电力市场改革现状分析与政策建议王永鹏

电力市场改革现状分析与政策建议王永鹏

王永鹏刘昕

(国网宿州供电公司安徽宿州234000)

摘要：自2002年电力体制改革以来，我国已经实现厂网分离、竞价上网；2015年开启了新一轮电力体制改革，在发电侧改革、交易平台搭建、跨区域电力交易等方面取得了一定的成绩。通过改革，我国初步建立了电力市场，完善了电力交易品种，电量直接交易大幅度上升。但是，在关键环节还存在着阻碍进一步深化电力体制改革的问题，在跨区跨省送电、电力交易机制和监管等方面也存在一定的不足。电力行业发展要从过去依靠规模扩张转向依靠创新和深化改革，必须进一步深化改革。

关键词：电力市场；改革现状；政策建议

1我国电力供需形势特点

1.1电力需求增速较大

我国电力消费的较快增长主要归因于夏季高温、日历天数以及经济增长。夏季持续大范围高温拉动空调电量同比增加约400亿千瓦时，推动用电量增速约0．7%;闰年日历天数多1天增加用电量约150亿千瓦时，推动用电量增速约0．3%。经济增长则主要体现在供给侧结构性改革红利的逐步释放。

1.2用电结构不断优化

纵观我国2016全年的用电量，可以看出，2016年我国主要电力消耗集中在第二产业，但同时第三产业以及城乡居民生活用电也呈现出明显的增长趋势。以2016年12月为例，全社会用电量达到5351亿千瓦时，比去年同期增长6.87%，增速相比上年同期增长9.02%［1］;其中第二产业用电量占71.13%，第三产业和城乡居民用电分别占13．45%和13.61%。这表明第三产业的快速发展，以及城乡居民负荷的增加，进一步可以体现出我国人民在第三产业诸如交通运输、计算机服务、餐饮娱乐等方面的投入呈现出增长趋势，人民生活水平逐渐提高。2017年1－2月份，我国用电量继续增加，同比增长6．3%，增速同比提高4.3%。同时，第三产业和城乡居民用电比例也继续增加，2月份至第三产业用电量占总用电量的15．27%，城乡居民用电量占15．68%。

2对策建议

2.1加快核定输配电价

电力体制改革后核准输配电价成为电力市场改革的关键，需要制定科学的输配电价体系，厘清电网企业的功能边界和职能边界，完善对电网企业的约束和激励，对输配电网和独立配电网进行统一监管，为推进电力市场改革奠定基础。同时，没有成熟的解决电价交叉补贴问题方案输配电价难以独立，必须妥善推进解决交叉补贴问题，减轻电网企业的政策性负担；统筹投资与改革之间的矛盾，化解电网企业与电价矛盾。探索不同输配电价改革方法，对存量和增量输配电成本进行区分核定价格，对资产和成本进行严格审核。加强与完善相关配套政策，通过输配电成本监审和输配电价的测算，核定地区电网企业准许收入，并将电网企业通过销售电力取得的电费收入与对其核定的准许收入差额计入“平衡账户”。对于目前各地输配电网因体制、成本和管理水平不同等原因造成输配电价改革中出现的各地区核定输配电价明显差异的问题，首先要实现输配电价独立，允许地区输配电价差异的存在，为售电侧改革发电企业和用电大户双边交易创造条件；其次，加快引入社会资本投资电网建设，平衡电网投资规模，实现资源优化配置、提高电网效率；最后，要加强政府监管，力求各地输配电价格公开透明，电网企业通过改革最终实现输配电价格的统一。进一步开展跨省与跨区输配电价的核定，为跨省跨区电力输送创造良好的条件；对于新增配电网配电价格进行研究，形成规范的价格形成机制。对试点地区输配电价进行科学评估，逐渐建立起统一、规范、科学的输配电监管制度。

