新时代转型环境下的电力市场建设

能源供应转型面临转型考验

首先，电力供应面临化石能源转型的刚性约束。2015年，我国非化石能源消费占比12%，可再生能源发电量占比23.8%，非水可再生能源占比4.4%。“十三五”能源规划中刚性约束指标明确要求，到2020年，我国非化石能源消费占比15%，可再生能源发电量占比29.1%，非水可再生能源占比12%。刚性约束条件下，电力供应必须转变以煤电为核心的发展战略，加大水电、风电及太阳能发电等清洁能源比重，才能实现能源发展战略目标，但是我国以煤为主的能源资源禀赋特征对能源转型带来了严重的考验，简单照搬西方国家经验业是不可取的。德国采取的是非水可再生能源发展战略，即加快去核电，逐步去煤电，提高非水可再生能源比重。法国和英国采取的是非化石能源、清洁能源发展战略，即逐步去煤电，稳步发展核电，逐步提高非水可再生能源比重。美国采取的是清洁能源发展战略，即稳步发展核电和水电，逐步去煤电，提高气电(包括页岩气)和非水可再生能源比重。俄罗斯主要发展油气和水电。日本和韩国在资源约束条件下采取清洁能源稳步发展战略，逐步发展气电和可再生能源。另外，欧美发达国家与邻国的电力交换量占全国发电(消费)量比重较高，例如2015年，中国、美国、德国发电量占世界总发电量比例分别为25.6%、17.6%和2.7%，三个国家与周边邻国交换电量占世界各国与邻国交换总量的比重分别为2.3%、7.3%和8.5%，显然欧美国家与周边国家电力交互规模相对较大，借助邻国在时序和能源品种间的调剂能力较强。中国庞大的能源消费总量不可能依靠与周边国家调剂以解决调节问题，显然中国能源转型之路有别于西方发达国家。

我国煤电比重高，是资源禀赋的体现，也是大工业化阶段对电力高速增长需求的体现。2003年厂网分开电力改革以来快速发展的煤电支撑了我国经济飞速发展，2003年至我国经济转型起始的2012年间，火电量增长对应GDP(剔除价格因素)增长的弹性系数接近1。然而为中国经济发展做出巨大贡献的煤电产业正在经受能源转型的严酷历练。随着经济增速对电力消费需求增速关系的解耦以及清洁能源发电的飞速发展，煤电的主体能源供应地位正在逐步转型为保障新能源发展与电力安全供应能力能源，公共煤电机组利用小时较低已经成为常态;超低排放与灵活调峰要求煤电机组加大技术改造力度，使之成为清洁、可调峰机组。然而市场定位的调整、技术改造的资金投入和环保设施运行的成本，均未能在发电市场中予以补偿，加上煤炭去产能形成的“计划煤”高涨和“市场煤电”上网价格的一路下跌，煤电亏损面在不断扩大。

清洁高效电力产能难以有效释放。西南水电  “弃水”规模连续两三年超过300亿千瓦时，新投水电因建设成本高而失去市场竞争优势;风电、太阳能发电在2017年实现了“弃电率”和“弃电量”双降，但随着风电、光伏装机规模快速发展，西北地区风电基地投资运行企业依然弃电严重、亏损加剧，各地风电价格正在逐步逼近上网平价，其跨区跨省交易和发电权交易价格接近地板价，光伏发电面临补贴退坡后企业效益回落的趋势，新能源投资边际利润在快速下降。

