電力市場化保供大考

文 | 本刊記者 武魏楠

11月16日，國務院總理李克強在人民大會堂出席世界經濟論壇全球企業家特別對話會。李克強表示，針對前一段電力和煤炭等能源供應緊張，我們采取一系列措施加強能源供應保障，目前已得到有效緩解，未來也是有保障的。

自9月底爆發全國性的電力短缺，進而引發各地不斷地拉閘限電之后，上至國家各部門，下至各地方政府和央企、國企，都在全力保供。經過1個多月的奮戰，我國煤炭調度日產量達到1205萬噸，創造了歷史新高。產量的增高大大緩解了煤炭價格壓力，也讓電廠存煤逐漸恢復。11月16日，國家發改委在11月份例行新聞發布會上宣布：11月14日電廠存煤1.29億噸，月底有望超過1.4億噸，目前可用22天，較9月底增加9天。

看起來情況正在一點點轉好，但進入11月也意味著冬季即將到來。隨著冬季采暖需求的增加，電力供應保障無疑要面臨著新的挑戰。早在今年9月國家發改委就在答記者問中提及，今年冬季受經濟穩定增長、取暖用電快速增加等因素影響，預計全國最高用電負荷將逐步攀升，有可能超過今年夏季和去年冬季峰值。

10月11日，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，拉開了“以電力市場化促進電力保供”的序幕。在這場“以電力市場化促進電力保供”的大潮中，第一批電力現貨試點省份尤其引人關注。它們中的有一些一直在連續不間斷試運行，全國電荒時期也沒有停止（例如山西）；更多的省份在政策的要求下在11月或12月開啟電力現貨結算試運行。根據國家發改委的要求，第一批現貨試點省份年底前必須啟動試運行，通過現貨市場發現更清晰準確的價格信號。

11月10日，國家能源局發布《關于強化市場監管 有效發揮市場機制作用 促進今冬明春電力供應保障的通知》，進一步明確了“以電力市場化促進電力保供”。

9月，美國NOAA氣候預測中心預測，今年冷冬概率為80%；10月預測，冷冬概率增加到87%；11月預測，冷冬概率增加到90%，基本上可以確定了是冷冬，這意味著拉尼娜警報正式拉響，北半球氣溫越來越趨向異常。

一個寒冷的冬季近在咫尺，電力市場化的保供能力也將在這場寒冬之中接受最大限度的考驗。

市場化調節初顯靈

11月1日，萬眾期待的廣東11月現貨試運行正式開啟。盡管此前政策已經明確了燃煤發電上網電價的上調幅度為20%，但現貨價格不受上漲幅度的限制，誰也無法預測在短缺背景下電力現貨價格會出現什么樣的上漲幅度。再加上本次現貨試結算會將批發價格超過基準價的部分直接傳導，由參與市場的用戶承擔，電力市場化下的用戶自發調峰也值得期待。

11月1日，廣東電力現貨市場開市，當天日前機組最高成交價高達1500元/MWH，日前平均電價836.6元/MWH。明顯的高開局面讓售電公司和用戶倍感壓力。

不過隨著時間的推移，廣東電力現貨實時成交均價出現了一定的下降趨勢。截止11月15日，單日現貨實時成交均價最低還達到了577.39元/MWH，幾乎接近了上漲20%后的燃煤發電上網電價（553.6元/MWH）。

“廣東的電力現貨價格充分顯示出了市場對于電力供需具有很強的調節作用，是電力保供的重要手段。”一位電力市場專家告訴《能源》雜志記者。

在集中式電力現貨市場中，邊際成本是機組報價的重要基礎，而燃料成本占據了機組絕大多數的邊際成本，所以燃料成本是影響電力市場價格的重要因素之一。根據廣東電力交易中心公布的沿海60萬燃煤機組度電燃料成本速算表（見下圖），我們可以大致了解煤價與度電燃料成本之間的關系。當然，表中的數據采用單機60萬千瓦燃煤機組的平均煤耗計算，不同類型、不同容量的機組都會存在一定的差異。

