买者模式，后期允许大用户直购电●东北区域市场(因出现巨额不平衡资金被叫停)●2015年，第三轮电力市场，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的●山西和广东电力市场已正式运行。长周期试运行：甘肃，山东，蒙西等“国有企业做大”与“电力市场改革”●2022-06-13,人民日报，“理直气壮做强做优做大国有企业”●2023-03-21,国资委：“进一步做强做优做大国有资本和国有企业”。●电力市场改革：要求发电公司数量大、每家公司的市场份额小(市场占有率指●国有企业与电力市场竞争：具备先天优势还是先天缺陷?●新加坡的电力市场改革：客观条件很差，为什么电力市场改革可以成功?●中国电力市场改革频繁显现的“症状”:●恶性竞争●体制：在电源侧的竞争主体中国企占主导地位；●改革的路径：缺乏立法支持●优点：通过中央和国务院发文的方式实施电力市场化改革，灵活性大，发现问题可以快速调整；●缺点：政策缺乏稳定性，市场化改革的进程明显慢于发达国家。●很多国家的电力市场改革从启动到运行一般需要5-10年时间；我们已经改革了26年时间，目前只有山西和广东省级电力市场正式运行。●中国电力市场建设规划：到2025年初步建成，到2030年基本建成。“风光配储”与“辅助服务市场”●国内经常出现“弃风弃光”,国外则很少“弃风弃光”。什么原因?●通过行政手段强制执行的“风光配储”政策不可持续，也广受诟病●辅助服务市场能否先于电力现货市场建立?●曾经是个有普遍争议的问题。认为“不能”的依据：需要电力现货市场为辅助服务市场提供价格信号。●2015年以来的第三轮电力市场改革在某些省区的实践，证明了辅助服务市场可先于电力现货市场建立。“电力”市场与“电量”市场·在国内电力(“电量”)市场环境下，“合同分解”是个重要问题。·涉及到合同分解的机构可能包括电网公司的营销部、电力交易中心和中调/系统控制中心，目前多数由电力市场交易机构负责。·国内的电力市场长期以来是“电量市场”,不是“电力市场”。·国外的电力市场改革从一开始就是面向建立“电力市场”的。·在国内，则首先搞年度、季度、月度电量竞争，这就导致合同分解问题。·如何适当地把长期合同分解到日前市场是个重要问题，因为日前市场的电价是波动的，分解结果对长期合同双方的利益会有明显影响。·在2015年零售侧市场刚开放不久，国内短时间内就注册了上万家电力零售公司，这都是因为“电量市场”。·在国外的电力市场中，电力零售公司的数量很有限。·在真正的电力市场环境下，电力零售公司从事的业务具有技术含量。“隔墙售电”与本地电力市场“隔墙售电”与本地电力市场●为什么最近几年很多省级政府力推“隔墙售电”和“本trading),但因电网公司反对而受阻?电网公司的反对有无道理?●为什么政府给予电网公司“垄断专营权”/“特许经营权”(franchise)?垄断是否总是坏的?●特许经营权指特许经营者(通常是企业)与特许人(如政府机构、大型企业)之间的●电力公司的特许经营权：1)对于给定的地理区域，只允许一个特许经营者即配电公司向用户提供电力，辖区内的各类用户都可以自备发电设施给销售给其它用户，多余的电力只能通过配电公司销售给别的用户；2)配电公司有责任给辖区内的所有电力用户提供电力，不能“挑肥拣瘦”;3)配电公司的收益受政“源网荷储一体化项目”“源网荷储一体化项目”●“源网荷储一体化”和“源网荷储一体化项目”:不同的概念●“源网荷储一体化”是一个宽泛的概念。●“源网荷储一体化项目”有明确的认定标准。●“源网荷储一体化项目”的认定是为了给“隔墙售电”和建立“本地电力市场”创造条件。●“源网荷储一体化项目”一旦被认定，则可被视为“单一市场主体”,其内部可以自由买卖电。●“源网荷储一体化项目”突破了国际上普遍采用的电网公司具有“垄断专营权”/“特许经营权”政策，从政策上允许了“隔墙售电”和“本地电力市场”的建立，可以提升对光伏和风电等新能源发电的消纳，但未来可能会导致电网公司的利益受损。●地方政府一般支持“源网荷储一体化项目”的建设，因为可以明显降低电价，从而吸引投资和提升就业。“源网荷储一体化项目”的发展给电力市场带来的挑战1.“源网荷储一体化项目”一旦被认定，则可被视为“单一市场主体”,其内部可以自由买卖电。2.预期在不久的将来，国家发改委、能源局会允许“源网荷储一体化项目”参加不同类型的电力市场(中长期市场、现货市场、辅助服务市场)。3.“源网荷储一体化项目”的规模可以很大，需要研究现行市场机制/规则的适应性。如果无法适应，则需要对市场机制/规则进行调源荷双侧不断加剧的不确定性给电力市场带来的挑战1.间歇性可再生能源发电占比不断提升。2.新类型负荷特别是“产销者”类型的负荷不断增加。3.需要研究电力