大型发电企业能源转型道路崎岖。我国大型发电企业发电量占全国比重接近70%。从资源结构看，这些大型发电企业拥有的可再生能源发电装机比重低于全国平均水平，  “十三五”期间大型风电、光伏发电基地因发电消纳困难而受到进一步开发的制约，分布式可再生能源发电由于规模小、地缘关系复杂，又难以获取相应的资源，对大型发电企业而言非水可再生能源发电量比重达到15%的配额要求难度很大。已启动两年的电力市场交易中，大型发电公司踊跃参与成为售电主体，导致五大发电集团市场电量比重高于全国平均水平26%近9个百分点，为我国供应侧改革降低社会成本几乎奉献了全部的利润，企业转型能力在弱化。同时，受多年传统电力产业投资、运行方式及其相应的人力资源结构束缚，面向终端用户能源消费精细化、定制化服务不适应，在区域综合能源、分布式能源、微能源网以及新型配电网的投资开发与商业模式创新方面不及社会资本强有力的竞争力，销售电量、用户区域被各种能源转型和市场化建设试点在蚕食。

电力改革是经济转型发展的需要

发达国家的电力改革起步于工业化基本完成时期，这些国家的电力市场建设是一个不断完善的过程。20世纪70年代，欧美国家工业化基本完成，由于石油危机爆发，能源电力供应过剩，消费侧希望降低用能成本，电力工业开启了探索效益最优化目标的电力市场化改革，建立了供应侧与需求侧平等参与的市场。21世纪初，美国加州大停电危机引发对电力市场化改革的反思，以实现效率和发展并重、竞争和风险防范同步兼顾、集中优化效益和自由选择效益兼容、充分竞争与规范化监管为目的的第二轮电力改革开始。现阶段，随着新能源利用技术快速发展，各国普遍将新能源发展作为新的经济增长点，随机波动的风电、光伏发电量进入市场，改变了传统能源发电的供需平衡关系、不同能源利用效率及其经济性，相应地促进清洁能源建设发展与消纳的电力市场在不断建设之中。

我国电力改革始于经济改革开放初期。第一阶段是投资改革探索阶段(1978年至1997年)，在全国严重缺电且投资严重不足情况下，采取国际资本大规模引进、省为实体集资办电、海外上市政策刺激、高耗能企业自备电厂投资放开等政策，有限开放了电源建设投资领域。第二阶段是政企分开改革阶段(1997年至2002年)，主要进行了政企分开管理、创立了国家电力公司，实现了企业效益精细化管理。第三阶段是厂网改革阶段(2002年至2015年)，厂网分开，引入投资竞争，打破发电市场垄断格局，发电侧市场主体多元化，发电工程造价显著下降，我国发电装机容量高速增长，独立电力监管机构日益成熟。第四阶段是电力市场化建设探索阶段(2015年至今)，“管住中间、放开两头”，发电市场与售电市场对接，两年来各地市场交易日趋活跃，交易品种在不断丰富，市场化电量规模快速扩大，市场化率逐年快速提升，发电和输配电企业向社会出让的效益规模远超预期。

转型环境下电力市场要素及其分析

电力的特殊商品属性导致电力市场既有共性要素又有特性要素。电力市场共性要素主要有：市场主体，包括生产者、消费者、贸易商;商品，包括实物与金融、信息产品;物流，包括输电、信息通道;交易与场所(平台)，即电力交易中心(包括可能实施现货交易的调度中心)。此外，还有相关的法律、规章、市场信用，计量手段与公正监管等。

电力市场特性要素主要包括交易规则、电价体系、通道安全校核、供需平衡的调节与控制、发电权和用电权及其优先次序、具有时点和位置标志的负荷曲线等。

从共性和特性要素看，又可以分类为国家政策法规、企业体制与市场机制(宏观层面)，金融体系与资金流动、贸易规则(经济层面)、源—网—荷平衡与信息交互(企业及其商品层面)，各类各种要素在四维时空中的各种组合与竞争，就是电力市场呈现出来的五彩缤纷甚至感觉乱象丛生的形态，尤其是电力市场建设初期的当前。

