2019年中国电力对电源结构发展趋势：清洁能源、综合能源及增量配电网

二、综合能源

综合能源服务将以国家售电改革、增量配电网改革为核心，以开展售电、配电业务为主要业务形态，建立储能、能效管理平台（需求侧管理）等多维竞争力。协鑫智慧能源将重点发展江苏省、广东省等经济发达地区，为广大中小型工商业用户开展综合能源服务。

全面放开经营性电力用户发用电计划，售电市场还将保持快速增长2019年6月，发改委发布全面放开经营性电力用户发用电计划的通知，售电市场还将保持快速增长。

经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。1）经营性电力用户：定义：除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。2）燃煤自备电厂自发自用以外电量参与交易。

拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，按约定向电网企业支付系统备用费，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。3）中小用户可由售电公司代理参加市场化交易。经营性电力用户全面放开参与市场化交易主要形式可以包括直接参与、由售电公司代理参与、其他各地根据实际情况研究明确的市场化方式等，各地要抓紧研究并合理制定中小用户参与市场化交易的方式，中小用户可根据自身实际自主选择，也可以放弃选择权，保持现有的购电方式。各地可结合本地区电力供需形势，针对全面放开经营性电力用户发用电计划设定一段时间的过渡期。积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易，中小用户需与售电公司签订代理购电合同，与电网企业签订供用电合同，明确有关权责义务。4）优先购电首先由优先发电电量予以保障。各地要进一步落实规范优先发电、优先购电管理有关要求，对农业、居民生活及党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等重要公用事业、公益性服务等用户安排优先购电。结合本地实际，加强分类施策，抓紧研究保障优先发电、优先购电执行的措施，统筹做好优先发电优先购电计划规范管理工作。电网企业要按照规定承担相关责任，按照政府定价保障优先购电用户用电。优先购电首先由优先发电电量予以保障。5）平价、低价新能源项目优先上网。积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网工作，对平价上网项目和低价上网项目，要将全部电量纳入优先发电计划予以保障，在同等条件下优先上网。平价上网项目和低价上网项目如存在弃风、弃光情况，由省级政府主管部门会同电网企业将弃风、弃光电量全额核定为可转让的优先发电计划，可在全国范围内通过发电权交易转让给其他发电企业并获取收益。清洁能源消纳受限地区要加快落实将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分，其中“保量竞价”部分通过市场化方式形成价格，市场化交易未成交部分可执行本地区同类型机组市场化形成的平均购电价格。

继去年放开煤炭、钢铁、有色、建材用电计划，此次文件是发用电计划全面放开的里程碑，政策思路一脉相承。2015年11月，《电力体制改革配套文件之四：关于有序放开发用电计划》的实施意见提出推进发用电计划改革，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。2017年3月，《关于有序放开发用电计划的通知》，要求：加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议（合同）；逐年减少既有燃煤发电企业计划电量；新核准发电机组积极参与市场交易。2018年7月，《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》要求：提高市场化交易电量规模；2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。

放开发用电计划政策

发用电计划全面放开后，市场电占全社会用电量比重将从2018年的30.2%上升到54%。2018年，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）合计为20654亿千瓦时，同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量（即全社会用电量市场化率）比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。据测算，目前用电量结构中，自备电厂用电量、居民+农业、发电企业厂用电+线损、其他公用事业、公益性服务分别占全社会用电量的13%、15%、14%、4%，经营性电力用户占54%。

2017-2018年中国市场化电量情况

数据来源：公开资料整理

2018年，经营性用户用电量占比达54%

数据来源：公开资料整理

电力现货市场理论是现代电力市场的理论基础，电力现货市场是现代电力市场的标志，没有电力现货市场不能称之为现代电力市场，因此，要尽快开展电力现货市场建设。这是由电力本身的物理特性决定的。一方面电力需求在一天中的各个时段不断变化，一个电力市场中的最大电力负荷可能高达最小电力负荷的1.5倍，而大规模可再生能源并网又使得电力供给能力在一天中的各时段也有较大的差异。也就是说，一天内各时段电力供需状况有较大的差异，在不同时段提供的电能产品，价格应该不同。另一方面电力现货市场的需求和供给能力都是接近实际的、较刚性的。因此，电力现货交易有价格发现和资源优化配置功能；而中长期交易（远期交易）的需求和供给能力都是预计的、相对价格有弹性的，需要以现货市场价格为参考定价。所以说，没有现货电力市场，中长期电力交易的价格是扭曲的，不能反映实时电力市场的供需状况，由此形成的价格相对于审批电价哪个更好也无法判别，进而不能真正实现利用市场机制优化配置资源的目的。

2019年8月7日，国家发改委、国家能源局发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》。指出，合理设计电力现货市场建设方案，市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。统筹协调电力中长期交易与现货市场，对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。

提出，现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展备用、调频等辅助服务交易。试点地区可结合所选择的电力市场模式，同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场/实时平衡市场。统筹协调省间市场、中长期市场、电力辅助市场。1）省间省内市场：统筹协调省间交易与省（区、市）现货市场。各类跨省跨区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方，均需提前约定交易曲线作为结算依据。经过安全校核的日前跨区跨省送电曲线作为受（送）端省份电力现货市场电力的边界条件，偏差部分按照受（送）端省份现货市场规则进行结算。以国家计划为基础的跨区跨省送电计划放开前，可由受端省份电网企业或政府授权的其他企业代表与发电方、输电方协商签订三方中长期合同，约定典型送电曲线及输电容量使用条件。2）中长期交易：市场统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。3）电力辅助市场：配合电力现货试点，积极推进电力辅助服务市场建设，实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况，电力现货市场中，可采用发电侧单边申报量价的方式，采用负荷预测曲线作为需求，用电侧作为市场价格接受者；具备条件地区，用电侧可报量报价或报量不报价。

建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制。统筹考虑优先发电、优先购电结算情况，以及电力现货市场形成的价格信号，逐步建立完善用电侧价格调整机制。

再次明确，要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制，非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数，各电力现货试点地区应设立明确时间表，选择清洁能源以报量报价方式，或报量不报价方式参与电力现货市场，实现清洁能源优先消纳。首批8个电力现货市场试点已全部启动模拟试运行。2017年8月，国家发改委、国家能源局选取南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点，以加快探索建立电力现货交易机制。今年6月下旬，四川、福建、蒙西电力现货市场启动模拟试运行。

2019年9月1日，山西成为了国网区域内，首个开展电力现货试运行、试结算的试点省份。进度上有可能超越广东，成为全国首个正式启动现货市场的省份。

2016年2月，山西省成为国家电网覆盖范围内第一个全省域电改综合试点，同年3月份启动电力现货市场建设方案的研究工作。2017年8月，国家发展改革委将山西等8个地区作为第一批电力现货市场试点之一。2018年9月-11月，山西电力现货市场方案修改多次后建设思路基本确定，编制并完善形成“1+1+10”方案规则体系。2018年12月27日，山西成为国网区域内第一个开展电力现货市场试运行的省份。

结算试运行结果随发电侧出力情况和用户侧需求情况日间波动较大。。从时间上来看，02：30-05：30为用电低谷时期，即用户侧统一结算电价（即发电侧节点电价加权平均值）一直维持在0.15元/千瓦时的低位；早上06：00左右，随着用电负荷上升，用户侧市场电价快速上升到0.25元/千瓦时左右；08：00左右出清价格开始回落（光伏参与市场），拉低了整体电价；12：00左右，在新能源机组和外送电等多重影响下，实时现货市场用户侧市场电价最低到达0.01元/千瓦时；14：00以后，电价快速回升稳定在0.3元/千瓦时左右。