贵州修文供电局电力赋能乡村多元化发展增“底气”
农网建设2023-05-19
1.4.2 第三监管周期改革落地 制约市场化交易顽疾基本破除
2023 年 5 月 15 日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事 项的通知》，第三监管周期输配电价终于落地。 第三周期电网输配电价核定在多方面取得实质性突破，预示着新一轮电改加速。对比 2017-2019、2020-2022 两个监管周期，我们分析第三监管周期输配电价核定有三大核心 亮点：1)终端电价中，不同电压等级之间的输配电价差距拉大，容量电价区分电压等级， 减少不同电压等级之间的交叉补贴。2)精简用户类别，减少不同类型用户之间的交叉补贴; 3)明确终端电价构成，完善系统运行成本传导。上述三点都旨在理顺输配环节电价机制， 为发电侧更进一步的市场化改革打下基础，预示着我国新一轮电改有望大幅加速。
1)长期以来，制约我国电力市场化改革的核心阻力之一为输配环节价格核定，而制约 输配环节价格理顺的核心阻力是交叉补贴和不平衡资金传导，两大堵点在第三周期核定中 全部涉及。我国 2015 年提出电改 9 号文，拉开本世纪继 2002 年电改 5 号文后的第二轮 电改序幕，核心思想是“管住中间，放开两头”。在电力产业链中，电网属于“中间”， 具备自然垄断属性，由政府按照准许收益率核定价格，而发电和用电则是“两头”，需要 引入市场化竞争来提升效率。“放开两头”除了放开发电侧，另一个重要抓手是鼓励社会 资本以混合所有制方式发展配电业务。
早在国家能源局 2016 年颁布的《有序放开配电网业务管理办法》中即规定，“配电网 运营商拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务”，但是截 至目前，由社会主体投资的增量配电网发展严重低于预期，除面临电网在接入方面的障碍 外，一个重要阻力即不同电压等级之间的交叉补贴。根据我国现行政策，在给定各电压等 级输配电价格后，增量配电网能够获得的收入上限就是不同电压等级之间的输配电价差， 如增量配电网一端接入 10kV 电压用户，另一端接入 220kV 电网，配电网的收入即 10kV 电压等级与 220kV 电压等级的输配电价差值。但是在我国 2017-2019、2020-2022 两个 周期的输配电价核定中，不同电压等级之间存在巨大的交叉补贴，并未反映真实的输配电 成本，一方面不同电压等级之间的输配电价差极小，另一方面容量电价并未区分电压等级， 可理解为各电压等级之间的容量电费价差为零，增量配电网无论电压等级如何，均需向高 电压等级电网全额交纳容量电费，无法从中获得收益，导致配电网改革滞后。而配电网改 革的滞后也限制了电力系统整体的市场化程度，削弱发电侧议价权。
2) 电网企业购销价差商业模式彻底变为历史，系统不平衡资金明确传导至用户侧， 减少发电企业压力。此次明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配 电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽 水蓄能容量电费等，电网公司彻底结束购销价差模式。在过往实践中，由居民等用户产生 的不平衡资金，通常不能向下游传导，辅助服务费用和抽水蓄能成本的分摊也缺乏制度性 规定，往往由电力系统内部消化。此次明确终端电价构成，辅助服务费用和抽水蓄能电价 在终端电价中单列，由终端用户支付，与电网和发电企业均无关极大减少发电企业压力。
3)终端用户类别进一步精简，减少不同用户类别之间的交叉补贴。此次文件提出用户 用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电(除执行居民生活和农业生产用电 价格以外的用电)三类;尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农 业生产、大工业、一般工商业用电(除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的 用电)四类。用户类别的精简进一步减少不同用户类别之间的交叉补贴，为不同用户公平 参与市场化交易扫清障碍。
4)线损单独列示，进一步为市场化交易铺路。一个容易被忽视的点是，本次核定的输 配电价中不再包括线损，而是作为综合线损率单独列示。在非市场化机制下，线损与上网 电价相关，作为折价统一核算在输配电价中。但市场化交易下，上网电价出现波动，线损 电费也会跟着上网电价波动，而输配电价每三年核定一次，线损不宜再直接折算为输配电 费，故将线损单独列示，最终将直接反应在电量中。此项改革将彻底理清线损的承担方， 为后续进一步的市场化交易铺路。
1.4.3 电网仍是电力交易核心环节 电力供需主要在省内完成
