关于电力市场化交易中有关环保电价的几个思考
关于电力市场交易中设置电力需求响应政策对削峰填谷作用的分析
关于电力市场交易中设置电力需求响应政策对削峰填谷作用的分析背景：电力交易市场化以来，建立健全的交易体系成了电力系统正常运行的重要组成部分和重要支撑。
2022年上半年，国家出台相关政策明确了电力市场体系未来近十年的发展目标，即：到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
在当下电力交易品种多样化，电力供需市场化的大环境下，电力负荷高峰低谷严重不均越来越严重，尤其在2021年夏季发生的拉闸限电现象，极大地影响了企业生产与居民生活。
面对这样的问题，市场通过电价调整手段，电度高峰单价已经是低谷电价的近十倍。
在这些市场因素下，各省电力市场寻求突破，希望游方法能够改善这种越来越大的峰谷偏差。
于是，在陕西，上海等11个省试点，开展电力需求响应政策，在需求侧潜力深挖、快速响应能力形成、市场模式规划、可再生电力消纳等多方面取得显著成绩，能够有效缓解当地电力供需矛盾。
正文：一、电力需求相应的定义与释文：电力需求响应是指出现负荷高峰报警时候，避免执行有序用电这种行政化手段，而是电力用户在短时间内，主动调节用电负荷并能够获得经济补偿的一种行为。
电力需求响应是指为应对短时的电力供需紧张或可再生能源消纳利用困难的能力，是电力需求侧市场化负荷平衡的重要抓手，通过实时电价信号（已经在电力市场中长期实行）、可中断负荷电价补偿（部分试点实行）、长期备用容量补偿等经济激励措施，引导电力用户通过自主申报，自主调整负荷、自主提高电能精细化管理，自主提高用电智能化水平，在特定时段主动平衡峰谷电负荷差，实现“削峰和填谷”，从而促进电力供需平衡，稳定电力系统，避免能源浪费，助力电力系统安全稳定运行。
电力需求响应政策还可以通过在需求侧配置多品种分布式电源、建设投用新兴的储能装置、电动汽车充电桩和智能化电能转换装，都可在对电力用户用电习惯影响力最小的前提下，以虚拟电厂的形式实现参与电力系统负荷峰谷调节的功能。
电价概况及主要电价政策解读
电价概况及主要电价政策解读□国家发展改革委价格司副司长李才华一、电价概况（一）管理体制。
我国电价由政府价格主管部门负责管理，重大事情报国务院决定。
政府价格主管部门对电力价格实行“统一领导、分级管理”，省及省以上电网的电价由国务院价格主管部门负责管理，省以下独立电网的电价由省级价格主管部门负责管理。
国家电监会、国家能源局可对电价政策和电价水平提出调整意见。
调整居民电价需依法召开调价听证会，具体由国家发展改革委委托省级价格主管部门召开。
（二）法律法规体系。
《价格法》对政府定价作出了原则性规定。
1996年颁布的《电力法》对电价作出了专门规定；2003年国务院办公厅颁布的《电价改革方案》明确了电价改革的目标、方向和原则；2005年国家发展改革委颁布的《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》明确了电价改革的主要措施。
此外，2005年3月颁布的《可再生能源法》对可再生能源的电价管理原则也作出了规定，我们据此制定了《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》。
（三）电价机制。
我国电价机制正在由政府定价向市场竞争定价过渡。
目前，电价政策和电价水平主要由政府价格主管部门制定。
电价按电力生产经营环节分为上网电价、输配电价和销售电价。
电价由成本、费用、税金和利润构成，价格水平按“合理补偿成本、合理确定收益、依法计入税金、坚持公平负担”的原则制定。
其中：1．上网电价。
（1）燃煤机组。
2004年以后新投产的上网电价实行标杆电价，分省按平均成本制定电价标准，随煤价变化而相应调整；老机组大部分也已执行标杆上网电价。
（2）水电、核电机组。
电价机制正在进一步完善中。
（3）再生能源发电机组。
以标杆电价管理为主。
同时，开始引入市场定价机制。
在东北电网进行了竞价上网试点；符合条件的发电企业可与电力用户进行直接交易试点，协商确定电价。
2．输配电价。
制定了跨省、区送电的电网设施的输电价格；公布了各省级电网暂行的输配电价标准，但未据此监管电网的收入与成本；规范了西北等区域电网输电价格；制定了部分省（区）发电企业与用电企业直接交易试点的输配电价。
电价执行情况报告
一、报告背景为全面了解我国电价执行情况，保障电力市场健康发展，促进节能减排，提高电力供应效率，我国对电价政策进行了多次调整。
本报告将分析我国电价执行情况，总结存在的问题，并提出改进建议。
一、电价执行情况1. 电价政策调整近年来，我国电价政策不断优化，主要体现在以下几个方面：（1）逐步推进电价市场化改革，放开上网电价，实行市场交易电价。
