20181230-中债资信-电力行业专题报告2018年第170期(总第708期)_中国电力体系基础研究(上)_中国电力系统构成及电力交易机制理_14页_809kb
报告摘要
中国电力体系基础研究(上)总结
核心内容概述
本报告从电力系统构成和电力交易机制两个方面对中国电力体系进行了系统分析,旨在揭示当前电力行业的发展格局、改革方向及市场运行机制。
电力系统构成
中国电力系统主要包括以下五个部分:
- 发电厂:将一次能源转化为电能,主要类型包括火电、水电、风电、光伏、核电及生物质能发电。
- 输电系统:负责将电能从电厂输送至变电站,按电压等级可分为高压、超高压、特高压输电线路。特高压输电线路电压为1000KV交流或±800kV直流,输电能力普遍在500万千瓦以上。
- 变电系统:通过变电站进行电压等级的转换,包括升压和降压。变电站分为系统枢纽变电站、地区一次变电站、地区二次变电站及终端变电站。
- 配电系统:从变电站出口至用户端,直接为用户分配电能。按电压等级分为高压、中压和低压配电网,按用户类型分为城市、农村和工厂配电网。
- 用户:包括居民、农业、工业及第三产业等用电主体。
电力交易机制
电价形成机制
销售电价由上网电价、输配电价及政府性基金及附加三部分构成。新电改提出“管住中间,放开两头”的思路,即政府监管输配电价,放开上网电价和销售电价。
- 上网电价:主要为标杆上网电价,由国家发改委根据地区资源及经济发展情况制定,部分电量通过市场化交易形成。
- 输配电价:包括省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程及地方电网和增量配电网配电价。2016年起逐步采用“准许成本+合理收益”原则核定。
- 政府性基金及附加:包括重大水利基金、农网还贷资金、可再生能源附加等,对终端用户和自备电厂影响较大。
电力交易体系
电力交易分为电力批发交易和电力零售交易,本报告主要关注电力批发交易。
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交易品种:
- 电力用户与发电企业直接交易(含售电公司代理交易)
- 跨省(区)电能交易(含跨境)
- 发电权交易(替代交易)
- 辅助服务补偿交易
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交易方式:
- 双边协商交易:交易双方自主协商,占2017年成交电量的67%以上。
- 集中竞价交易:供需双方在统一平台报价,占比约19%。
- 挂牌交易:市场主体将电量和价格挂牌,由需求方摘牌,占比约7%。
电力交易机制演进
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新电改前(2002~2014年):
- 大用户直购电试点启动,但受限于政策导向和高耗能企业用电限制,发展缓慢。
- 跨省电能交易以计划安排和地方政府协议为主,市场化程度低。
- 发电权交易主要为火电与水电替代,规模较小。
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新电改后(2015年至今):
- 售电公司大量成立,推动电力交易市场化。
- 电力交易品种基本保持不变,但交易方式更加多元化。
- 市场化交易电量快速增长,2017年达到1.63万亿千瓦时,占全社会用电量的25.9%。
关键信息总结
电力结构变化趋势
- 火电装机及发电量占比逐年下降,清洁能源占比持续上升。
- 光伏、风电装机容量及发电量增长显著,预计未来占比将继续提升。
- 用电结构中,第二产业用电量仍呈下降趋势,第三产业用电占比持续增加。
区域电力供需情况
- 东部地区电力供应紧张,三西地区电力相对过剩。
- 特高压输电通道建设有助于缓解区域电力供需错配问题。
售电公司发展
- 售电公司类型包括电网企业售电公司、配售一体公司、发售一体公司及用户型售电公司。
- 售电公司发展迅速,2017年末注册超12,000家,其中3,200家在电力交易中心注册生效。
- 配售一体公司因拥有配电网资源,在市场竞争中占据优势。
输配电价改革
- 省级电网输配电价改革基本完成,其余三项(区域电网、跨省跨区工程、地方电网和增量配电网)改革仍需推进。
- 输配电价改革后,平均电价下降,有助于降低终端用户用电成本。
电力交易市场发展
- 市场化交易电量快速增长,但省间交易占比仍不高,主要受地方政策限制。
- 售电公司代理交易占比约20%,集中竞价及挂牌交易方式逐步发展。
主要观点
- 电力系统构成复杂,涵盖发电、输电、变电、配电及用户,各环节相互依存。
- 清洁能源发展迅速,但区域消纳能力有限,导致弃风、弃光等问题,未来将随着特高压建设及政策支持逐步改善。
- 新电改推动市场化进程,售电公司快速发展,售电模式逐步多元化。
- 输配电价改革逐步推进,规范电网收费,降低终端用电成本。
- 电力交易市场逐步开放,市场化交易电量占比上升,但省间交易仍受政策限制。
结论
中国电力体系正经历深刻变革,电力交易机制逐步市场化,售电公司快速发展,清洁能源占比上升。然而,输配电价改革仍需深化,区域电力供需错配问题需通过特高压建设及政策引导逐步解决。未来电力市场将更加开放,交易方式也将更加多元化,以提升市场效率和资源配置能力。
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