根據中國沿海電煤采購價格指數（CECI沿海指數），第179期（10月28日至11月4日）的5500綜合價格為1220元/噸，第180期（11月4日至11月11日）的5500綜合價格為1095元/噸，第181期（11月11日至11月18日）的5500綜合價格為983元/噸。也就是說沿海60萬機組的度電燃料成本大約在500元~600元/MWH左右。

CECI綜合價5500度電燃料成本（元/Mwh）CECI綜合價5500度電燃料成本（元/Mwh）700 326 1150 517 750 347 1200 538 800 368 1250 560 850 389 1300 581 900 411 1350 602 950 432 1400 624 1000 453 1450 645 1050 475 1500 666 1100 496 1550 687煤價與度電成本關系

從11月初約800元/MWH到600~700元/MWH，廣東的實時電價出現了下降趨勢，一度接近度電燃料成本。充足的燃煤供給和電廠更強的保供意愿是十分重要的原因。截至11月16日，廣東電廠存煤共計843萬噸，全省存煤可用天數22天，較9月底增加7天。

現貨價格直接傳導至用戶也起到了一定的調峰作用，在供給逐步增加的情況下，用戶可以根據電價情況更自主地選擇用電時段。而需求在某些時段的減少，又會進一步對電價下行產生影響。

“現貨價格波動一定會影響到用戶側的用電持續性，同時價格變化又會調動發電積極性。最終會起到促進電力保供的作用。”某現貨試點省份人士對《能源》雜志記者說，“當然，作用的顯現會有一個過程。”

目前，電煤的供給仍然在穩步上升之中，而且煤炭價格繼續保持下降之勢。秦皇島港5500大卡動力煤現貨平倉價降至1095元/噸左右，降幅超過1000元/噸。晉陜蒙主產區煤礦坑口價降至900元/噸以下。

隨著電煤供應量和價格的穩定，廣東電力市場的現貨價格有望在月內就趨于穩定，供給形勢也無需再擔心大規模的電力短缺。不過對于其他的一些省份來說，挑戰才剛剛開始。

高比例新能源困擾

11月5日，國家能源局山東監管辦、山東省發改委、山東省能源局、國網山東省電力公司聯合發布了《關于開展山東省電力現貨市場2021年12月結算試運行的通知》。這也將是繼2020年11月之后，山東省再度開啟電力現貨結算試運行。

“希望有意愿參與山東電力現貨市場的售電公司，仔細衡量自身的能力和財力，做出慎重的選擇。”山東能監辦一位負責人在山東電力交易中心組織的現貨業務培訓會上意味深長的說，“去年11月的山東現貨市場，很多售電公司都賺錢了。但是今年的情況可能有所不同。”

煤價和電力供需形勢是山東省兩次電力現貨結算試運行最大的不同。去年煤價較低，電力供需相對寬松，進而導致11月的現貨市場價格整體偏低，讓售電公司可以輕松獲利。但是今年的情況卻急轉直下。

“表面上看今年夏天山東順利迎峰度夏，但實際上一直是處于電力供需緊平衡的狀態。9月份全國大面積電荒，山東省也迎來了2009年之后規模最大、持續時間最長的有序用電。”山東省能源局的一位負責人說，“電煤庫存和價格也不樂觀。盡管山東是煤炭生產大省，但電煤的對外依存度高達80%。今年個別電廠的電煤庫存甚至低于7天。部分進廠電煤價格一度也達到了3000元/噸。”

在各項保供措施的嚴格執行下，10月27日之后山東省再也沒有出現有序用電的情況，電力供需矛盾得到了初步的緩解。但是隨著冬季供暖季的到來，電力供需的不確定性又再度增強。這無疑給即將到來的現貨試運行帶來了挑戰。

隨著全國性煤炭產量的增加，山東和廣東一樣，電煤短缺和價格高昂帶來的風險大大減少。山東現貨市場更大的不確定性因素可能來自于其巨大的新能源裝機。

截至目前，山東省內風電光伏裝機超過4000萬千瓦，占到總裝機的30%以上。其中光伏裝機2534萬千瓦（集中式光伏880萬千瓦、分布式光伏1654萬千瓦）。

發電出力波動性極強的新能源一旦比例過高，就可能會給市場帶來巨大的沖擊。11月3日，山西省電力現貨實時市場均價突然驟降至159.84元/兆瓦時，2天前還在549.2元/兆瓦時，日前均價則更高，達605.13元/千瓦時。