（2）提高环保电价标准，鼓励清洁能源发展。
（3）完善分时电价政策，引导用户合理用电。
（4）调整居民阶梯电价，提高居民用电价格敏感度。
2. 电价执行情况（1）上网电价执行情况根据国家能源局发布的数据，2019年全国发电量同比增长 4.6%，其中火电、水电、风电、核电、太阳能发电量分别同比增长4.1%、3.9%、13.7%、4.3%、8.6%。
上网电价方面，火电、水电、风电、核电、太阳能发电上网电价分别为0.379元/千瓦时、0.265元/千瓦时、0.398元/千瓦时、0.406元/千瓦时、0.624元/千瓦时。
（2）居民用电价格执行情况根据国家统计局数据，2019年全国居民生活用电量同比增长8.4%，居民生活用电价格同比下降0.2%。
居民阶梯电价执行情况良好，居民用电成本得到有效控制。
（3）工商业用电价格执行情况工商业用电价格执行情况良好，各地严格执行国家电价政策，保障了工商业用电价格稳定。
二、存在问题1. 电价市场化程度不高，部分地区仍存在电价管制现象。
2. 部分地区居民阶梯电价执行不到位，存在政策执行偏差。
3. 环保电价政策落实不到位，部分企业环保电价加收标准未达到预期。
三、改进建议1. 深化电价市场化改革，逐步放开上网电价，实现市场交易电价。
2. 加强居民阶梯电价政策执行，提高政策执行透明度。
3. 加大环保电价政策宣传力度，确保政策落实到位。
4. 优化电价结构，提高清洁能源电价竞争力。
5. 加强电力市场监管，维护电力市场秩序。
总之，我国电价执行情况总体良好，但仍存在一些问题。
国家发展改革委关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知
国家发展改革委关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2004.04.16•【文号】发改价格[2004]610号•【施行日期】2004.04.16•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文国家发展改革委关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知（国家发展改革委2004年4月16日发布发改价格[2004]610号）为了有利于缓解电价方面存在的突出矛盾，调节电力供求，按照国务院批准的意见，决定进一步疏导电价矛盾，规范电价管理，促进电力工业健康发展。
经商国家电监会，现将有关事项通知如下：一、进一步调整销售电价水平本次调整电价，重点解决电网经营企业建设与改造投资还本付息问题，同时适当解决煤炭价格上涨、部分发电企业执行政府定价电量不到位和部分地区新投产发电企业核定上网电价等问题。
电价调整幅度按全国平均每千瓦时提高1.4分钱安排，其中，西部地区电价每千瓦时提高2-3分钱，中部、东部地区电价每千瓦时提高0.5-2分钱。
各类用户电价中，农业生产用电、中小化肥生产用电价格不作调整；商业用电价格按照与工业电价保持合理比价的原则调整；调整居民电价的，要按规定程序组织召开听证会，同时采取措施减缓电价调整对低收入居民的影响；对部分高耗能行业按国家产业政策试行差别电价（具体意见另行下达），以利于抑制不符合国家产业政策的高耗能企业盲目发展，缓解当前电力供求紧张的矛盾。
各地电价具体调整标准，由我委组织集中测算后确定。
二、坚决取消地方自行出台的优惠电价措施各地要严格按照我委《关于调整电价的通知》（发改电[2003]124号）和我委、电监会《关于对电价违法行为进行整改、规范电价管理有关问题的通知》（发改价检[2003]1152号）的规定，调整、规范高耗能企业用电价格政策，停止执行地方政府自行出台的优惠电价措施。
我委和电监会将加强对优惠电价清理规范工作的督促检查。
火、水、风、光、核的发电成本与上网电价解析
火、水、风、光、核的发电成本与上网电价解析国家能源局2018年全国电力工业统计数据显示，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗308克，线路损失率6.21%。
全国发电企业平均综合厂用电率为5.52%（2017年数据）。
即发电机组发出1度电，到达用户约0.89度；用户用1度电，总煤耗约345克（全按燃煤机组计算）。
因此，节约用电不是一句口号，而且要尽量用清洁电。
一度电里还有70%来自火电。
到2018年底，全国电源总装机容量189948万千瓦，全年全口径发电量69940亿千瓦时。
从装机容量看，火电114367万千瓦、水电35226万千瓦（抽水蓄能2999万千瓦）、风电18426万千瓦、太阳能发电17463万千瓦、核电4466万千瓦。
数据来源：全国电力工业统计从发电量看，火电发电量49231亿千瓦时，水电发电量12329亿千瓦时，风电发电量3660亿千瓦时，太阳能发电量1775亿千瓦时，核电发电量2994亿千瓦时。