2.2妥善处理电价交叉补贴

电力交叉补贴问题的存在，使供需关系不能通过价格得以准确反映。电力体制的目标是实现电力市场化，电力交叉补贴不仅有失公平，而且干扰用电秩序，因而需要理顺价格关系。处理好价格交叉补贴问题，关系到电力体制改革的成败，逐渐取消电价交叉补贴是电力市场改革必不可少的环节。只有解决电力交叉补贴问题，才能正确测算输配电成本，形成完善的价格体制，最终实现电力的统一定价。电价补贴关系到广大人民群众的切身利益，在改革试点过程中，需要保证低收入群体和农业生产基本用电需求，逐渐厘清并准确计算交叉补贴；对于居民用电需要完善阶梯电价，减少对富裕阶层的用电补贴，逐渐取消交叉补贴。各类用户交叉补贴数额可由电网企业向价格主管部门申报，通过输配电价收回，完善分类阶梯电价和分时电价以反映市场供需关系，提高用电效率避免资源浪费；逐步取消交叉补贴跨度，以明补代替暗补，对于符合条件需要交叉补贴用户可以通过增加政府财政补贴和税收转移支付等多种方式予以解决，如设立电力普遍服务基金等。对于高能耗、高污染的用电大户等有较大负外部性用户，需要从环境税征收等方面完善，征收环境税以补偿社会成本；公益性的企业可以通过税收财政进行补贴。

2.3建设和完善电力市场体系

促进电力双边交易，需要有完善的电力市场体系才能够保证电力市场稳定运营。目前，我国电力改革试点建立国家级和省级电力交易中心，为国家-省两级市场模式；需要进一步构建省-区域-国家三级电力市场体系模式，发展区域电力市场，通过省级、区域电力市场的双边及集中交易，并与国家电力市场相配合，形成协调运行机制，保证整体运作效率。加快跨省区电力交易平台建设、跨省区输电通道建设和加快技术创新，积极发展智能电网，提升电网吸纳可再生清洁能源的能力。理顺新能源与石化能源之间利益关系、消除体制障碍；制定政策扩大清洁能源消纳范围，促进清洁能源跨省区交易，提高消纳清洁能源的能力。大力培育多元购售电主体，扩大不同电力发电主体上网销售，逐渐加大市场开放程度，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。建立有效的需求侧响应机制，增加市场弹性空间，激励需求侧用户积极参与市场交易，引导需求侧放开，使之与发电侧相匹配。完善电力市场信息公布机制，引导各市场主体有序竞争、规范交易；加快制定相关法律法规，为我国电力市场体系建立和电力系统稳定运营提供法律保障。

2.4完善电力市场交易规则，丰富交易品种

电力市场化交易目的在于提高电力交易的效率，前提是保证电价稳定、供电系统稳定。电力交易市场中参与主体包括发电厂商、电网公司和用户。需要完善电力市场交易规则，保障不同参与主体的利益诉求；在电力合同签订后，电力用户和发电厂可能由于各种原因不能够执行合同，产生交易计划偏差问题，需要在具体规则之中体现。随着交易产品的丰富，要保证竞价交易的公平、合理显得尤为重要。同时，制定完善的交易规则避免市场操控、保持电价稳定。完善跨省（区）电能交易机制和价格形成机制，建立富余水电跨省消纳补偿机制。进一步丰富电力交易品种，在条件成熟的地区开展试点电力现货交易，探索电力现货市场建设；逐步建立起中长期交易为主，以现货交易为补充的电力交易市场；在条件具备时，开发电力期货和期权等电力衍生品产品，为市场参与者提供规避风险、转移风险的有效工具，提高市场流动性，平缓市场波动。

3结论

随着电力市场改革的进一步加深，可以预见在未来几年现货市场将放开，市场交易机制更为多样化。此外售电公司应建设完善增量配电网，积极参与需求侧响应。进一步，售电公司需要在现有的售电业务基础上开展相应的增值服务业务，掌握与售电相关的辅助型业务的主动权，增强企业的核心竞争力。

参考文献：

[1]王涛,王羿.构建电力市场改革背景下需求侧响应机制[J].中国电力企业管理,2017(13):46-47.

[2]郑林灵.电力市场改革中大用户直购电交易探析[J].技术与市场,2017,24(04):207+209.

[3]刘天琪.我国电力市场法律规制问题研究[D].哈尔滨工程大学,2017.

[4]张世翔,苗安康.中国电价市场化改革现状及模式探索[J].价格月刊,2017(03):53-57.