1.4.2 第三監(jiān)管周期改革落地 制約市場化交易頑疾基本破除
2023 年 5 月 15 日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事 項(xiàng)的通知》，第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)終于落地。 第三周期電網(wǎng)輸配電價(jià)核定在多方面取得實(shí)質(zhì)性突破，預(yù)示著新一輪電改加速。對比 2017-2019、2020-2022 兩個監(jiān)管周期，我們分析第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定有三大核心 亮點(diǎn)：1)終端電價(jià)中，不同電壓等級之間的輸配電價(jià)差距拉大，容量電價(jià)區(qū)分電壓等級， 減少不同電壓等級之間的交叉補(bǔ)貼。2)精簡用戶類別，減少不同類型用戶之間的交叉補(bǔ)貼; 3)明確終端電價(jià)構(gòu)成，完善系統(tǒng)運(yùn)行成本傳導(dǎo)。上述三點(diǎn)都旨在理順輸配環(huán)節(jié)電價(jià)機(jī)制， 為發(fā)電側(cè)更進(jìn)一步的市場化改革打下基礎(chǔ)，預(yù)示著我國新一輪電改有望大幅加速。
1)長期以來，制約我國電力市場化改革的核心阻力之一為輸配環(huán)節(jié)價(jià)格核定，而制約 輸配環(huán)節(jié)價(jià)格理順的核心阻力是交叉補(bǔ)貼和不平衡資金傳導(dǎo)，兩大堵點(diǎn)在第三周期核定中 全部涉及。我國 2015 年提出電改 9 號文，拉開本世紀(jì)繼 2002 年電改 5 號文后的第二輪 電改序幕，核心思想是“管住中間，放開兩頭”。在電力產(chǎn)業(yè)鏈中，電網(wǎng)屬于“中間”， 具備自然壟斷屬性，由政府按照準(zhǔn)許收益率核定價(jià)格，而發(fā)電和用電則是“兩頭”，需要 引入市場化競爭來提升效率。“放開兩頭”除了放開發(fā)電側(cè)，另一個重要抓手是鼓勵社會 資本以混合所有制方式發(fā)展配電業(yè)務(wù)。
早在國家能源局 2016 年頒布的《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》中即規(guī)定，“配電網(wǎng) 運(yùn)營商擁有配電區(qū)域內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)相同的權(quán)利，并切實(shí)履行相同的責(zé)任和義務(wù)”，但是截 至目前，由社會主體投資的增量配電網(wǎng)發(fā)展嚴(yán)重低于預(yù)期，除面臨電網(wǎng)在接入方面的障礙 外，一個重要阻力即不同電壓等級之間的交叉補(bǔ)貼。根據(jù)我國現(xiàn)行政策，在給定各電壓等 級輸配電價(jià)格后，增量配電網(wǎng)能夠獲得的收入上限就是不同電壓等級之間的輸配電價(jià)差， 如增量配電網(wǎng)一端接入 10kV 電壓用戶，另一端接入 220kV 電網(wǎng)，配電網(wǎng)的收入即 10kV 電壓等級與 220kV 電壓等級的輸配電價(jià)差值。但是在我國 2017-2019、2020-2022 兩個 周期的輸配電價(jià)核定中，不同電壓等級之間存在巨大的交叉補(bǔ)貼，并未反映真實(shí)的輸配電 成本，一方面不同電壓等級之間的輸配電價(jià)差極小，另一方面容量電價(jià)并未區(qū)分電壓等級， 可理解為各電壓等級之間的容量電費(fèi)價(jià)差為零，增量配電網(wǎng)無論電壓等級如何，均需向高 電壓等級電網(wǎng)全額交納容量電費(fèi)，無法從中獲得收益，導(dǎo)致配電網(wǎng)改革滯后。而配電網(wǎng)改 革的滯后也限制了電力系統(tǒng)整體的市場化程度，削弱發(fā)電側(cè)議價(jià)權(quán)。
2) 電網(wǎng)企業(yè)購銷價(jià)差商業(yè)模式徹底變?yōu)闅v史，系統(tǒng)不平衡資金明確傳導(dǎo)至用戶側(cè)， 減少發(fā)電企業(yè)壓力。此次明確工商業(yè)用戶用電價(jià)格由上網(wǎng)電價(jià)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、輸配 電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加組成，其中系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽 水蓄能容量電費(fèi)等，電網(wǎng)公司徹底結(jié)束購銷價(jià)差模式。在過往實(shí)踐中，由居民等用戶產(chǎn)生 的不平衡資金，通常不能向下游傳導(dǎo)，輔助服務(wù)費(fèi)用和抽水蓄能成本的分?jǐn)傄踩狈χ贫刃?規(guī)定，往往由電力系統(tǒng)內(nèi)部消化。此次明確終端電價(jià)構(gòu)成，輔助服務(wù)費(fèi)用和抽水蓄能電價(jià) 在終端電價(jià)中單列，由終端用戶支付，與電網(wǎng)和發(fā)電企業(yè)均無關(guān)極大減少發(fā)電企業(yè)壓力。
