新一轮电力体制改革对调度计划管理影响分析

丁军策

(中国南方电网电力调度控制中心，广东 广州 510623)



新一轮电力体制改革对调度计划管理影响分析

丁军策

(中国南方电网电力调度控制中心，广东 广州 510623)

摘要：针对2015年以来新一轮电力体制改革在发电和售电电价放开、市场化交易机制及发用电计划放开等方面的要求，对传统调度综合停电、送受电计划、电力电量平衡、发电计划、辅助服务等计划管理业务可能产生的变化和问题进行了分析，指出在新形势下传统调度计划管理业务复杂性将明显增加，亟需建立一整套以发电企业和用户为基础、以交易合同要求为约束的计划管理模式，各级调度机构应提前进行电力体制改革政策研究，强化市场意识，提早做好相关业务调整的准备。

关键词：电力体制改革；调度计划；市场化交易

2002年国务院正式批准《电力体制改革方案》，决定启动以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为核心的电力体制改革。经过十余年的改革历程，电力行业已实现了厂网分开、主辅分离的改革设想，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。同时，电力行业发展还面临电力价格仍由政府全面管制，市场化定价机制尚未完全形成，市场对配置资源的决定性作用难以发挥，弃水、弃风、弃光现象时有发生等一系列矛盾和问题。2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号，以下简称“9号文”)[1]，标志着新一轮电力体制改革大幕开启。新一轮电力体制改革的重点和路径是：按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行。与2002年电力体制改革方案相比，本轮改革侧重机制上的改革，而非机构上的拆分。其中，加强输配环节电网监管，执行政府核定的输配电价，有序放开发电和售电环节的市场竞争，并在此基础上成立相对独立的电力交易机构，通过发电、售电市场竞争的方式形成发用电直接交易计划，实现市场对配置资源的决定性作用。上述改革要求是对我国过去“计划式经营”电力体制的一次颠覆性变革，真正的放权于市场，发电企业、电网企业、用户的生产经营模式都会有较大变动[2]。

传统的调度计划管理包括综合停电管理，送受电计划管理，电力电量平衡管理，发电计划管理以及调峰、调频、备用等辅助服务等方面的管理，相应管理模式是基于国内长期以来的计划管理模式，发电、输电、售电计划均由政府指导并通过电网公司进行安排。在新一轮电力体制改革下，传统的调度计划管理模式将受到较大挑战，发电和售电计划将改由发电企业与用户通过自主协商方式直接形成，新成立的电力交易中心将作为市场化交易的管理者，调度机构将由原来的计划组织者和编制者变为计划的执行者，相应调度计划管理模式也将发生较大变化[3-10]。本文对9号文中与调度计划管理相关的条款进行了解读，并结合调度计划管理现状分析了此次电力体制改革对综合停电管理，送受电计划管理，电力电量平衡管理，发电计划管理以及调峰、调频、备用等辅助服务等方面的影响，并在此基础上对调度机构应开展的工作提出建议。

19号文相关政策及解读

9号文是本轮电力体制改革的纲领性文件，在此基础上国家相关部委在2015年11月正式印发《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》等6项配套文件。9号文及相关配套文件将在电价改革、市场化交易机制、建立电力交易机构和交易平台、发用电计划改革、售电侧改革、分布式电源发展、电力统筹规划和科学监管等方面进行较大的调整和突破。其中9号文中涉及市场化交易、发用电计划等部分条款将对现有调度计划管理工作产生较大影响，相关条款内容及可能影响的业务情况如下：

a)第五条、第六条提出引导市场主体开展多方直接交易，鼓励建立长期稳定的交易机制，即发电企业、售电主体和用户自主选择确定交易对象、电量和价格；短期和即时交易通过调度和交易机构实现。该条款明确电网公司不再进行电力电量的统购统销，而是由发电企业和用户自愿协商交易并与电网企业签订三方合同。相应调度计划中发电计划和供电计划将改为依据三方合同进行制定和执行。

b)第七条提出建立辅助服务分担共享新机制，即电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的服务分担共享机制。该条款明确电网调峰、调频、调压等辅助服务不再由调度机构统筹安排、无偿使用，而是改为由发电企业、电网企业和用户相互选择、共同参与分担和共享的管理方式。

c)第八条提出完善跨省跨区电力交易机制，即按照国家能源战略和经济、节能、环保、安全的原则，采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置。该条款明确西电东送等跨省跨区送受电交易模式将在原来中长期交易模式基础上，增加多种临时交易作为补充，实现跨省区的电力资源优化配置。相应调度送受电计划应包括这两类交易计划并能够反映每个交易计划的具体安排情况。

d)第十三条提出有序缩减发用电计划，即政府仅保留必要的公益性调节性发用电计划，根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。该条款表明发用电计划在一定范围内仍将长期保留，但所占比重将逐年减少。相应调度发电计划和供电计划应既包括市场化交易计划又包括传统的发用电计划，相关计划如何编制、执行以及各自的调控策略都需要进行细化和明确。