造成價格巨大波動的直接原因就是山西省風電出力的增加。根據山西省發電負荷一周內的數據，風力負荷從10月31日的380.3萬/千瓦時在三天內就攀升到了11月3日的1033.8萬千瓦時。從占比山西全網負荷12.45%，突然飆升到33.83%。疊加光伏出力，11月2日和3日當天新能源機組最大負荷占比分別達49.4%和54.1%。新能源大發讓火電機組出力下降，電力現貨價格也隨之大幅度降低。

山東省新能源裝機比例超過30%，可以說是名副其實的新能源大省。其中分布式光伏在新能源裝機中又獨樹一幟，因此山東省調度負荷曲線在白天形成了早晨、傍晚兩個用電高峰，而除夜晚外，還有中午（光伏發電出力最大時段）的另一個谷段。

但新能源發電的波動性不會隨著地理位置的變化而改變，即便是隨著太陽東升西落規律變化的光伏發電也會有“不靈”的時候。據上述山東省能源主管部門負責人介紹，今年山東省就遭遇過一次4000多萬新能源發電裝機出力僅50萬千瓦的情況。

山東省在去年11月的現貨結算試運行中也感受到了分布式光伏出力波動對負荷預測的較大影響。2020年11月5日，盡管日前全省11個地市多云，但日內實際大部分地區陰天，光伏出力負偏差高達39%。這導致9：30至15：00這5個多小時里負荷正偏差2000~3000MW，市場競價空間大大增加。

最終該時段實時出清均價為399.35元/MWH，比日前平均價高出了146.74元/MWH，實時與日前的最大價差也高達246元/MWH。

不過，新能源也并非都是“攪局者”的角色。高比例新能源也意味著巨大的消納難題。山東省作為新能源裝機超過4000萬千瓦的省級電網，新能源裝機增速遠超負荷增速和調峰能力增速。由于光伏（尤其是分布式光伏）比例很高，山東省內午間調峰壓力日益增加，時段性消納矛盾突出。

而到了供暖季，由于供暖機組采取“以熱定電”方式確定開機容量，山東省調直調供暖火電最小開機達到了3700萬千瓦，系統調峰能力下降至700萬千瓦。

2021年正月初一（2月12日），山東省負荷低谷時段集中式新能源和10千伏以上分布式光伏全部棄電，在火電機組深度調峰后電網仍然負備用不足，又調用6臺火電機組滑參數調峰才滿足低谷負荷平衡需求。

此前一直是山東省電改核心矛盾的外來電，此次將成為電力市場的邊界條件。“外電簽中長期合約，并進行偏差考核結算，也是一定程度的進入市場。”山東省內人士說。

在電力供需寬松的情況下，外電努力想要進入用電省份。而隨著電力供給的緊張，外電不得不重新開始考慮如何才能實現利益最大化。而曾經在各地外電入市問題上扮演重要角色的電網公司，也不得不重新考慮自身定位。

電網慘敗？

11月10日，浙江省發改委和浙江省能源局聯合印發《2021年浙江省深化燃煤發電上網電價市場化改革實施方案》。自國家發改委10月11日發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（即發改價格〔2021〕1439號文，以下簡稱“1439號文”）之后，各省區市政府都陸續發布了類似的文件。但浙江省這份文件中的有這樣一條內容：“寧東、皖電等省外燃煤配套電源通過政府協議、掛牌交易、競爭性招標等方式確定上網電價。非統調地方燃煤發電通過掛牌交易、競爭性招標等方式確定上網電價。”

看到這條內容，靈紹直流配套電源企業大概可以長出一口氣了。10月17日，靈紹直流配套電源的6家火電企業就上報浙江省發改委希望能夠對靈紹直流配套電源送浙江的電量電價按照浙江省基準電價上浮20%。寧夏回族自治區發改委也組織了靈紹直流配套電源與浙江省發改委開展洽談工作。

但截止10月30日，在浙江省發布的《關于調整我省目錄銷售電價有關事項的通知》和《關于調整2021年度電力直接交易的通知》、《2021年12月省統調燃煤上網電量集中競價工作方案》等文件中，并沒有對外送電價格進行調整。

