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二、存在问题
(一)电力交易总量小,发电侧发电主体少。海南省电力市场相对独立,以满足自身需求,自我平衡为主。电力交易总量小,发电侧发电主体少,核电只有一家,煤电装机华能集团占比较大,市场竞争难以形成。
(二)配售电及投资主体单一,售电侧竞争机制未建立。
海南省电力基本上是由海南电网公司实行统购统销,电网建设及终端销售完全依靠海南电网公司一家,尚未形成配售电市场,也未建立社会资本进入配售电市场投资机制,售电侧竞争机制难于形成。
(三)系统峰谷差不断加大,系统安全运行压力大。2015年海南省统调最大峰谷差156.5万千瓦,年平均峰谷差率34.4%,年平均负荷率79.9%。负荷稳定的工业用户比例偏小,商业和居民用户比重偏大,电网调峰压力大。同时,核电和新能源装机比重不断加大,系统调峰压力不断加大。
(四)独立的输配电价机制尚未形成。电网是实现大用户和发电企业进行直接交易的基础,建立独立的输配电价机制是推进电力市场化改革的重要内容。由于目前还没有形成独立的输配电定价机制,电力市场化改革效应尚难有效释放。
三、指导思想和改革思路
(一)指导思想:立足我省电力供应“安全、可靠、绿色、高效”,从我省电力发展实际出发,借鉴省外成功经验,以大用户直接交易为切入点,逐步探索电力市场体系建设,不断完善政策法规。同时考虑电力需实时平衡特殊商品属性,逐步建立辅助服务分担共享机制,确保海南岛屿型电网安全稳定运行,为今后现货交易打下基础。电力市场推进过程中,做好与南方区域市场之间的衔接。
(二)基本思路:海南省深化电力体制改革宜由简到繁,先以大用户直接交易为突破口,逐步推动改革。即以大用户直接交易为切入点,逐步推动电力市场体系的建立;建立过渡时期输配电价,远期以分电压等级核定输配电价为突破口,有序推进电价改革;有序向社会资本放开配售电业务为突破口,稳步推进售电侧改革;完善电价形成机制,引导电力用户实施需求侧管理,开展电力需求侧响应,通过削峰或移峰填谷,平抑电网峰谷差,确保系统安全稳定运行。
四、试点主要内容
(一)大用户直接交易:在保障优先发电、优先用电的前提下,有序放开发用电计划,逐步扩大交易电量规模,现阶段对直接交易电量总规模进行有序控制。先期适当放开110千伏以上专变大用户与发电企业直接交易,逐步放开10千伏及以上专变用户,交易价格按市场规则形成。参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准。近期参加直接交易发电企业为省内统调火电机组,远期将适时逐步向其他发电企业放开。未开放的用户暂维持现行由电网统购统销的办法,现有的自供区、增量配电公司等,可采取趸售方式向电网公司购电,也可以向发电公司购电。
(二)培育售电主体:根据国家政策要求,结合海南实
际情况,出台售电主体准入、退出管理规定,制定增量配电投资业务放开细则。适时成立电力交易机构,承担电力市场交易管理职能。先期选取电力自供区、部分工业园区等组建售电主体参与市场竞争;鼓励社会资本投资成立售电主体,允许其从发电企业购买电量向用户销售。通过培育配售电业务主体,逐步放开增量配电投资业务,形成售电侧竞争市场。
(三)建立输配电价:明确过渡阶段输配电价按保持电网购销差价不变的方式执行;同步按照国家发改委部署开展分电压等级核定输配电价。
(四)建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求,完善辅助服务考核新机制和补偿机制。售电侧,根据电网可靠性和服务质量,按照谁受益、谁承担的原则,建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性,自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同,约定各自的辅助服务权利与义务,承担必要的辅助服务费用,或按照贡献获得相应的经济补偿。
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