一、电改总体进展及市场建设情况

　　经过持续努力，我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。2020年，我国电力市场参与主体不断增多，电力市场化交易规模及占比持续扩大，交易机构股份制改造取得积极进展，市场开放度显著提升，市场活力进一步释放。

　　交易规模方面。2020年1～10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量25482.4亿千瓦时，同比增长16%。省内交易电量(仅中长期)合计为21224亿千瓦时，其中电力直接交易19087亿千瓦时、发电权交易1942.7亿千瓦时、抽水蓄能交易125.3亿千瓦时、其他交易69亿千瓦时。省间交易电量(中长期和现货)合计为4258.4亿千瓦时，其中，省间电力直接交易1092.8亿千瓦时、省间外送交易(网对点、网对网)2965.7亿千瓦时、发电权交易199.9亿千瓦时。

　　

 

　　中电联数据显示，1～11月份，全国跨区送电完成5617亿千瓦时，同比增长13.5%;全国各省送出电量合计14041亿千瓦时，同比增长6.1%。

　　“十三五”以来，全国市场交易电量、占全社会用电量比重持续提升，市场化交易电量累计10.3万亿千瓦时，降低企业用电成本近3千亿元。我国跨省跨区电力送电规模不断扩大。2019年，全国跨省、跨区电力输送电量分别为14440亿千瓦时和5404亿千瓦时，较2016年均增长超40%。

　　

 

　　

 

　　市场主体方面。截至2020年8月底，国家电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场主体约17万家，较2019年底增加约2.7万家，是2015年底的6倍。其中，发电企业28842家(装机容量14.6亿千瓦)，较2019年底增加538家;售电公司3700家、电力用户13.79万家，较2019年底分别增加50家、2.69万家。

　　截至2019年12月底，南方五省区各交易平台已注册市场主体44144家，其中发电企业652家、售电公司760家、电力用户42732家。已开展交易市场主体总数32657家，参与率74.0%，其中，发电企业参与率95.7%，电力用户参与率74.3%，售电公司参与率38.4%。

　　二、政策与大事

　　1.我国输配电价监管体系基本完善

　　继2019年底向社会公开征求意见后，2020年1月，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》，分别完成对此前试行文件的修订，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性。两份文件明确，区域电网输电价格、省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定，监管周期为三年;准许收入由准许成本、准许收益和税金构成;与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围，其中包括抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产等;用户类别分类，以现行销售电价分类为基础，原则上分为大工业用电、一般工商业及其他用电、居民用电和农业用电类别，有条件的地方可实现工商业同价;两部制电价的容(需)量电价与电度电价，原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定;建立准许收入平衡调整机制。

　　依据上述定价办法，2020年9月，国家发展改革委制定出台了第二监管周期(2020～2022年)华北等5个区域电网输电价格、省级电网输配电价。考虑到2020年应对疫情降电价(电费)的影响，新的输配电价从2021年起执行。这标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价;首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。

　　近期，地方政府部门陆续制定出台本地电网第二监管周期输配电价和销售电价，普遍下调了本地大工业、一般工商业用户销售电价，进一步降低了用户用电成本。

　　2.电力现货市场开展长周期结算试运行

　　继2019年全国首批8个电力现货市场建设试点全部启动结算试运行之后，2020年，试点连续结算试运行的周期进一步拉长，部分试点完成多月长周期连续结算试运行，同时相关配套规则进一步完善。

　　2020年3月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，要求相关单位高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作，结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施并做好落实。

　　4月30日，甘肃电力现货市场结算试运行在稳定有序运行43天后退出，率先完成长周期结算试运行。6～7月，福建实现全月连续结算试运行。8月，山西、南方(以广东起步)电力现货市场开展了首次全月结算试运行，进一步检验了现货市场规则设计和技术支持系统，标志着试点走向实际现货市场运行更近一步。其中，南方(以广东起步)试点是全国唯一实现发用两侧同时参与的市场，与其他7个试点有显著区别。

　　但全国试点建设探索中暴露出的不平衡资金、电力现货市场与中长期市场衔接等问题仍然制约市场发展。为避免不平衡资金问题，广东采取了“以用定发”的方式，根据市场用户的用电量来确定市场发电量规模，市场发用电、计划发用电各自匹配，从而实现计划与市场的解耦。低谷局部时段基数出现负值，但全月累计为正，不会影响市场机组收益。其实际成效还有待更充分的检验。10月，山东明确不平衡资金分摊原则，并于11月完成电力现货市场整月结算试运行。11月，国家能源局印发《电力现货市场信息披露办法(暂行)》，明确了信息披露原则和方式、信息披露内容、强调信息保密与封存、强化监督管理。此外，首批试点之外的其他省(区)均已完成市场建设实施方案编制。

　　

 

　　山东电力现货市场试行容量补偿电价：

　　2020年4月底，山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知(鲁发改价格〔2020〕622号)》，明确容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元(含税)。容量市场运行后，发电机组通过容量市场收回容量成本。此前发布文件征求意见稿表述为“燃煤机组试行容量补偿电价有关事项”。

　　之后，国家能源局山东监管办公室、山东省发改委、山东省能源局发布《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等文件，并于7月修订。其中明确了补偿机组范围、补偿费用收取(支付)方式，综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素，以容量补偿方式补偿发电机组固定成本。发电容量补偿费用每月结算一次。

　　在现货市场出现负电价的形势下，山东作为燃煤机组占比较高的大省，通过构建容量电价补偿机制，取得了初步效果。从山东现货市场11月整月结算试运行情况看，容量电价补偿机制打消了发电企业的顾虑，现货市场平均价格明显下降，更接近于变动成本，峰谷价差进一步扩大，发电企业的调峰积极性有所提升。采用容量电价后，中长期市场与现货市场均基于发电变动成本定价，两个市场定价基准保持一致，可实现价格的联动，更好地发挥现货市场发现价格、中长期市场规避风险的作用。同时，该机制还基本解决了发电机组的沉没成本问题。