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当前日本电力体制改革与电力市场建设新形势 (一)

作者:周杰 来源:武汉新能源研究院 发布时间:2020-09-01 浏览:
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作者:周杰

国际清洁能源论坛(澳门)副理事长兼秘书长

中国经济社会理事会理事

武汉新能源研究院研究员

前 言

2020年是日本第五轮电力体制改革的收官之年,从4月1日起,一般输配电企业与各大电力公司实现了法定脱钩,标志着1995年以来的日本电力自由化改革基本完成。日本电力体制改革的核心是电力市场建设,经过前四轮的电改,日本已建立起了竞争性的电力批发市场(JEPX),形成了日前市场、日内市场以及远期市场的多市场交易体系。而福岛核事故以来的第五轮电改又创建了非化石电力交易市场、基荷电力市场、间接输电权市场、容量市场、供需调节市场5个新市场。那么,这些新市场的建立在日本发挥了哪些作用,是进一步放松了管制还是对自由化改革的背离?本文从评估当前日本电力体制改革以及电力市场建设的成效入手,探讨了日本创建电力相关新市场的目的、意义及其存在的问题,并从中总结出对我国深化电力市场化改革的启示。

一、 电力自由化与电力市场新发展

长期以来在规模经济的作用下,日本与大多数国家一样,电力行业在放松管制前采用垄断一体化经营。在一个地区只有一家电力公司,采用“成本加成”的政府定价模式,从发电、供电到售电都由一家公司垂直一体化管理,从而形成了东京电力、关西电力、中部电力、东北电力、九州电力、中国电力、四国电力、北海道电力、北陆电力、冲绳电力等全国十大电力公司垄断经营的格局。从1995年起,日本曾前后进行过四轮电力体制改革,实现了发电侧的部分市场化,放开了特高压和高压输电领域的市场交易,但电力行业的竞争水平仍然偏低,垄断的市场格局依旧没有得到根本性改变。

2011年东日本大地震和福岛核泄露事故导致关东地区不得不采取大规模计划性停电措施,充分暴露了日本“诸侯割据”式电力体制的弊端。2013年4月,日本政府通过了《关于电力体制改革的方针》,提出了确保电力稳定供给、最大限度抑制电价上涨、扩大用户自主选择权以及市场机会的三大目标,由此开启了日本第五轮电力体制改革的进程[1]。根据这一方针,日本电力改革分为三个阶段推进:第一阶段,2015年4月,日本设立了推动全网跨区调度的“电力广域运营推进机构”(OCCTO);第二阶段,2016年4月,6000V 以下的低压市场实现自由化,从此全面放开售电市场;第三阶段,2020年4月,一般输配电企业(系统运营商)采用控股公司或子公司的形式与其母公司实现法定脱钩。此轮日本电改最重要的目标就是通过放松政府管制,创造良好的竞争环境,推动电力市场全面自由化。近两年,日本电力市场建设以前所未有的速度推进实施,与前几轮电改相比取得了更大成效。

1.形成了发现价格、品种齐全、体系完备的统一电力市场。

2003年11月,日本在第三轮电改中就设立了发电企业与售电企业交易的电力批发市场(JEPX),但很长一段时间仍以中长期合约的双边交易为主。经过多年的培育和发展,现已形成了以日前市场为主的,包括日内市场、远期市场以及场外公告牌市场的电力交易体系。从2012年到2018年,日本交易所电能量交易年均增长73.9%,占全社会用电量比重,由2016年4月的0.5%快速增长至2019年12月的39.5%,一改中长期合约一统天下的局面[2]。

“日前市场”(又称现货市场)于2005年4月1日正式启动。日前交易是指提前一天进行次日24小时的电能交易,全天以30分钟为单位进行48个时段交易,采用集中竞价模式,以需求曲线和供给曲线的交点作为统一出清价格。日前市场价格作为指标价格已成为整个日本电力市场的重要风向标。2012年至2018年日前市场交量电量年均增加75.2%。2019年度交易电量为2925亿kWh,同比增加40%以上[3]。2019年第四季度交易量为728 亿kWh,平均价格为8.1/kWh日元,比上一年同期9.9/kWh日元略有所下降。但今年1月以来,价格波动较大,波动区间为0.01-17日元之间,2月23日10:30-15:30交易时段竟然出现了0.01日元的极端低价现象(图1)。

