新一輪電力體制改革對調(diào)度計劃管理影響分析

丁軍策

(中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510623)

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新一輪電力體制改革對調(diào)度計劃管理影響分析

丁軍策

(中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510623)

摘要：針對2015年以來新一輪電力體制改革在發(fā)電和售電電價放開、市場化交易機制及發(fā)用電計劃放開等方面的要求，對傳統(tǒng)調(diào)度綜合停電、送受電計劃、電力電量平衡、發(fā)電計劃、輔助服務等計劃管理業(yè)務可能產(chǎn)生的變化和問題進行了分析，指出在新形勢下傳統(tǒng)調(diào)度計劃管理業(yè)務復雜性將明顯增加，亟需建立一整套以發(fā)電企業(yè)和用戶為基礎、以交易合同要求為約束的計劃管理模式，各級調(diào)度機構應提前進行電力體制改革政策研究，強化市場意識，提早做好相關業(yè)務調(diào)整的準備。

關鍵詞：電力體制改革；調(diào)度計劃；市場化交易

2002年國務院正式批準《電力體制改革方案》，決定啟動以“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)、打破壟斷、引入競爭”為核心的電力體制改革。經(jīng)過十余年的改革歷程，電力行業(yè)已實現(xiàn)了廠網(wǎng)分開、主輔分離的改革設想，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。同時，電力行業(yè)發(fā)展還面臨電力價格仍由政府全面管制，市場化定價機制尚未完全形成，市場對配置資源的決定性作用難以發(fā)揮，棄水、棄風、棄光現(xiàn)象時有發(fā)生等一系列矛盾和問題。2015年3月，中共中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)[2015]9號，以下簡稱“9號文”)[1]，標志著新一輪電力體制改革大幕開啟。新一輪電力體制改革的重點和路徑是：按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本開放配售電業(yè)務，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃；推進交易機構相對獨立，規(guī)范運行。與2002年電力體制改革方案相比，本輪改革側重機制上的改革，而非機構上的拆分。其中，加強輸配環(huán)節(jié)電網(wǎng)監(jiān)管，執(zhí)行政府核定的輸配電價，有序放開發(fā)電和售電環(huán)節(jié)的市場競爭，并在此基礎上成立相對獨立的電力交易機構，通過發(fā)電、售電市場競爭的方式形成發(fā)用電直接交易計劃，實現(xiàn)市場對配置資源的決定性作用。上述改革要求是對我國過去“計劃式經(jīng)營”電力體制的一次顛覆性變革，真正的放權于市場，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、用戶的生產(chǎn)經(jīng)營模式都會有較大變動[2]。

傳統(tǒng)的調(diào)度計劃管理包括綜合停電管理，送受電計劃管理，電力電量平衡管理，發(fā)電計劃管理以及調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務等方面的管理，相應管理模式是基于國內(nèi)長期以來的計劃管理模式，發(fā)電、輸電、售電計劃均由政府指導并通過電網(wǎng)公司進行安排。在新一輪電力體制改革下，傳統(tǒng)的調(diào)度計劃管理模式將受到較大挑戰(zhàn)，發(fā)電和售電計劃將改由發(fā)電企業(yè)與用戶通過自主協(xié)商方式直接形成，新成立的電力交易中心將作為市場化交易的管理者，調(diào)度機構將由原來的計劃組織者和編制者變?yōu)橛媱澋膱?zhí)行者，相應調(diào)度計劃管理模式也將發(fā)生較大變化[3-10]。本文對9號文中與調(diào)度計劃管理相關的條款進行了解讀，并結合調(diào)度計劃管理現(xiàn)狀分析了此次電力體制改革對綜合停電管理，送受電計劃管理，電力電量平衡管理，發(fā)電計劃管理以及調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務等方面的影響，并在此基礎上對調(diào)度機構應開展的工作提出建議。