从各省（市）发用电量看，电力资源分布与需求呈逆向分布特征明显，2018年各省区外受电量总和为8723亿千瓦时，占当地总发电量20.4%。
广东、江苏、山东省用电量位居前三，山东、江苏、内蒙古发电量位居前三，广东、江苏、浙江省区外受电量位居前三，北京、上海、重庆区外受电占用电量的比重位居前三。
数据来源：公开资料几种典型发电机组的电价及成本，燃煤发电机组、水电机组、风电机组、光伏发电机组和核电机组。
燃煤发电机组我国电源结构以燃煤火电机组为主，今后相当一段时间内还很难改变。
正是因为燃煤机组的重要性，我国发电机组的上网电价政策一直以燃煤机组上网电价政策为主，历经还本付息电价、经营期电价，现为标杆电价政策时期。
2019年9月26日，国务院常务会议决定完善燃煤发电上网电价形成机制，从明年1月1日1日起，取消煤电联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。
基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。
我国煤电高质量发展的政策建议
我国煤电高质量发展的政策建议伴随着电力市场化改革的加速推进，煤电所面临的外部产业政策环境也亟需作出相应调整，充分发挥煤电在能源电力转型中的功能定位作用；同时要推动落实相关激励机制的建立和完善，促进和保障煤电向高效、清洁、灵活、低碳和智能化转型升级。
（一）利用市场机制充分发挥煤电功能定位作用构建涵盖电力现货、容量、辅助服务等不同交易品种的完整市场体系，充分反映煤电在电力系统中的价值，并通过市场机制的完善推动煤电功能定位重要作用的充分发挥。
一是建立价格与品质相统一的电力现货市场化机制。
建设电力现货市场的核心价值在于发现价格，减少价格扭曲，通过实时价格反映不同供需形势下的电能成本差异，引导电力资源优化配置，即实现电能产品的“同时、同网、同质、同价”。
目前大部分省区推行的以中长期电量交易为单一品类的电力市场模式，由于用没有时序信号的电量为交易标的，隐去了电能交易中最为关键的“同时、同质”信息，从而存在不同品质电能价格趋同、电力资源的错配问题，并客观上导致从电力供应角度高品质的煤电其价值未能有效体现。
为了促进电力资源优化配置、建立反映供能价值的电力价格体系，需要在总结前期电力现货市场试点省份建设经验的基础上，进一步完善电力现货市场的建设，真实反映煤电在电力系统中的价值，促进电力市场健康发展。
二是加快建立发电容量成本回收机制。
“十四五”期间我国新能源装机和发电量占比都将持续提高。
同时，以提高电力安全可靠供应保障和消纳新能源为主要功能的煤电，其整体利用小时数将继续维持在较低水平，部分地区将呈现下降趋势。
在目前煤电执行单一制电量电价体系的情况下，如果利用小时数持续下降，煤电的投资回收难以达到预期。
同时，随着电力市场化改革的快速推进，电源侧的激烈竞争将导致电价进一步下降，必然加剧煤电的经营困境，未来存在加快退出市场的可能性。
近几年，在大规模高比例可再生能源集中省份，出现的煤电企业破产清算案例已不止一次为这一问题的严峻性作下鲜活的注解。
国内外绿证、绿电发展情况及相关启示建议
国内外绿证、绿电发展情况及相关启示建议2017年，我国试行绿证核发和自愿认购制度，国家对享受补贴的陆上风电和集中式光伏发电项目上网电量核发绿证，明确用户可通过购买绿证作为消费绿电的凭证，我国绿证制度开始施行。
2021年我国开始绿电交易试点工作，通过以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。
绿证绿电制度对于促进绿色能源消费、鼓励绿色能源生产、推动能源绿色低碳转型具有重要意义，我国的绿证、绿电制度正在不断完善，绿证、绿电的交易量也在持续扩大。
为应对气候变化，欧盟、美国等发达经济体可持续发展意愿及低碳转型升级需求日益强烈，均将大力发展和应用绿电作为重要抓手。
美国、欧洲等国家和地区绿证发展相对成熟，具有完善的追踪和监督系统，并得到了国际认可。
未来，将有越来越多的环境保护措施作用于国际贸易，全球对绿色电力消费的共识正在不断加强，我国绿电消费如何进一步扩大并得到国际化应用显得愈加重要。
一、我国绿证、绿电发展情况绿证、绿电体现了可再生能源的环境价值，绿证、绿电交易是绿色低碳消费的重要方式。
购买绿证和绿电的区别在于，绿证交易更加灵活，可以实现电和证分离交易；绿电交易除了获得绿证外，同时还实际购买和消费了相应的电量。
（一）绿证发展情况2017年1月，国家发展改革委、财政部、国家能源局三部门联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，标志着我国绿色电力证书制度正式试行。
