不平衡資金出現(xiàn)的背后是電網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)、地方政府博弈，市場交易行為錯位使然，現(xiàn)貨交易中的價格信號未能在供需中傳導。
山東從沒有像今天這樣，處在全國電改的舞臺中央。
2020年5月16-19日，山東作為電力現(xiàn)貨市場建設試點省份開展了為期4天的現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行。在這4天試運行期間，無論電網(wǎng)運行還是市場價格出清都十分順利。但唯有一事出乎預料，試運行期間產(chǎn)生9508.19萬元的不平衡資金。
約2個月后，近億元不平衡資金由媒體曝光。一時之間，山東成為電力市場改革的新焦點。
《能源》雜志獲悉，國家發(fā)改委、國家能源局、山東省政府、國家電網(wǎng)公司、山東省電力交易中心等相關機構和部門第一時間即了解掌握億元不平衡資金的突發(fā)狀況。
“但國家電網(wǎng)公司直到7月份不平衡資金事實曝光之后，才開始詳細過問?！毕嚓P知情人士告訴《能源》雜志記者。
10月9日，山東正式官宣開啟11月整月現(xiàn)貨結算試運行。但是在山東省能監(jiān)辦和山東省能源局公布的《關于做好11月份電力現(xiàn)貨市場整月結算試運行工作的通知》中，居然規(guī)定谷電超過35%的用戶可以選擇退市?！斑@是嚴重的倒退行為。”山東省內(nèi)相關人士對此評論道。
而備受關注的不平衡資金問題也暫時告一段落。山東省能監(jiān)辦、山東省能源局聯(lián)合發(fā)文，由外來電、新能源、涉外應急、核電四方主題共同分擔。近5個月的時間，山東電改陷入了停滯的僵局。不平衡資金的問題是無解的難題么？山東不平衡資金問題一經(jīng)曝光，行業(yè)內(nèi)便憶起東北電力市場改革舊事，在上一輪電力體制改革中，東北電力市場交易因32億元不平衡資金而被叫停。
歷史會不會重演？
在《能源》雜志記者的調(diào)查采訪中，無論是涉事其中的山東市場主體、還是省外的電力業(yè)內(nèi)人士，給出的一致意見是：不平衡資金問題并非無解。
“不平衡資金背后的體制難題是問題所在，”業(yè)內(nèi)人士告訴《能源》雜志記者，“山東省已經(jīng)出了三版現(xiàn)貨市場規(guī)則，市場機制趨于完善?，F(xiàn)在的突破口就是體制問題，體制不改，改革很難走向下一步?！?
根據(jù)中發(fā)〔2015〕9號文，本輪改革全稱就為“深化電力體制改革”。為何在5年之后，還未能推動“體制”改革？山東電改這5個月的僵局從何而來？各方利益集團都扮演了怎樣的角色？未來的山東電改，又會走向何方？
《能源》雜志深入山東電力市場走訪，呈現(xiàn)山東電改最真實一面。
誰“制造”了不平衡資金？
2019、2020年，山東電力現(xiàn)貨市場共進行三次結算試運行；2019年6月至今，山東電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則業(yè)已經(jīng)過三次修訂。最近一次修訂是在7月29日，國家能源局山東能源監(jiān)管辦公布新一版《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》。
“雖然山東出臺了電力現(xiàn)貨交易規(guī)則，但每一次結算試運行前都會下發(fā)相應的結算試運行文件。最終的運行規(guī)則參照當期下發(fā)的文件執(zhí)行。”山東一市場主體人士告訴《能源》雜志記者。
在山東省的三次試運行文件中，對于不同類別不平衡資金分配方式分別做了相應規(guī)定。由于目前山東市場僅啟動了電量市場交易，因輔助服務帶來的不平衡資金會隨著輔助服務市場的開展而逐漸解決。但有些不平衡資金的消弭則沒那么容易。
在上表中，2020年5月的山東現(xiàn)貨結算試運行文件規(guī)定，“新能源大發(fā)導致的不平衡資金”由“新能源、核電和火電機組優(yōu)先發(fā)電量按發(fā)電量比例進行分攤”。為何新能源大發(fā)產(chǎn)生的不平衡資金，會要求火電優(yōu)先發(fā)電進行分攤？
究其原因是，所謂“新能源大發(fā)”實際上包含了山東省電網(wǎng)通過若干條特高壓線路外購電的電量。而這些特高壓線路輸送的外來電量，除了清潔能源發(fā)電，還有大量的配套火電。