图1:电力现货市场交易价格K线图

2009年5月日本开启了“日内市场”(又称时间前市场)。日内市场是日前市场关闭后对发用电计划进行微调的交易平台,以应对日内的各种预测偏差以及非计划状况,交易时间颗粒度与日前市场相同,全天分割为48个时段,与日前单一竞价方式不同,日内市场交易受电网传输容量约束,采用价格优先、时间优先的连续竞价交易模式。2012-2018年日内交易电量年均增长达到38.5%,2019年全年交易量为21.4亿kWh,其中2019年第四季度交易量为6.8 亿kWh,平均价格为8.18日元/kWh。

日本的“远期市场”交易于2009年4月启动,主要以中长期的电能量交易为主,即交易相关方约定在未来某一时刻按一定的价格进行一定数量的电量交易,包括年度、月度、周电量交易等不同交割周期(从运行前的3年至3天),以及白天型和24小时型不同交易时间段的5个电能量交易品种。2018年8月,为增加远期市场的流动性,政府将市场范围分割为东日本和西日本两个板。尽管如此,2012年至2018年远期市场交易电量呈现不断下降态势,年均增长率为-12.3%,2019年第四季成交量为7242MWh。

此外,交易所还设有场外电力交易经纪业务的“公告牌市场”,这一市场适合小规模的发电企业以及自备电厂参与交易,售电价格、数量、条件不限,通过邮件或交易网站自由设定,一般由交易所中介撮合成交。

由于现货市场价格波动剧烈,新增的电力公司面临巨大的经营压力。2019年9月,东京商品交易所开设了试验板的电力“期货市场”,计划用三年时间培育市场后再正式推出。目前上市的商品有两大类:限于工作日交易的峰荷电力(8-18时)和不分节假日的全天候基荷电力交易,并细分为东日本和西日本两个板块。期货交易将在一定程度上规避了价格波动带来的风险,有助于新增的电力公司稳定经营。

2.批发市场交易电量规模快速提高。

电力批发市场交易活跃程度是电力自由化改革成效的重要标志。近年来,日本电力批发市场现货交易量节节攀升。完全放开售电业务之初,如图2所示,2016年4月1日的现货交易电量占总电力需求的比重仅为2%,到2020年1至2月,这一比重已提高到30%-36%,交易电量由当初的0.5亿kWh快速增至7-9亿kWh。另外,日本跨区交易量实现零的突破并逐年稳步扩大,如图3所示,大型电力公司跨区交易电量占比达到4.0%(2019年12月),尤其是高压输电领域达到了7.5%。新增的电力公司跨区交易电量占比为15.8%,其中低压跨区交易电量占比实现了显著提升,2019年达到16.0%。

自由化改革之后,过去的大电力公司反而市场垄断地位进一步增强,拥有强大的市场力。为此,日本政府采取各种措施增强电力市场竞争,推动批发市场扩大交易,要求大电力公司向市场释放发电资源,增加批发市场的流动性和透明性。2017年4月,政府要求原十大电力公司过去内部交易的电能量须通过交易所竞价交易,3个月后现货市场交易电量占全国电力需求的比重历史性突破了5%;2018年10月,跨区电力交易实行间接竞价制度进一步刺激了交易量扩大,现货市场电量交易因此跳高放量增加了50%,约占全国电力需求的30%左右;此外,日本还充分挖掘系统备用储备和电力余量投入市场,既扩大了市场的流动性又解决了售电企业和输配电企业重复备用储备问题。

3.新兴市场主体数量不断增加,形成多方参与的竞争格局。

2016年4月,日本根据新修订的电气事业法(电力法),取消了按经营规模的纵向分类法,即:“一般电气事业者”(十大电力公司)、“卸电气事业者”(200万kW以上装机容量的发电企业)、“卸供给事业者”(200万kW以下装机容量的发电企业,称为独立发电商“IPP”)、“特定规模电气事业者”(50kW以上规模的供电企业,称为新增电力企业“PPS”)、“特定电气事业者”(限特定点的供电企业)等。