2电力体制改革政策对调度计划工作的主要影响

2.1综合停电方面

传统的综合停电业务是由设备运行维护单位发起，并由调度机构结合设备检修申请、电力供需平衡情况、电网运行风险等方面综合评估后，进行优化安排形成设备检修计划。改革后，由于发电企业与用户之间通过自主协商签订各种交易合同，相关检修安排由所涉及发电企业和用户依据合同进行协调确定，调度机构对发电检修优化工作的能控性有所降低，对于不影响电网安全的检修工作原则上应按照相关企业和用户申请进行安排。同样，输配电设备检修工作安排原则将由原来确保电网安全运行、电力可靠供应，逐步转变为确保电网安全运行、电力可靠供应并且不影响交易合同执行。对于可能影响交易合同的检修工作，必须在合同签订前确定，并需将相关影响写入合同中，否则可能令电网公司卷入不必要的合同纠纷。涉及用户供电的计划停电协调工作更加复杂，需要区分已签订直接交易合同和未签订交易合同的用户进行分别分析，检修安排应尽量不影响交易合同执行。此外，对于已签订高供电可靠性合同的用户，可能影响其用电的停电计划更要慎重，尽量采取优化检修工作、安排用户转供等方式保障相关用户用电可靠性。

2.2送受电计划方面

传统西电东送年度、月度计划由中国南方电网有限责任公司市场部组织制定，中国南方电网电力调度控制中心在此基础上结合通道检修安排、各省区供需情况，编制每日送受电日曲线并执行。由于西电东送计划重点关注年度、月度计划电量完成情况，调度机构在逐日电力电量安排和调控上有较大自由度，并可根据电网及电厂(如水电厂)运行需要对送受电计划进行较多调整。改革后，由于跨省跨区电力市场交易机制将采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，送受端省区不再进行电力统购统销，而是通过市场形成年度、月度以及日前等交易计划，交易各方将不再限定于云南、贵州、广东、广西及少量点对网送电电厂，大批具备资格的电厂和用户将以临时交易合同的方式进入到西电东送计划中，将来西电东送的成分将更加复杂。同时，计划跟踪的模式将转变为以确保中长期送电计划执行为主、兼顾各种临时交易合同计划的计划管理模式。在此模式下，日计划编制内容可能会出现较大调整，如除常规送受电各项外还需增加各临时交易成分96点计划，并需明确执行及调整的先后顺序；应进一步加强自动化系统开发建设以实现在调度执行及分析统计上的精细化管理，便于月度统计分割和结算使用。

2.3电力电量平衡方面

传统电力电量平衡是由调度机构根据电网供需形势变化并结合各项检修工作，对电网的发供电计划进行科学、合理安排的工作。一般来说，电力电量平衡工作的重点在于合理优化发电机组组合，最大限度地满足电网高峰负荷供电需要和低谷调峰需求，并适当提高运行机组(特别是火电机组)的发电负荷率。而调度机构在电力电量平衡分析和安排中具有权威性和较大的安排自由度。改革后，受各项市场化合同的限制，电力电量平衡工作的重点将从满足电网总体平衡需要转变为既要满足电网总体平衡又要满足合同所提出的局部发电、用电平衡要求，电力电量平衡工作的精细化需求将大幅增加。如在满足正常电网供需平衡的情况下，调度机构以前可以根据公平的原则统筹安排部分发电机组停机以提高运行机组的发电负荷率，但在改革后可能由于其中部分机组本月直接交易合同中的发电需求较多，将无法安排相关机组停机。

2.4发电计划方面

传统电厂发电计划编制工作是由调度机构根据年度、月度购电计划，结合电网每日供需形势变化、机组检修安排、电网通道能力等影响因素，按照节能发电调度原则合理安排各发电机组发电曲线的工作。电厂发电计划编制的理论基础在于每台机组都有且仅有一个电价，并且该电价由国家相关部门直接制订，因此计划编制只需关注各个电厂总发电电量和发电曲线问题。在此基础上，调度发电计划安排的重点是在满足电力供应需求的前提下，发电计划应既符合节能发电调度要求又要满足“公平、公正”调度原则。考虑到政府电力主管部门及各发电企业重点关注电厂年度发电计划完成率指标，因此调度机构在每月、每周、每日机组发电计划安排上享有较大的支配权和灵活度，只需保障各电厂在年底前发电计划完成进度基本一致即可。改革后，由于部分发电企业将与用户通过自主协商方式签订直接交易合同，合同的重点在于交易价格和交易电量，且随着改革的逐步深入各类交易合同以及直接交易电量比重将大幅增加，调度计划编制的基础将被打破，同一机组不同交易价格的交易电量不能进行合并处理，只能逐个进行跟进，这将大幅增加调度计划管理难度。调度发电计划安排的重点将调整为：在满足电力供应需求的前提下，全力保障各项市场交易计划按要求完成。同时，考虑到在相当一段时期内，政府下发的发用电计划依然存在，因此调度发电计划中将包括政府下发基数电量计划，年度、月度市场交易计划，以及临时交易、日前和日内交易计划等多种计划成分，发电计划编制的复杂性将大幅增加，如何同时确保各电厂基数电量计划完成率同一进度、各类市场交易计划足额完成将是调度机构面临的一大挑战。调度机构在月、周、日发电计划安排上的支配权和灵活度也将大幅缩减，从原来发电计划统筹管理角色转变为计划执行和实施的角色。