19號文相關政策及解讀

9號文是本輪電力體制改革的綱領性文件，在此基礎上國家相關部委在2015年11月正式印發(fā)《關于推進輸配電價改革的實施意見》、《關于推進電力市場建設的實施意見》等6項配套文件。9號文及相關配套文件將在電價改革、市場化交易機制、建立電力交易機構和交易平臺、發(fā)用電計劃改革、售電側改革、分布式電源發(fā)展、電力統(tǒng)籌規(guī)劃和科學監(jiān)管等方面進行較大的調(diào)整和突破。其中9號文中涉及市場化交易、發(fā)用電計劃等部分條款將對現(xiàn)有調(diào)度計劃管理工作產(chǎn)生較大影響，相關條款內(nèi)容及可能影響的業(yè)務情況如下：

a)第五條、第六條提出引導市場主體開展多方直接交易，鼓勵建立長期穩(wěn)定的交易機制，即發(fā)電企業(yè)、售電主體和用戶自主選擇確定交易對象、電量和價格；短期和即時交易通過調(diào)度和交易機構實現(xiàn)。該條款明確電網(wǎng)公司不再進行電力電量的統(tǒng)購統(tǒng)銷，而是由發(fā)電企業(yè)和用戶自愿協(xié)商交易并與電網(wǎng)企業(yè)簽訂三方合同。相應調(diào)度計劃中發(fā)電計劃和供電計劃將改為依據(jù)三方合同進行制定和執(zhí)行。

b)第七條提出建立輔助服務分擔共享新機制，即電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和用戶可中斷負荷等輔助服務按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務分擔共享機制。該條款明確電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓等輔助服務不再由調(diào)度機構統(tǒng)籌安排、無償使用，而是改為由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和用戶相互選擇、共同參與分擔和共享的管理方式。

c)第八條提出完善跨省跨區(qū)電力交易機制，即按照國家能源戰(zhàn)略和經(jīng)濟、節(jié)能、環(huán)保、安全的原則，采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，推進跨省跨區(qū)電力市場化交易，促進電力資源在更大范圍優(yōu)化配置。該條款明確西電東送等跨省跨區(qū)送受電交易模式將在原來中長期交易模式基礎上，增加多種臨時交易作為補充，實現(xiàn)跨省區(qū)的電力資源優(yōu)化配置。相應調(diào)度送受電計劃應包括這兩類交易計劃并能夠反映每個交易計劃的具體安排情況。

d)第十三條提出有序縮減發(fā)用電計劃，即政府僅保留必要的公益性調(diào)節(jié)性發(fā)用電計劃，根據(jù)市場發(fā)育程度，直接交易的電量和容量不再納入發(fā)用電計劃。該條款表明發(fā)用電計劃在一定范圍內(nèi)仍將長期保留，但所占比重將逐年減少。相應調(diào)度發(fā)電計劃和供電計劃應既包括市場化交易計劃又包括傳統(tǒng)的發(fā)用電計劃，相關計劃如何編制、執(zhí)行以及各自的調(diào)控策略都需要進行細化和明確。

2電力體制改革政策對調(diào)度計劃工作的主要影響

2.1綜合停電方面

傳統(tǒng)的綜合停電業(yè)務是由設備運行維護單位發(fā)起，并由調(diào)度機構結合設備檢修申請、電力供需平衡情況、電網(wǎng)運行風險等方面綜合評估后，進行優(yōu)化安排形成設備檢修計劃。改革后，由于發(fā)電企業(yè)與用戶之間通過自主協(xié)商簽訂各種交易合同，相關檢修安排由所涉及發(fā)電企業(yè)和用戶依據(jù)合同進行協(xié)調(diào)確定，調(diào)度機構對發(fā)電檢修優(yōu)化工作的能控性有所降低，對于不影響電網(wǎng)安全的檢修工作原則上應按照相關企業(yè)和用戶申請進行安排。同樣，輸配電設備檢修工作安排原則將由原來確保電網(wǎng)安全運行、電力可靠供應，逐步轉變?yōu)榇_保電網(wǎng)安全運行、電力可靠供應并且不影響交易合同執(zhí)行。對于可能影響交易合同的檢修工作，必須在合同簽訂前確定，并需將相關影響寫入合同中，否則可能令電網(wǎng)公司卷入不必要的合同糾紛。涉及用戶供電的計劃停電協(xié)調(diào)工作更加復雜，需要區(qū)分已簽訂直接交易合同和未簽訂交易合同的用戶進行分別分析，檢修安排應盡量不影響交易合同執(zhí)行。此外，對于已簽訂高供電可靠性合同的用戶，可能影響其用電的停電計劃更要慎重，盡量采取優(yōu)化檢修工作、安排用戶轉供等方式保障相關用戶用電可靠性。