文件明确，可再生能源绿色电力证书交易制度是完善可再生能源支持政策和创新发展机制的重大举措，有利于促进清洁能源高效利用和降低国家财政资金的直接补贴强度，对凝聚社会共识、推动能源转型具有积极意义。
绿证制度开始时期，核发范围为陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量。
但在自愿认购的制度安排下，企业缺乏购买绿证的积极性，导致前期绿证市场需求严重不足。
国家发展改革委、国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知
国家发展改革委、国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会,国家能源局•【公布日期】2018.07.16•【文号】发改运行〔2018〕1027号•【施行日期】2018.07.16•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展改革委国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知发改运行〔2018〕1027号各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅）、能源局、物价局，国家能源局各派出能源监管机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润集团有限公司：习近平总书记在中央经济工作会议上强调指出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。
李克强总理在政府工作报告中提出加快要素价格市场化改革。
为全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真落实中央经济工作会议和政府工作报告各项部署，继续有序放开发用电计划，加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制改革，现就有关事项通知如下。
一、提高市场化交易电量规模（一）各地要总结电力市场化交易工作经验，结合实际，进一步加快推进电力体制改革，加快放开发用电计划，加快放开无议价能力用户以外的电力用户参与交易，扩大市场主体范围，构建多方参与的电力市场，大幅提高市场化交易电量规模，统筹协调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划。
开展电力现货市场试点地区，可根据实际设计发用电计划改革路径。
（二）各地应结合实际，统筹发用电侧放开节奏，做好供需总量平衡，进一步明确放开各类发电企业、电力用户和售电企业进入市场的时间，明确放开比例，制定具体工作方案，并进一步完善和规范参与市场化交易的发电企业、电力用户和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制，向社会公布。
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关于电力市场化交易中有关环保电价的几个思考
随着国家发改委、国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》的印发，市场化交易作为电改的的主要实现措施，终于走到具体落实操作层面，各地也正在积极根据要求制定具体交易细则。
现笔者就电力市场化交易中有关环保电价的几个思考供大家参考、批评。
上周二某夜与南方某君夜聊，越聊越多，有点不知晨之将至的感觉，其中就电力市场化交易设计中如何考虑环保电价的问题进行了讨论，很多东西深以为然。
虽该君那里的规则业已印发，我们这边也在部分交易品种中进行了考虑，但都觉得尚不周全，现就择大意成文供各地市场同行者参考、批评。
一、市场交易中要不要考虑环保电价？
建议各地在市场交易规则中充分考虑环保电价，既落实国家政策，又防范政策风险。
各地现行市场化交易规则对环保电价体现不足，有的市场交易不只没有保护补贴环保机组，反而让环保机组吃了亏。
不管是直接交易、合同转让，还是双边协商、集中竞价（集中撮合）、挂牌交易，各地基本都没过多考虑环保电价的问题，有的甚至是反环保电价，这需要我们重视，并想办法妥善解决。
在现行市场交易中，环保问题主要是通过准入来体现。
但在实际上，这样一是很难严格限制，二是难以准确体现环保价格。
发电企业市场准入中门槛基本上是最低环保标准，实际工作中，有的甚至是只要排污许可证即可，不必说是否全部脱硫脱硝除尘，更不必说是不是超低排放了，其实这也无可厚非，因为正常来说这些机组既然可以并网发电，也应该可以参与市场交易，市场交易发展到现在，已经慢慢还原成配置电力资源的手段，而不应再是一部分能进。