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进入2023年以来,我国发布的文件以及相关会议,都对绿电、绿证交易做出安排:
2023年2月15日,国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》中明确,稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易,更好实现绿色电力环境价值。
文件规定,享受国家可再生能源补贴的绿色电力,参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有;发电企业放弃补贴的,参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。绿电交易产生的溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。这意味着此后会有更多的绿色电力参与到市场化交易中来,绿电交易规模将呈现几何级增长。
新型储能成为市场主体
在“双碳”背景下,随着新能源大规模接入电网,电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力,支撑光电风电大规模并网,被视为新型电力系统的必要环节。
随着储能鼓励政策不断出台,新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。所谓新型储能,是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能和其他新兴储能技术,具备独立计量、控制等技术条件,接入调度自动化系统可被电网监控和调度,符合相关标准规范和本规范指引要求,具有法人资格的独立储能主体。发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势,可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用,是构建新型电力系统的重要组成部分。对此,两部门在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中要求,新型储能可作为独立储能参与电力市场、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场、加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰……,为储能参与电力市场提供了多种可能性。
2022年6月,国家发改委等九部门发布《关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知》。明确了新型储能独立市场主体地位,完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准。
2022年12月,国网经营区《新型储能主体注册规范指引》发布,规范指引适用于国家电网有限公司经营区内新型储能主体的市场注册、信息变更、注销等业务管理工作。这是电力交易机构首次从实施层面统一,明确将新型储能作为独立于发电企业、售电公司和用户的注册类型。这意味着新型储能参与电力市场成为常态。
随着政策层面打通了储能商业模式,储能运营商可参与电力现货市场交易,通过峰谷价差等方式来扩大盈利空间。
目前独立储能电站收入主要来自三个方面:现货市场电能量交易收入、容量市场补偿收入、容量租赁市场租金收入。国家发改委、国家能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》指出,独立储能电站向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。以山东省为例,山东新型储能参与市场,以独立主体身份参与现货交易,通过充放电,获得电价差收入;另一方面来自于容量电费:在现货市场,以发电身份为系统提供可用容量,收取容量费用或补偿。
未来,将有更多省份对储能的市场地位明晰和政策加持,促进新型储能公平参与电力市场,储能参与电力市场将成为常态。
售电市场机遇与挑战并存
2023年售电市场,机遇与挑战并存。
2022年12月23日国家发改委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》,通知中提到,逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程,鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场,逐步缩小代理购电用户范围。随着制度的健全完善,将推动百万数量级工商业电力用户全部进入市场。
目前来看,售电企业的客户类型主要为两种:一类是大工业用户,该类用户用电量较大,对售电企业控制偏差起到帮助。另一类是中小型用户,用户体量小,但聚少成多,可帮助售电企业实现负荷侧聚合。
据相关资料显示,目前仍有60%左右的中小型电力用户未完全进入市场,以电网企业代理购电的方式用电;未入市电量超2万亿度。这对售电公司来说,是巨大的市场机遇,中小型电力用户或成为售电公司未来主要的客户群体。中小型电力用户参与市场存在以下痛点:一对电力市场政策不了解,无法独立完成交易。二是自身用电量体量较小,市场议价能力低。