市场主体培育要与国企改革、绿色发展、市场建设相结合。电网企业要创新三集五大管理体制，加强人才队伍建设，用事业留英才，针对输电、配电业务不同性质，牢牢抓住非竞争性输电业务，加大投资效益管理和网损管理，通过提高终端配电业务服务能力，抢占电量份额，黏住终端用户;针对配电业务正在逐步成为社会竞争业务这个趋势，可以联合社会资本，筹划配电业务基础上的综合能源服务内容，形成以区域配电为核心的综合能源系统，发挥技术优势和网络优势，打造智能化服务高地。发电企业要创新管理体制及人才培育方式;坚持箱能源多元化综合供应转型方向发展，将生产业与服务业、集中发电与分布式发电、电量效益与市场竞价效益相结合;制定集团本部、各专业公司、跨区分公司与各地售电公司之间有机衔接、优势互补、风险分担的系统性战略。社会多元化资本企业的售电业务应坚持走专业化、标准化、精准化、组合化和综合化道路;增量配电网投资运营企业的商业模式、产业布局要平台化;存量小配电网企业应通过微网、多能互补、综合能源的运行与服务转型，实现与大电网双向友好。

新兴售电公司的培育应有政府引导与有序规范准入市场规则为管制。售电企业按拥有资产的性质，可划分为拥有公共电厂、自备电厂的大型发电企业售电公司，拥有多能互补综合能源、分布式能源、储能和需求侧响应的区域性、园区式能源电力供应侧售电公司，拥有能源供应与用户负荷集成的售电公司，拥有配电资产的供电企业，以及上述各类组合的售电公司等等。按与用户交集的业务性质，又可分类为以售电交易为主和以服务为主的售电公司。以售电交易为主业的公司可以分类为自有电力电量商品与金融商品(例如发电权等)的直接交易型、批发转零售型、用户渠道维护型;以服务为主售电公司主要有以用户侧电气设备维护运行、节能改造与需求侧平台运行维护业务为切入点。

促进终端弹性、绿色、高效用能用电，才是售电公司拓展市场的商业盈利模式，是能源高效利用的增量市场。电能管家服务是社会资本企业介入售电业务敲门砖也是业务可持续发展的平台。售电与终端能源服务业结合是激活发电、供电企业转型的鲶鱼，是激发供电企业从生产企业逐步向供应与服务转型的通道。

电力市场化建设发展时序预想

本轮电力市场化建设发展可以分为四个阶段。

第一阶段是准备与发动阶段(2015年底至2017年)。主要任务是组建交易中心、建立中长期直接交易试点、明确双轨制下市场电量试点范围、明确双轨制下购售电市场主体试点范围、启动核定输配电价工作等。

第二阶段是扩大市场范围、增加交易品种阶段(2017年至2018年)。主要任务有：建立并扩大辅助服务试点，启动现货交易试点;扩大双轨制下市场电量比重、市场主体范围，扩大交易品种，丰富交易方式;培育多元化购售电侧市场主体;启动配电环节混和所有制改革;调整交易中心股权结构;扩大市场交易区域范围;启动市场交易信用体系建设;核定分电压等级配电电价，启动各类输电价格核定工作等。

第三阶段是深化改革阶段(2018年至2019年)。主要内容包括：逐步开展延伸到终端用户(综合能源园区、微网等)的配电价格核定;各类输电价格核定;深化配电改革;扩大辅助服务交易和现货交易范围;进一步建设完善市场交易信用体系，探索市场第三方机构(包括交易、调度等)体系及其运行方式等。

第四阶段是市场化体制机制基本确立阶段(2019年至未来)。主要内容包括：建立发电容量市场;完善电能量市场以及中长期、现货、辅助服务交易市场;全面推动清洁能源配额制交易，研究电力期货市场;形成并实施输电、配电价格核定后评价机制;形成完善的终端用户配电价格;探索形成符合各地区、各区域乃至全国资源优化配置的各类第三方机构(包括交易、调度等)体系及其运行方式等。

(本文是根据作者在2018年全国电力造价高端论坛暨第三届全国电力造价咨询企业年会上发言整理)