如表1所示,新电力法将旧电力企业横向分解为发电(报备制)、输配电(许可制)、售电(登记制)三大类企业,其中输配电企业仍沿用过去分类,细分为3类:第1类“一般送配电事业者”是由原来十大电力公司的输配电部门脱钩成立新的电网企业(共10家,实行许可制);第2类“输电事业者”是由原来“卸电气事业者”的输电部门独立出来成立新的配电企业(现有3家,实行许可制);第3类“特定送配电事业者”则由原来“特定电气事业者”的输配电部门脱钩成立输配电企业(现有32家,实行报备制)。因此,重新分类后的电力企业共有5类牌照:“发电事业者”、“一般送配电事业者”、“送电事业者”、“特定送配电事业者”、“零售电气事业者”等。十大电力公司从此被陆续分拆为发电、输配电、售电三类企业。

表1:日本电力企业分类制度

完善的电力市场需要有多元化的市场主体,通过市场“无形之手”,实现充分竞争,从而提升整个电力市场的效率。完全放开售电业务之后,日本新增电力公司注册数量快速增长,截止2019年12月达到了630家(图4)。所谓新增的电力公司是指十大电力公司之外新成立的零售电力企业,他们是由燃气、石油、通信、工程建设、商社、交通和旅游等大型公司出资成立,形成了多元化的市场主体。新增的电力公司销售电量占全社会售电量的比重稳步提高,2019年新增电力公司售电量达1267亿kWh,如图5所示,销售电量占全部售电量的比重达到16.2%,其中高压市场占24.2%,低压市场占16.4%,预计到2030年新增电力公司销售电量占比将增加到27.6%[4]。

4.用户平均电价未能降低,但出现了结构性降价。

降低电价是日本电改的重要目标之一,但实际中由于通货膨胀、燃料价格上涨等因素影响,日本并未能如期实现现货价格降低的目标,其中东日本地震之后由于受燃料和可再生能源附加费影响电价更出现不降反升。2017年与2010年相比,如图6所示,十大电力公司电价平均上涨了19%,[5]其中居民电价上涨了16%,工业电价上涨了21%。但从电价结构来看,若扣除燃料和可再生能源附加费因素影响,居民和工业用电的平均电价则较电改前(1994年)下降了31%;另外新增电力公司的电价更低于政府管制定价水平(图7,不含可再生能源附加费和消费税)。

5.用户自主选择权扩大,商业模式不断创新。

日本零售市场的电价以两部制为主,但改革后的电价菜单比原来增加了3倍多。除了分时电价、分段电价之外,还有节电电价、运动电价、特定时段免费电价等各式各样的电价套餐可供用户选择。零售电商不仅提供新的电价套餐,还不断实现不同商业服务的整合和融合,提高服务附加价值。因此,以居民用户为主的低压市场用户转换率较高,如图8所示,截止2019年12月,由大型电力公司转换至新增电力公司的客户数量达到1266万个,2019年12月转换率达到13.9%;大型电力公司内部之间的合同转换客户数量也达到706万个。如图9所示,由新增电力公司转换为大型电力公司的数量为51万个,新增电力公司之间的互相转换为124万个。

总之,新一轮电改建立和完善了全国统一的交易机构(JEPX)、调度机构(OCCTO)和监管机构(经济产业省电力燃气交易监督委员会),建立起了一整套较为完备的电力市场运营管理体系。围绕市场化改革日本电力市场建设近年来取得了长足发展,市场设置与其他国家基本类似,但在可再生能源迅猛增长、分布式能源大行其道、数字化快速发展的新形势下,日本电力市场建设又面临许多新问题和新挑战,比如批发市场竞争不完全、现货市场电价波动较大、中长期电力供给保障机制尚未建立、实时调节电源不够充足以及市场如何发挥作用更好促进电力结构转型等。因此,日本要完善电力市场建设,就必须建立与现货市场衔接的配套市场和机制。

未完6月10日待续

二、新电力市场的制度设计与构建

三、新市场的建立是放松管制还是对自由化改革的背离

[1] 「電力システムに関する改革方針」,2013年4月12日

[2] 本文“年度”特指日本财年,为每年4月1日至次年3月30日。所有交易数据统计除另行标注外全部出自以下统计资料:経済産業省資源エネルギー庁「電力調査統計」、電力・ガス取引監視等委員会「電力取引の状況」

[3] 最新统计参见JEPX官网:http://www.jepx.org/market/index.html

[4] 富士経済「電力・ガス・エネルギーサービス市場戦略総調査 2020 電力・ガス自由化市場総括編」,2020年4月10日

[5] 資源エネルギー庁「第3弾改正法施行前検証について」,2019年5月28日

关键字:电力市场

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