2.5调峰、调压、备用等辅助服务方面

传统发电机组调峰、调压、备用等辅助服务工作由调度机构根据电网实际情况统筹安排，所有发电企业均需按照调度机构要求无条件执行。目前，南方区域辅助服务经济补偿主要是依据国家电力监管委员会南方监管局颁发的《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》要求在发电厂之间进行事后测算和补偿。改革后，根据“适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制”要求，发电企业、电网企业与用户之间将自愿签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，相关经济补偿将依据合同内容在发电企业、电网企业与用户之间开展。在此情况下，发电机组调峰、调压、备用等辅助服务将不再按照调度机构要求无条件提供，各项协议及合同条款则是调度机构组织电厂进行调峰、调压、备用等辅助服务的主要依据，调度机构在安排发电机组进行各项辅助服务时首先需确保其安排符合合同及协议要求，并做好相关运行的记录，以便在经济补偿中提供结算依据。若将来进一步发展到辅助服务市场交易阶段，则电网公司可能作为辅助服务的买家直接进行交易，相应电网调峰、调压、备用等分析、安排方式将出现较大变化，需要进一步进行专题研究。

3调度机构应采取的对策

本轮电力体制改革将对传统的调度计划管理工作产生较大影响，调度机构相关人员应对此高度重视，深入研究9号文和相应配套文件相关条款，并从以下几方面加强相关工作：

a)强化市场意识，主动适应电力市场机制下的调度计划管理。调度人员应主动学习电力市场相关知识，形成并强化市场意识，积极主动分析市场化改革对各项业务的影响，在履行好保证电网安全的职责前提下，需意识到在市场环境下发电和用电企业是主要的市场主体，调度机构则是根据合同条款和各市场主体要求进行管理和服务的单位。调度计划的编制依据、安排和执行应依法合规，并能经得起市场各方的监督和质疑。

b)精细化开展计划管理，建立基于交易计划的计划管理模式。电力体制改革后，除常规各项电力企业相关法律法规条款外，主要增加了大量交易合同条款要求。由于目前调度计划管理仍相对粗放，主要关注电网的安全运行和整体的供需平衡管理，对具体的发电企业及用户关注不够，亟需建立起一整套基于交易计划的计划管理模式，管理的重点除电网的安全和供需平衡外，应深入研究如何将各类交易计划有序纳入调度计划业务中，形成以发电企业和用户为基础、以交易合同要求为约束的计划管理模式，并在运行中逐步改进。

c)探索和规范电力市场环境下的综合停电管理工作，梳理电力市场中发电和用电侧各角色在综合停电管理流程中的职责和分工，明确相关衔接要求，确保综合停电管理的有效运作。在制度上进一步明确售电商在停电管理中的权力义务，避免因售电商之间的矛盾导致相关综合停电工作难以协调开展。

4结束语

9号文及相关配套文件的陆续发布，标志着新一轮电力体制改革大门已经正式打开，可以预见的是2016年至2017年将是各项改革措施、实施细则密集出台，市场化进程快速推进的重要时期，传统的调度计划管理工作将受到较大挑战。本文对9号文相关条款进行了解析，并对调度综合停电、送受电计划、电力电量平衡、发电计划、辅助服务等计划管理业务可能产生的变化和问题进行了分析。分析结果表明，在传统的发用电计划逐步缩减、发电企业与用户形成大量市场化交易计划等情况下，传统调度计划管理业务复杂性将明显增加，亟需建立一整套以发电企业和用户为基础、以交易合同要求为约束的计划管理模式。各级调度机构应提前组织电力体制改革政策研究，强化市场意识，正确认识和调整调度机构在电力市场中的职能和作用，提早做好相关业务调整的准备，在本轮电力体制改革中继续为电网安全稳定运行保驾护航。

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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

中图分类号：F426.61

文献标志码：A

文章编号：1007-290X(2016)06-0001-04

作者简介：

丁军策(1977)，男，山东莘县人。高级工程师，工学博士，从事电力调度计划管理工作。

(编辑彭艳)