2.2送受電計劃方面

傳統(tǒng)西電東送年度、月度計劃由中國南方電網(wǎng)有限責任公司市場部組織制定，中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心在此基礎上結合通道檢修安排、各省區(qū)供需情況，編制每日送受電日曲線并執(zhí)行。由于西電東送計劃重點關注年度、月度計劃電量完成情況，調(diào)度機構在逐日電力電量安排和調(diào)控上有較大自由度，并可根據(jù)電網(wǎng)及電廠(如水電廠)運行需要對送受電計劃進行較多調(diào)整。改革后，由于跨省跨區(qū)電力市場交易機制將采取中長期交易為主、臨時交易為補充的交易模式，送受端省區(qū)不再進行電力統(tǒng)購統(tǒng)銷，而是通過市場形成年度、月度以及日前等交易計劃，交易各方將不再限定于云南、貴州、廣東、廣西及少量點對網(wǎng)送電電廠，大批具備資格的電廠和用戶將以臨時交易合同的方式進入到西電東送計劃中，將來西電東送的成分將更加復雜。同時，計劃跟蹤的模式將轉變?yōu)橐源_保中長期送電計劃執(zhí)行為主、兼顧各種臨時交易合同計劃的計劃管理模式。在此模式下，日計劃編制內(nèi)容可能會出現(xiàn)較大調(diào)整，如除常規(guī)送受電各項外還需增加各臨時交易成分96點計劃，并需明確執(zhí)行及調(diào)整的先后順序；應進一步加強自動化系統(tǒng)開發(fā)建設以實現(xiàn)在調(diào)度執(zhí)行及分析統(tǒng)計上的精細化管理，便于月度統(tǒng)計分割和結算使用。

2.3電力電量平衡方面

傳統(tǒng)電力電量平衡是由調(diào)度機構根據(jù)電網(wǎng)供需形勢變化并結合各項檢修工作，對電網(wǎng)的發(fā)供電計劃進行科學、合理安排的工作。一般來說，電力電量平衡工作的重點在于合理優(yōu)化發(fā)電機組組合，最大限度地滿足電網(wǎng)高峰負荷供電需要和低谷調(diào)峰需求，并適當提高運行機組(特別是火電機組)的發(fā)電負荷率。而調(diào)度機構在電力電量平衡分析和安排中具有權威性和較大的安排自由度。改革后，受各項市場化合同的限制，電力電量平衡工作的重點將從滿足電網(wǎng)總體平衡需要轉變?yōu)榧纫獫M足電網(wǎng)總體平衡又要滿足合同所提出的局部發(fā)電、用電平衡要求，電力電量平衡工作的精細化需求將大幅增加。如在滿足正常電網(wǎng)供需平衡的情況下，調(diào)度機構以前可以根據(jù)公平的原則統(tǒng)籌安排部分發(fā)電機組停機以提高運行機組的發(fā)電負荷率，但在改革后可能由于其中部分機組本月直接交易合同中的發(fā)電需求較多，將無法安排相關機組停機。

