《全面放开经营性电力用户发用电计划》政策解读市场营销部.docx

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《全面放开经营性电力用户发用电计划》政策解读市场营销部

《全面放开经营性电力用户发用电计划》政策解读

--市场营销部

6月27日，国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知（发改运行〔2019〕1105号）（以下简称“通知”）。

通知就进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，深化电力体制改革工作进行了具体部署。

一、通知主要内容

（一）全面放开经营性电力用户发用电计划

（二）支持中小用户参与市场化交易

（三）健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制

（四）切实做好公益性用电的供应保障工作

（五）切实做好规划内清洁电源的发电保障工作

（六）加强电力直接交易的履约监管

（七）保障措施

二、重点分析

（一）对经营性电力用户做出了具体规定

原文“指除居民、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。

”

按照此规定可知目前经营性行业用电的占比超过约50%，按照正常经营性电力用户用电计划全部放开则会将市场交易电量的比重大幅度提升。

中小用户参与市场交易一方面可以增加市场化交易量利用电力交易市场的建设，另一方面中小用户参与市场交易可以直接获取电力的降价红利，使得社会生产降成本的实现，从而提升产品的竞争力。

（二）中小用户参与市场化交易的方式

原文“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。

”

中小用户由于电量较小，用电负荷稳定性较差，抗风险能力也比较弱，因此政策是是支持由售电公司来代理的，售电公司应当把握机遇，与这部分新进入客户明确风险和权责，争取利益共赢局面。

（三）放开经营性发用电计划后电价形成机制将改变

原文“鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时，以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。

”

说明用户可以签订长期浮动价格合同灵活确定具体价格来降低成本。

放开用户用电之后电网将无法获得中间的价差利润，同时电网仍需要切实做好公益性用电的供应保障工作，在此情况下电网的利润将会受到影响。

多年以来，电力行业因电价机制的非市场化而被产业投资者、二级市场投资者所诟病。

参考2018年四大高耗能行业电力用户试点，从中长期来看，全面放开经营性发用电计划后，“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制将占主导地位，电价由发电成本和电力供需情况决定。

（四）自备电厂的发展方向

原文“为促进和鼓励资源综合利用，对回收利用工业生产过程中产生可利用的热能、压差以及余气等建设相应规模的余热、余压、余气自备电厂，继续实施减免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。

”

对于自备电厂来说，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。

满足以上条件后，方可成为合格市场主体。

但如果没有根本性的政策，没办法解决现在的问题。

同时，自备电厂参加交易的动力不足，部分地区现在甚至不清楚自备电厂的发用电计划。

（五）保障清洁能源消纳

原文“研究推进保障优先发电政策执行，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。

核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。

”

一部分是优先购电用户保障性工作，一部分是清洁能源保障发电工作，这里面一部分是未来无补贴平价上网，发不出来的部分可以转让发电权。

政策的意思是占全社会用电量50%以上的电量要放开，这部分放开要发电企业去寻找自己的用户，如果找不到，那就电网代理向发电企业购电。

这是站在用户侧一次性放开了发用电计划。

难点在两处：

一是各地政府有没有动力去放开，因为如果过分过快的放开，发电企业能否承受，如火电还有50%以上亏损，这是地方政府要考略的；二是没有现货市场，调度是没法同时保证保价保量保清洁能源的，因此还有很长的一段路要走。

因为是6月份出台，今年很多长期合约都已经签掉了，很难再改，所以整体效应上不会很强，真正发挥威力预计在明年。

这个机制的设计是比较有效力的，因为这要求发电企业自己去寻找用户，如果不找，那就由电网企业代找。

（六）实现跨区域交易

原文“各地要根据实际情况，采取积极措施确保跨省跨区交易与各区域、省（区、市）电力市场协调运作。

在跨省跨区市场化交易中，鼓励网对网、网对点的直接交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点直接交易。

各地要对跨省跨区送受端市场主体对等放开，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。

北京、广州电力交易中心和各地电力交易机构要积极创造条件，完善交易规则、加强机制建设、搭建交易平台，组织开展跨省跨区市场化交易。

”