3)終端用戶類別進(jìn)一步精簡，減少不同用戶類別之間的交叉補(bǔ)貼。此次文件提出用戶 用電價(jià)格逐步歸并為居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及工商業(yè)用電(除執(zhí)行居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電 價(jià)格以外的用電)三類;尚未實(shí)現(xiàn)工商業(yè)同價(jià)的地方，用戶用電價(jià)格可分為居民生活、農(nóng) 業(yè)生產(chǎn)、大工業(yè)、一般工商業(yè)用電(除執(zhí)行居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和大工業(yè)用電價(jià)格以外的 用電)四類。用戶類別的精簡進(jìn)一步減少不同用戶類別之間的交叉補(bǔ)貼，為不同用戶公平 參與市場化交易掃清障礙。
4)線損單獨(dú)列示，進(jìn)一步為市場化交易鋪路。一個容易被忽視的點(diǎn)是，本次核定的輸 配電價(jià)中不再包括線損，而是作為綜合線損率單獨(dú)列示。在非市場化機(jī)制下，線損與上網(wǎng) 電價(jià)相關(guān)，作為折價(jià)統(tǒng)一核算在輸配電價(jià)中。但市場化交易下，上網(wǎng)電價(jià)出現(xiàn)波動，線損 電費(fèi)也會跟著上網(wǎng)電價(jià)波動，而輸配電價(jià)每三年核定一次，線損不宜再直接折算為輸配電 費(fèi)，故將線損單獨(dú)列示，最終將直接反應(yīng)在電量中。此項(xiàng)改革將徹底理清線損的承擔(dān)方， 為后續(xù)進(jìn)一步的市場化交易鋪路。
1.4.3 電網(wǎng)仍是電力交易核心環(huán)節(jié) 電力供需主要在省內(nèi)完成
目前我國電能量交易市場的參與方主要包括發(fā)電企業(yè)、輸配電網(wǎng)、電網(wǎng)調(diào)度、電力用 戶、售電公司以及電力交易中心等。電網(wǎng)調(diào)度部門根據(jù)電網(wǎng)以及機(jī)組實(shí)際情況，向電力交 易中心發(fā)出約束條件從而形成電力交易的邊界條件。電力交易中心作為電力合約交易場所， 發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司均通過電力交易中心完成電能量交易，電網(wǎng)調(diào)度根據(jù)電網(wǎng)、 電源狀態(tài)以及交易結(jié)果，向發(fā)電企業(yè)和輸配電網(wǎng)發(fā)出調(diào)度指令，完成實(shí)際運(yùn)行。 但是在我國，輸電網(wǎng)、配電網(wǎng)資產(chǎn)以及電網(wǎng)調(diào)度部門均屬于電網(wǎng)公司所有，電網(wǎng)公司 同時(shí)也參股電力交易中心。此外，由于電能量市場建設(shè)還處于非常初級階段，直接交易和 通過售電公司交易無法覆蓋全部市場，因此還需要電網(wǎng)代理購電，電網(wǎng)實(shí)際上也完成了大 量售電公司的職責(zé)(2022 年廣東省電網(wǎng)代購電 2323.2 億千瓦時(shí)，占總交易電量 43.8%)。
2.他山之石：國外電力市場對國內(nèi)電改的啟示
2.1 我國電力結(jié)構(gòu)與歐洲有類似之處 歐洲已建立跨國電力交 易平臺
前面提到，由于歷史沿革原因，我國大陸地區(qū)除內(nèi)蒙古和河北外，每個省級行政區(qū)均 設(shè)有 1 個省級電網(wǎng)，加上內(nèi)蒙古自治區(qū)的蒙東、蒙西和河北的冀北、河北南網(wǎng) 4 個省級電 網(wǎng)，共有 33 個省級電網(wǎng)，大部分電力的生產(chǎn)和消納均在省內(nèi)完成。我國跨省輸電電量穩(wěn)步 提升，從 2009 年的 4459 億千瓦時(shí)上升至 2022 年的 14610 億千瓦時(shí)，增加約 3 倍，占 比也從 12.2%提升到 17.4%，2022 年全年發(fā)電量約 8.4 萬億千瓦時(shí)。
根據(jù) BP 數(shù)據(jù)，歐洲(不包括獨(dú)聯(lián)體地區(qū))2021 年的總發(fā)電量 4.03 億千瓦時(shí)，大約為 中國的一半，而且歐洲也由 30 余個大大小小的國家組成，與中國的情況有一定的相似性。 2014 年歐洲理事會呼吁到 2020 年歐盟成員國跨國輸電能力(跨國輸電容量/發(fā)電裝 機(jī)容量)達(dá)到至少 10%，這一目標(biāo)在 2018 重新修改，目標(biāo)是 2030 年跨國輸電能力達(dá)到 15%，2021 年有 16 個國家表示有望在 2030 年前完成這一目標(biāo)。