2.4發(fā)電計劃方面

傳統(tǒng)電廠發(fā)電計劃編制工作是由調(diào)度機構根據(jù)年度、月度購電計劃，結合電網(wǎng)每日供需形勢變化、機組檢修安排、電網(wǎng)通道能力等影響因素，按照節(jié)能發(fā)電調(diào)度原則合理安排各發(fā)電機組發(fā)電曲線的工作。電廠發(fā)電計劃編制的理論基礎在于每臺機組都有且僅有一個電價，并且該電價由國家相關部門直接制訂，因此計劃編制只需關注各個電廠總發(fā)電電量和發(fā)電曲線問題。在此基礎上，調(diào)度發(fā)電計劃安排的重點是在滿足電力供應需求的前提下，發(fā)電計劃應既符合節(jié)能發(fā)電調(diào)度要求又要滿足“公平、公正”調(diào)度原則?？紤]到政府電力主管部門及各發(fā)電企業(yè)重點關注電廠年度發(fā)電計劃完成率指標，因此調(diào)度機構在每月、每周、每日機組發(fā)電計劃安排上享有較大的支配權和靈活度，只需保障各電廠在年底前發(fā)電計劃完成進度基本一致即可。改革后，由于部分發(fā)電企業(yè)將與用戶通過自主協(xié)商方式簽訂直接交易合同，合同的重點在于交易價格和交易電量，且隨著改革的逐步深入各類交易合同以及直接交易電量比重將大幅增加，調(diào)度計劃編制的基礎將被打破，同一機組不同交易價格的交易電量不能進行合并處理，只能逐個進行跟進，這將大幅增加調(diào)度計劃管理難度。調(diào)度發(fā)電計劃安排的重點將調(diào)整為：在滿足電力供應需求的前提下，全力保障各項市場交易計劃按要求完成。同時，考慮到在相當一段時期內(nèi)，政府下發(fā)的發(fā)用電計劃依然存在，因此調(diào)度發(fā)電計劃中將包括政府下發(fā)基數(shù)電量計劃，年度、月度市場交易計劃，以及臨時交易、日前和日內(nèi)交易計劃等多種計劃成分，發(fā)電計劃編制的復雜性將大幅增加，如何同時確保各電廠基數(shù)電量計劃完成率同一進度、各類市場交易計劃足額完成將是調(diào)度機構面臨的一大挑戰(zhàn)。調(diào)度機構在月、周、日發(fā)電計劃安排上的支配權和靈活度也將大幅縮減，從原來發(fā)電計劃統(tǒng)籌管理角色轉變?yōu)橛媱潏?zhí)行和實施的角色。

2.5調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務方面

傳統(tǒng)發(fā)電機組調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務工作由調(diào)度機構根據(jù)電網(wǎng)實際情況統(tǒng)籌安排，所有發(fā)電企業(yè)均需按照調(diào)度機構要求無條件執(zhí)行。目前，南方區(qū)域輔助服務經(jīng)濟補償主要是依據(jù)國家電力監(jiān)管委員會南方監(jiān)管局頒發(fā)的《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》和《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》要求在發(fā)電廠之間進行事后測算和補償。改革后，根據(jù)“適應電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求，完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)輔助服務考核新機制和補償機制”要求，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)與用戶之間將自愿簽訂保供電協(xié)議、可中斷負荷協(xié)議等合同，相關經(jīng)濟補償將依據(jù)合同內(nèi)容在發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)與用戶之間開展。在此情況下，發(fā)電機組調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務將不再按照調(diào)度機構要求無條件提供，各項協(xié)議及合同條款則是調(diào)度機構組織電廠進行調(diào)峰、調(diào)壓、備用等輔助服務的主要依據(jù)，調(diào)度機構在安排發(fā)電機組進行各項輔助服務時首先需確保其安排符合合同及協(xié)議要求，并做好相關運行的記錄，以便在經(jīng)濟補償中提供結算依據(jù)。若將來進一步發(fā)展到輔助服務市場交易階段，則電網(wǎng)公司可能作為輔助服務的買家直接進行交易，相應電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)壓、備用等分析、安排方式將出現(xiàn)較大變化，需要進一步進行專題研究。