跨区交易是重庆电力市场最值得琢磨的研究方向，关键在于如何把通道能力做市场交易，也就是输电权交易。

交易的收益可以做需求侧响应，正好匹配重庆峰谷差矛盾的痛点。

也可以拿一点和市内火电机组做发电权交易，或者把输电权交易和发电权交易设计成组合交易品种，这又匹配了火电企业持续低迷亏损的痛点。

市场上的交易行为要能够成立，必须要有利润。

直白点说，像重庆如此小规模的体量，还有什么网内阻塞、市场集中度、峰谷差等等约束，而且火电机组吃不饱，还有一个缺煤的风险约束，这样的情况不可能形成各方满意的交易行为。

直观的说，连挑拨“窝里斗”都斗不起来，因此没有交易的利润可言。

市场经济的另一重要要素就是市场的边界，市场越大交易越活跃，做封闭市场对重庆电力市场改革是一种阻碍。

三、售电公司的政策机遇

（一）监管需求和响应

大体量的用户和电量放开将对电力市场产生规模效应。

在培育电力用户的市场意识、释放市场化红利、给中小企业更多市场选择权的同时，市场主体的激增与分散化，对监管体系和机构提出了更严峻的挑战。

售电公司应当完善服务体系，建立需求响应通道，为监管部门提供必要响应技术支持，参与监管服务工作。

（二）交易机会和品种

发用电计划放开意味着参与电力市场的主体增多、交易电量大幅增加，有利于激发市场活跃度，倒逼国内电力市场的形成和完善，对于售电公司等市场主体来说，无形中增加了很多交易机会，交易品种将更为丰富。

（三）多渠道能源投资价值

经营性电量的全面放开对于培养经营性电力用户这类优质用户的市场意识具有非常重要的作用，他们不能再将电力市场置身事外，而这种市场意识的建立，对于用户侧能源投资与服务市场无疑是最大的利好。