目前我国电能量交易市场的参与方主要包括发电企业、输配电网、电网调度、电力用 户、售电公司以及电力交易中心等。电网调度部门根据电网以及机组实际情况，向电力交 易中心发出约束条件从而形成电力交易的边界条件。电力交易中心作为电力合约交易场所， 发电企业、电力用户、售电公司均通过电力交易中心完成电能量交易，电网调度根据电网、 电源状态以及交易结果，向发电企业和输配电网发出调度指令，完成实际运行。 但是在我国，输电网、配电网资产以及电网调度部门均属于电网公司所有，电网公司 同时也参股电力交易中心。此外，由于电能量市场建设还处于非常初级阶段，直接交易和 通过售电公司交易无法覆盖全部市场，因此还需要电网代理购电，电网实际上也完成了大 量售电公司的职责(2022 年广东省电网代购电 2323.2 亿千瓦时，占总交易电量 43.8%)。
2.他山之石：国外电力市场对国内电改的启示
2.1 我国电力结构与欧洲有类似之处 欧洲已建立跨国电力交 易平台
前面提到，由于历史沿革原因，我国大陆地区除内蒙古和河北外，每个省级行政区均 设有 1 个省级电网，加上内蒙古自治区的蒙东、蒙西和河北的冀北、河北南网 4 个省级电 网，共有 33 个省级电网，大部分电力的生产和消纳均在省内完成。我国跨省输电电量稳步 提升，从 2009 年的 4459 亿千瓦时上升至 2022 年的 14610 亿千瓦时，增加约 3 倍，占 比也从 12.2%提升到 17.4%，2022 年全年发电量约 8.4 万亿千瓦时。
根据 BP 数据，欧洲(不包括独联体地区)2021 年的总发电量 4.03 亿千瓦时，大约为 中国的一半，而且欧洲也由 30 余个大大小小的国家组成，与中国的情况有一定的相似性。 2014 年欧洲理事会呼吁到 2020 年欧盟成员国跨国输电能力(跨国输电容量/发电装 机容量)达到至少 10%，这一目标在 2018 重新修改，目标是 2030 年跨国输电能力达到 15%，2021 年有 16 个国家表示有望在 2030 年前完成这一目标。
2009 年欧洲六大输电运营商联盟达成协议，组建 ENTSO-E，ENTSO-E 是欧洲 TSO (Transmission System Operators，输电系统运营商)组成的非盈利组织。其时，成员 包括 36 个国家的 43 个输电运营商，主要职责包括制定电网规划、协调电力输送、制定市 场规范、推动新能源发展，这也为欧洲跨国电力市场打下了基础。 截止目前，ENTSO-E 由来自 35 个国家的 39 个 TSO 正式成员和 2 个观察成员组成， 基本包括了除俄罗斯、白俄罗斯、英国(除北爱尔兰)外的欧洲所有主要国家。所有成员 国中，除德国和奥地利外，均只有 1 个 TSO 来负责本国的输电资产、运维，通常来说 TSO负责 380/220kV 电网运行。部分国家 TSO 兼电力调度职责，而部分国家除 TSO 外还有 ISO (Independent System Operators，独立系统运营商)来专门负责电力调度。
跨国电力输送在欧洲新能源转型中将发挥巨大的作用。根据 ENTSO-E 的报告，截止 2022 年 ENTSO-E 成员国跨国输电能力为 93GW。如果到 2030 年再增加 64GW 跨国输 电能力，则相比于不增加跨国输电能力每年多消纳 170 亿千瓦时新能源、少使用 90 亿千 瓦时天然气电量、减少 1400 万吨二氧化碳排放并节省 50 亿欧元发电成本。
欧洲电网实行输配分离的结构。除 TSO 外，欧洲还有数千家DSO(Distribution System Operators，配电系统运营商)，其职能与 TSO 类似，区别在于 DSO 管理电压等级较低 的输电线路，且 DSO 之间的互联较少，其主要职责是做好 TSO 和用户的衔接，保证电力 能有效地传输给用户，同时保证 DSO 和 TSO 安全稳定运行。 在欧洲新能源转型的战略下，越来越多的分布式电源、工商业和户用储能接入 DSO， 使得DSO 从单一的电能接收和转运环节变为电力生产和消费同时进行的环节，这也对 DSO 的运行带来了巨大调整，去中心化成为大势所趋。 欧盟统一电力市场是欧洲统一大市场的组成部分，统一市场的建设经历了从顶层设计 到细化规则，从单个国家市场到跨国区域市场，从中长期交易到日前、日内交易的分阶段 推进过程。
欧洲的电力市场主要由批发市场和系统服务两部分组成，基本结构与我国目前电力交 易类似，但是欧洲将绝大部分电量放在批发市场中，并通过场内和场外交易两种形式完成。 其现货市场与中国类似，但是有更多的衍生品交易来确保电价稳定。 在批发市场外，还有主要由 TSO 或 DSO 负责的系统服务，主要为了保证电力系统的 实时平衡，这一机制在欧洲被称为 EB(Electricity Balancing，电力平衡)机制。 需要注意的是，欧洲电力市场得以推进的核心在于 EEX、ISO、TSO 和 DSO 的互相配 合。因为不论 TSO 和 DSO 如何拆分，在所属区域均具有垄断特性，在一个地区设置多个 DSO 来产生竞争，从各方面来看均不具备可行性。因此竞争只能在 EEX 中完成，TSO 和 DSO 只负责根据交易结果和 ISO 的调度指令来运营电力资产。
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