3調(diào)度機構應采取的對策

本輪電力體制改革將對傳統(tǒng)的調(diào)度計劃管理工作產(chǎn)生較大影響，調(diào)度機構相關人員應對此高度重視，深入研究9號文和相應配套文件相關條款，并從以下幾方面加強相關工作：

a)強化市場意識，主動適應電力市場機制下的調(diào)度計劃管理。調(diào)度人員應主動學習電力市場相關知識，形成并強化市場意識，積極主動分析市場化改革對各項業(yè)務的影響，在履行好保證電網(wǎng)安全的職責前提下，需意識到在市場環(huán)境下發(fā)電和用電企業(yè)是主要的市場主體，調(diào)度機構則是根據(jù)合同條款和各市場主體要求進行管理和服務的單位。調(diào)度計劃的編制依據(jù)、安排和執(zhí)行應依法合規(guī)，并能經(jīng)得起市場各方的監(jiān)督和質(zhì)疑。

b)精細化開展計劃管理，建立基于交易計劃的計劃管理模式。電力體制改革后，除常規(guī)各項電力企業(yè)相關法律法規(guī)條款外，主要增加了大量交易合同條款要求。由于目前調(diào)度計劃管理仍相對粗放，主要關注電網(wǎng)的安全運行和整體的供需平衡管理，對具體的發(fā)電企業(yè)及用戶關注不夠，亟需建立起一整套基于交易計劃的計劃管理模式，管理的重點除電網(wǎng)的安全和供需平衡外，應深入研究如何將各類交易計劃有序納入調(diào)度計劃業(yè)務中，形成以發(fā)電企業(yè)和用戶為基礎、以交易合同要求為約束的計劃管理模式，并在運行中逐步改進。

c)探索和規(guī)范電力市場環(huán)境下的綜合停電管理工作，梳理電力市場中發(fā)電和用電側各角色在綜合停電管理流程中的職責和分工，明確相關銜接要求，確保綜合停電管理的有效運作。在制度上進一步明確售電商在停電管理中的權力義務，避免因售電商之間的矛盾導致相關綜合停電工作難以協(xié)調(diào)開展。

4結束語

9號文及相關配套文件的陸續(xù)發(fā)布，標志著新一輪電力體制改革大門已經(jīng)正式打開，可以預見的是2016年至2017年將是各項改革措施、實施細則密集出臺，市場化進程快速推進的重要時期，傳統(tǒng)的調(diào)度計劃管理工作將受到較大挑戰(zhàn)。本文對9號文相關條款進行了解析，并對調(diào)度綜合停電、送受電計劃、電力電量平衡、發(fā)電計劃、輔助服務等計劃管理業(yè)務可能產(chǎn)生的變化和問題進行了分析。分析結果表明，在傳統(tǒng)的發(fā)用電計劃逐步縮減、發(fā)電企業(yè)與用戶形成大量市場化交易計劃等情況下，傳統(tǒng)調(diào)度計劃管理業(yè)務復雜性將明顯增加，亟需建立一整套以發(fā)電企業(yè)和用戶為基礎、以交易合同要求為約束的計劃管理模式。各級調(diào)度機構應提前組織電力體制改革政策研究，強化市場意識，正確認識和調(diào)整調(diào)度機構在電力市場中的職能和作用，提早做好相關業(yè)務調(diào)整的準備，在本輪電力體制改革中繼續(xù)為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行保駕護航。

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Analysis on Influence on Dispatching Plan Management by New Round Electricity System Reform

DING Junce

(Electric Power Dispatching Control Center of CSG, Guangzhou, Guangdong 510623, China)

Abstract：In allusion to requirements of new round electricity system reform in aspects of electricity generation price release, market transaction mechanism, electric power planning release, this paper analyzes probable changes and problems in dispatching schedule management including traditional equipment maintenance schedule, power transmission planning, balance of electric power and energy, electricity generation planning, auxiliary service, and so on. It points out complexity of traditional dispatching plan management may be obviously increased and a set of plan management mode is urgent to be established based on the transaction contracts between power plants and customers. Power dispatching departments should study electricity system reform policies in advance, intensify market awareness and prepare well for adjustment on relevant businesses ahead of time.

Key words：electricity system reform; dispatching plan; market transaction

收稿日期：2016-02-06

doi:10.3969/j.issn.1007-290X.2016.06.001

中圖分類號：F426.61

文獻標志碼：A

文章編號：1007-290X(2016)06-0001-04

作者簡介：

丁軍策(1977)，男，山東莘縣人。高級工程師，工學博士，從事電力調(diào)度計劃管理工作。

(編輯彭艷)