2009 年歐洲六大輸電運(yùn)營商聯(lián)盟達(dá)成協(xié)議，組建 ENTSO-E，ENTSO-E 是歐洲 TSO (Transmission System Operators，輸電系統(tǒng)運(yùn)營商)組成的非盈利組織。其時(shí)，成員 包括 36 個國家的 43 個輸電運(yùn)營商，主要職責(zé)包括制定電網(wǎng)規(guī)劃、協(xié)調(diào)電力輸送、制定市 場規(guī)范、推動新能源發(fā)展，這也為歐洲跨國電力市場打下了基礎(chǔ)。 截止目前，ENTSO-E 由來自 35 個國家的 39 個 TSO 正式成員和 2 個觀察成員組成， 基本包括了除俄羅斯、白俄羅斯、英國(除北愛爾蘭)外的歐洲所有主要國家。所有成員 國中，除德國和奧地利外，均只有 1 個 TSO 來負(fù)責(zé)本國的輸電資產(chǎn)、運(yùn)維，通常來說 TSO負(fù)責(zé) 380/220kV 電網(wǎng)運(yùn)行。部分國家 TSO 兼電力調(diào)度職責(zé)，而部分國家除 TSO 外還有 ISO (Independent System Operators，獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商)來專門負(fù)責(zé)電力調(diào)度。
跨國電力輸送在歐洲新能源轉(zhuǎn)型中將發(fā)揮巨大的作用。根據(jù) ENTSO-E 的報(bào)告，截止 2022 年 ENTSO-E 成員國跨國輸電能力為 93GW。如果到 2030 年再增加 64GW 跨國輸 電能力，則相比于不增加跨國輸電能力每年多消納 170 億千瓦時(shí)新能源、少使用 90 億千 瓦時(shí)天然氣電量、減少 1400 萬噸二氧化碳排放并節(jié)省 50 億歐元發(fā)電成本。
歐洲電網(wǎng)實(shí)行輸配分離的結(jié)構(gòu)。除 TSO 外，歐洲還有數(shù)千家DSO(Distribution System Operators，配電系統(tǒng)運(yùn)營商)，其職能與 TSO 類似，區(qū)別在于 DSO 管理電壓等級較低 的輸電線路，且 DSO 之間的互聯(lián)較少，其主要職責(zé)是做好 TSO 和用戶的銜接，保證電力 能有效地傳輸給用戶，同時(shí)保證 DSO 和 TSO 安全穩(wěn)定運(yùn)行。 在歐洲新能源轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略下，越來越多的分布式電源、工商業(yè)和戶用儲能接入 DSO， 使得DSO 從單一的電能接收和轉(zhuǎn)運(yùn)環(huán)節(jié)變?yōu)殡娏ιa(chǎn)和消費(fèi)同時(shí)進(jìn)行的環(huán)節(jié)，這也對 DSO 的運(yùn)行帶來了巨大調(diào)整，去中心化成為大勢所趨。 歐盟統(tǒng)一電力市場是歐洲統(tǒng)一大市場的組成部分，統(tǒng)一市場的建設(shè)經(jīng)歷了從頂層設(shè)計(jì) 到細(xì)化規(guī)則，從單個國家市場到跨國區(qū)域市場，從中長期交易到日前、日內(nèi)交易的分階段 推進(jìn)過程。
歐洲的電力市場主要由批發(fā)市場和系統(tǒng)服務(wù)兩部分組成，基本結(jié)構(gòu)與我國目前電力交 易類似，但是歐洲將絕大部分電量放在批發(fā)市場中，并通過場內(nèi)和場外交易兩種形式完成。 其現(xiàn)貨市場與中國類似，但是有更多的衍生品交易來確保電價(jià)穩(wěn)定。 在批發(fā)市場外，還有主要由 TSO 或 DSO 負(fù)責(zé)的系統(tǒng)服務(wù)，主要為了保證電力系統(tǒng)的 實(shí)時(shí)平衡，這一機(jī)制在歐洲被稱為 EB(Electricity Balancing，電力平衡)機(jī)制。 需要注意的是，歐洲電力市場得以推進(jìn)的核心在于 EEX、ISO、TSO 和 DSO 的互相配 合。因?yàn)椴徽?TSO 和 DSO 如何拆分，在所屬區(qū)域均具有壟斷特性，在一個地區(qū)設(shè)置多個 DSO 來產(chǎn)生競爭，從各方面來看均不具備可行性。因此競爭只能在 EEX 中完成，TSO 和 DSO 只負(fù)責(zé)根據(jù)交易結(jié)果和 ISO 的調(diào)度指令來運(yùn)營電力資產(chǎn)。
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