在文件的刺激和执行下，售电公司在转供电、储能、分布式发电等等用户侧能源投资与服务上，和电力用户有更深入的合作，将获得更大的市场空间与市场价值。

（四）专业化队伍建设

对于售电公司而言，虽然有更多电量份额可以去争取，但也意味着市场将进入更专业的阶段，竞争也将更加残酷，必须建立起一支专业队伍，对电力用户进行全方位、一站式的服务。

四、疑难解答

（一）对新能源平价项目有哪些影响？

从目前规则来看，国家要保平价和低价的项目，未来消纳空间优先让这些机组使用。

按现在的空间来说，这些机组参加交易的动力不大，反而是以前不弃风弃光的机组，现在在优先顺序中往后靠了，他们会参加交易。

（二）对火电电价的影响？

从过去20年来看，煤电企业利润的上升往往是电量增长放缓，营收增长放缓的阶段，所以某种意义上说煤电是逆周期的。

如果正面不好判断的话，那就反向判断处于什么周期。

煤电企业70%以上的成本在于煤炭，煤炭价格直接决定了煤电企业的利润，煤炭价格和经济增长曲线不吻合，煤炭价格斜率远远大于经济增长的曲线斜率。

单纯的看政策对煤电来说影响很小，需综合考虑。

（三）是否可以认为今后全部由市场化的方式形成交易电价？

应该说是市场化的起步阶段，但不能说是全部是市场化电价，因为还有21%的电量没放开。

另外即使放开了还有部分煤电机组不能放开，因为还有保供保民生，如果放开电价这部分机组一定亏损。

要保证煤电生存，要保证电价。

因此即使全部放开，也不能完全落地，这也是不能说电价完全市场化的一个原因。

同时要认识到真实的供需才能决定真实的价格。

现货市场的价格才是真实的供需，没有现货市场的不是真实的电价。

另外从全球来看，没有一个国家现货市场开启以后电价有下降，所以也不能说未来煤电价格一定会下降。

（四）电网企业可能代理放开的用户交易吗？

至少初期很有可能，因为售电公司还没做好准备，需要一个过程，也需要现货市场建设。

一般工商业也好，非居民、农业其他用户也好，有优先选择权，可以去市场上和售电公司等去谈，但也可以维持原状。

但这部分政策上是放开了，在不具备条件的情况下，用户可以把这部分电量的代理权交给的电网，由它代理向发电企业去买。

（五）这个政策与这两年降一般工商业电价10%的协同作用？

降电价针对的是不进入市场化的部分，但是进入市场化以后就没有降电价的说法了，都是浮动电价了。

（六）自备电厂的理解有两种，一种是自发电不缴纳交叉补贴，一种是要先补齐交叉补贴，再进入市场，哪种对？

两种都可能对，又都可能错，普遍认为去谈这部分没有特别大的商业意义。

另外，大型自备电厂一般都是孤网运行，即使交了补贴，也和大电网没关系。

比如有1000万千瓦的电厂，即使交了补贴，他和大电网也不相连，他没有成为市场合格主体，参加市场的动力，所以不必花很多精力在这上面。

当年自备电厂建设时，是因为公用电网供电能力不足。

当时都是切掉了企业办职工福利的钱办的动力车间，而且是鼓励自备电厂上网支援国家建设的，自备电厂为平衡大电网作出了巨大贡献。

但是到了今天形势发生了变化，所以情感上很难说对错。

（七）跨省跨区的水电是否也要竞价？

从这份文件来看，省内扣掉居民、农业，省级政府分配的计划都放掉了，但是部委层面的计划基本没动。

这和电源构成有关系，省内主要是煤电，部委层面是各种各样的，特别是有为实现国家战略建设的电源和专用通道，有水电，有其他电源，问题是比较复杂的。

如果算一下，扣掉21%的电量，再对应省内的可再生能源，如果不放开省外来电，两边不平。

那就是两种选择，一种是用户不放，一种是省外来电等比例放开。

这份文件也不会一步到位，文件也写了逐步放开。

但是业内专家普遍认为大水电的放开已经不是一个很遥远的事。

过去的5年里，已经有大水电参加网对网、点对网的交易了。

随着市场化进程，大水电跨区计划放开已经在目光可及的一件事了，大水电也感受到了巨大的压力。

（八）弃风弃光如何理解？

未来是否存在电价实际下降可能？

弃风弃光的地区，要求核定保障利用小时数，在这之外的要参加交易。

补充一点，文件中有个小细节，在第20款，要求分为保量保价和保量竞价两部分，有一部分要求竞价，但是对平价项目会有一定照顾，要求全部纳入优先保障。

原来存量机组可能要弃风弃光给平价项目让路。

对于前面其他专家说的假如省内全放开要动省外来电，怎么办？

长期来看，很可能列入与20款同样方式，保量不保价，与省内21%的保障用电相对应。

存量的可再生能源在经营期内的电价一定不会变，但是可再生能源总量会变大。

随着平价项目增多，可能原来发1500小时，现在只能让它发1000小时。

（九）文件中变更了核电为首要优先发电电源，这传达了什么信号？

核电有一定调节能力，个别地区核电5000小时也生存的还可以。

核电和风光不一样的地方有个换料周期，国家要检查核安全，这个不管这个料是否已经用完，必须按照周期更新。

因此核电关键是经济性问题，而不是说核电的技术特性一定要求它功率高，利用小时数数高。

真正考虑保护的是风光，因为是靠天吃饭的，而且经济性上差。

核电只是经济性上有问题，技术上没有问题。

（十）火电企业未来市场化趋势如何变化？

如果以现货市场定义为电力市场，这个市场化过程还需要时间，只是少部分地区面临市场化。

其他地区只是以指标为核心的直接交易。

如果按外界普遍的观点，市场还在前进，煤电没有计划了，这是很明显的一个趋势，火电发电量应该是来自与用户的交易。

（十一）工商业用户进入市场后，能否马上参与日内和实时交易？

国内对用户参加现货市场报价有很大误解，也过于热切。

想问个问题，明天电价3块钱一度电，你好朋友来家里做客，你能不用空调吗？

你如果是雪糕店，明天5块钱一度电，你会关掉冰箱吗？

不会。

从世界范围看，用电用户实际是不参加现货市场竞争报价的，多采用报量接受价格。

真正参加市场的是售电公司，但它代理这些用户也是价格接受者，而不报价。

报价的是有储能设施，有柴油发电机的企业。

当电价偏高时，用其自身设备发电。

对于真正的用户，现货和你没关系直接竞争关系，只有结算关系，你只要报负荷曲线，选个比较好的合同（售电公司）就行了。

大部分用户未来也不会是差价合同，售电公司会基于你的情况给你一个一口价，这和现在的配电公司供电方式很相似。

因为用户没有短期调节负荷的能力，只是价格被动地接受者。

日前市场是个金融市场，用户参加市为了避险，但是用户不会参加可靠性机组组合。