随着售电侧改革深入,在未来的顺价模式下,售电企业不再是仅赚取价差的“中介”角色,售电企业差异化服务将成为主流。随着市场化改革的不断推进,供应侧的成本压力必然会传导给用户侧。在售电市场愈加激烈、价差空间透明化的当下,同质化的盈利模式将难以维系。此外,电力用户日益增长的多样化需求,也迫使售电企业必须尽快开辟新的业务,为客户提供精准的服务。如开展负荷聚集、虚拟电厂建设、绿电交易、综合能源服务等,都将成为新的效益增长点。
电力供需预测:总体呈现紧平衡
2023年,我国电力供需总体呈现紧平衡,部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。预计全社会用电量增速将在6%左右。
【未来三年,全球电力需求增长的70%以上将来自中国、印度和东南亚国家。中国作为世界上最大的电力消费国家,2022年占全球电力需求的31%。国际能源署预计,2023-2025年期间,中国电力需求年平均增幅为5.2%。】
——国际能源署《2023年电力市场报告》
【2023年预计我国经济运行有望总体回升,拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下,预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时,比2022年增长6%左右。】
——中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》
近年来,我国全社会用电量呈逐年攀升的态势。2022年,我国全社会用电量8.64万亿千瓦时,同比增长3.6%。2015-2022年的近8年来,我国全社会用电量已累计增长30872亿千瓦时,接近2007年全国全社会用电量(2007年全社会用电量为32458亿千瓦时)。
根据中电联预测,预计2023年全国电力供需总体紧平衡,部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间,华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧;华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间,华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧;华北区域电力供需紧平衡;东北区域电力供需基本平衡。
“指尖购电”时代全面来临
我国电力市场分为电力批发市场和电力零售市场,在电力批发市场中,一般进行的是双边协商交易,卖方是发电企业,买方是售电企业、电力大用户。而在电力零售市场,卖方是售电商,买方则是中小型电力用户。
电力零售市场作为电力市场的重要组成部分,是连接售电公司与零售用户的桥梁。新一轮电价市场化改革以来,电力市场的发展按下加速键。电价市场化改革之前,我国只有40%的工商业用户进入电力市场交易,电价市场化改革后,全部工商业用户入市。电力零售市场规范运行的压力也在增大,线上交易作为便捷的交易方式,推出迫在眉睫。
而线上零售市场则是电力市场化改革“最后一公里”,用户、售电公司像日常网购一样在电商平台上买电、卖电,可大幅降低售电公司的获取客户成本,有效破解中小微企业入市交易“硬门槛”。
目前,多地已经开启电力零售市场,“指尖售电”时代已经全面来临。
云南省是最早实施电力零售市场的省份,2020年12月云南打造了全国首个一站式电力零售交易“来淘电”平台,在“来淘电”模式推动下,2021年云南省市场化购售电主体突破17万户。目前,云南的中小微企业只需三步即可完成电力零售交易:一是通过“来淘电”PC端或者移动端按指引完成市场化注册;二是注册完成后从“来淘电”提供的标准套餐、定制套餐选择合适套餐;三是确认电量、价格和协议内容后即可一键下单完成购电。
2022年12月山西启动电力线上零售市场试运行。线上零售平台像是网上商城,电力用户可以在平台上选购适合自己的套餐,实现购售电双方的高效对接。山西电力线上零售交易流程为:售电公司虚拟商铺管理、零售套餐编制、零售套餐上下架、零售用户下单确认。零售用户套餐选择时,暂不具备分时计量条件的低压、5G类用户不能选择带有分时段属性的零售套餐;除国家规定的不执行峰谷电价的用户外,参与现货市场的35千伏及以上电压等级非战新交易零售用户需选择带有分时段属性的零售套餐。
广东在2022年9月份上线电力市场零售平台,9月19日至30日组织开展广东电力市场零售平台公测。广东电力零售平台的适用用户为全省工商业电力用户(目前暂对10千伏级以上工商业用户放开)。广东电力零售平台将购电端、售电端和平台端进行前、中、后台分离,能够为用户提供线上一站式服务,打破传统电力交易模式,破解零售市场交易、价格、风险管理等方面的热点难点问题,带领百万市场主体进入购售电智能数字化时代。
浙江2022年9月2日上线全省统一数字化售电平台——浙江电力零售交易平台,该平台可以一键获取市场信息,一键筛选售电公司,一键比价购电套餐,一键定制个性需求,一键签约零售用户。未来浙江省市场化购售电主体预计将突破30万户。
2023年2月27日,山东电力交易中心下发《关于开展e-交易APP零售交易试运行工作的通知》,将于2023年3月6日起开展e-交易APP零售交易试运行工作。山东省参与3月零售市场的电力用户都可以参与e-交易APP零售的试运行。签约方式有场内套餐、场外双边两种。
线上电力零售市场以其便捷、透明的交易方式,有助于推动工商业用户全部进入市场,将成为电力零售市场的全新模式,未来将大规模在全国多地上线。
(以上内容节选自《2022年售电行业年度报告》)
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