10月31日，靈紹直流配套電源企業直接致函國家發改委經濟運行調節局，請求對送浙電量的電價進行調整。根據靈紹直流配套電源企業的說法，今年以來由于煤炭價格持續上漲，導致發電成本與電價倒掛，火電廠虧損嚴重，現金流斷裂，企業經營舉步維艱。

根據《能源》雜志了解，靈紹直流送浙電量電價此前為寧夏基準點價+特高壓輸電價格。此次靈紹直流配套電源提出希望組織中長期集中競價交易，給予外送火電與省內煤電機組同等政策待遇，允許其參與省內市場交易。

盡管浙江省最新政策僅限于2021年的燃煤上網電價，而且也沒有明確靈紹直流電源參與省內現貨市場。但也讓外送煤電可以通過市場化手段形成價格。同時省外電源主動提出以同等身份參與省內市場，也會在未來的現貨市場改革中，有利于打破外來電入市難的問題。

“外送電主動要求參與受端省份的市場交易是一種進步。”上述電力專家說，“電網公司組織外送電的模式實質上是送端發電廠相互直接競爭，是在送端電價水平上的競爭。送端省份往往電價水平較低，一旦出現煤價高的情況，送端電源就要承受很大的壓力。但受端省份往往經濟發達、電價水平更高。參與受端市場是在受端電價水平上與受端電源競爭，送端電源具有成本優勢，對送端電源來說更有經濟效益，也更容易拿到足夠多的電量合同，無疑是最明智的選擇。”

只不過這種對送端電源好的事情，在供需緊張的情況下對受端省份來說可能就要承受漲電價的困擾。而在這個注定無法多方共贏的局面里，更受傷的是電網公司。

掌握外送電負荷曲線、電量、電價是電網公司在受端省份市場化改革中死守的底線，也是最為人詬病的一點。從本質上說，這是電網統購統銷模式在外送電中的延續。然而隨著“以電力市場化促進電力保供”的推進，電網公司的“統購統銷”已經逐漸顯露出敗像。

“1439號文出臺，電網公司慘敗。”一位電力行業從業者毫不避諱的評論道。

除了全部開放燃煤發電上網電價外，1439號文的另一大突破就是推動工商業用戶全部進入市場。而且明確規定了暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成。

盡管看起來電網公司還能夠通過代理購電掌握用戶，但隨后國家發改委又發布了《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（即發改辦價格〔2021〕809號，以下簡稱“809號文”），徹底打破了電網統購統銷的局面。

首先，809號文明確規定“各地要結合當地電力市場發展情況，不斷縮小電網企業代理購電范圍”。這也意味著即便是電網代理購電，也是有時間上限的，不能持續下去。

此外，對電網購電的方式也進行了細化。無論是2021年12月底前的掛牌交易，還是2022年1月后的價格接受者參與市場出清，都堵死了電網代理購電潛在的價格優勢，避免電網掌握代購電的定價權。

從時間限定和購電方式限定這兩項規定不難看出，政府明確了電網代購電只是一個過渡性措施。這也意味著2015年中發9號文中規定的“電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源”進入正式的執行和貫徹階段。

當然了，讓電網企業退出購售電乃至代理售電市場都是需要時間，甚至是需要政策強制的。

11月1日，國家發改委辦公廳和國家能源局綜合司發布《關于國家電網有限公司省間電力現貨交易規則的復函》。文件透露出國家電網公司在此前已經報送《省間電力現貨交易規則》，兩部委對此做出函復。

在復函中，兩部委要求不斷擴大市場交易范圍，逐步引入受端地區大用戶、售電公司等參與交易，優先鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發電企業直接交易。

實際上，2017年北京電力交易中心就曾發布《跨區域省間富裕可再生能源電力現貨試點規則（試行）》的公告，開啟了省間電力現貨的相關工作。盡管文件中也規定了買方市場主體包含了用戶、售電公司和火電企業，但時間過去了四年之久，仍然只有電網公司參與其中。

“電網公司可能并不打算讓用戶和售電公司參與省間現貨。”上述電力市場專家說，“對于電網來說，掌握省間交易屬于核心利益。只要是逐步放開，就會被無限期拖延。”