根據(jù)山東能監(jiān)辦公布的《2019年度國網(wǎng)山東省電力公司各市縣供電企業(yè)信息公開年報》，2019年山東省接納外來電934億千瓦時。而山東省全社會用電量已達6200多億千瓦時，山東電網(wǎng)完成售電量還不到4000億千瓦時。外電在山東電力市場的比例接近四分之一。
按照規(guī)則，新能源發(fā)電、核電、外來電這些沒有市場化用戶參與的非市場交易電量（或者說叫做優(yōu)先發(fā)電電量），要按照市場價格和保量保價的雙重標準，讓電網(wǎng)公司分別與用戶和發(fā)電企業(yè)結算。也就是用戶按照較低的市場價格結算，發(fā)電側按照較高的上網(wǎng)電價結算。購銷出現(xiàn)了價差，不平衡資金也隨之而來。
“外來電規(guī)模相對固定，電網(wǎng)輸配不會輕易減少。而新能源發(fā)電出力波動性又比較大。一旦新能源大發(fā)，就會造成優(yōu)先發(fā)電電量侵占省內(nèi)市場化機組的利益。”談到優(yōu)先發(fā)電，山東省內(nèi)的市場主體都很無奈。
問題是，既然山東現(xiàn)貨市場結算試運行文件已經(jīng)對不平衡資金的分配規(guī)則做了明確規(guī)定，為何這一問題會拖延5個月之久？
無法兌現(xiàn)的分配方案
除了結算試運行文件，山東現(xiàn)行現(xiàn)貨市場交易規(guī)則也對不平衡資金的分配方案做出了明確的規(guī)定。
2020年7月出臺的《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》第十二章第九節(jié)不平衡資金結算提出：“市場和計劃雙軌制造成的不平衡資金由所有非市場發(fā)電機組及跨省區(qū)聯(lián)絡線按照當月上網(wǎng)電量和受電量比例分攤?！?
市場規(guī)則和試運行文件都明確不平衡資金由新能源和外來電承擔，問題遲遲無法得到解決的根源是分配方案沒有得到市場主體的認可。
首先是分配金額的厘定問題。
在山東省現(xiàn)貨結算試運行出現(xiàn)大量不平衡資金問題之后，國家能源局曾向山東省內(nèi)發(fā)電企業(yè)征求分攤不平衡資金的意見。
據(jù)《能源》雜志獲悉，山東海陽核電站告知國家能源局，由于項目建設投融資金額巨大，海陽核電站運營初期面臨著巨大的還本付息壓力，如果加上巨額的不平衡資金分攤，會陷入生存困境，進而影響核電的安全穩(wěn)定運行。海陽核電站建議其2020年市場化讓利總額為1億元。
按照海陽核電站告知國家能源局的說法，目前海陽核電站的批復電價為0.4151元/千瓦時，與項目核準電價有較大差距。2013年國家發(fā)改委發(fā)布了《關于完善核電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》，規(guī)定“核定全國核電標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時0.43元?！?019年中國核能行業(yè)協(xié)會發(fā)布的《我國三代核電經(jīng)濟性及市場競爭力研究》更是認為，按現(xiàn)行的核電電價條件測算，首批AP1000及EPR項目的上網(wǎng)電價均在0.5元/千瓦時左右。
2019年，山東海陽核電站的發(fā)電利用小時數(shù)8296小時，冠絕全國。海陽核電站目前已經(jīng)投產(chǎn)2臺125萬千瓦機組，考慮到山東2019年火電機組發(fā)電利用小時僅4000多小時，一個海陽核電站足以和兩三個火電站的發(fā)電量相媲美。
爭取更少的分配金額，說明發(fā)電企業(yè)有承擔不平衡資金的意愿。而嚴重的問題則是負責外來電采購的電網(wǎng)根本不愿意分攤這一費用或者解決這一問題，只想維持現(xiàn)狀。
“不平衡資金問題曝光之后，山東省政府特意和國家電網(wǎng)公司多次討論外來電的問題，”業(yè)內(nèi)人士告訴《能源》雜志記者，“但是最后的結果并不理想，大家不歡而散?！?
在探討交流中，山東方面提出了若干條解決方案，來緩解因為外來電形成不平衡資金的情況。第一個方案是由國家電網(wǎng)公司參與不平衡資金的分攤，也就是目前規(guī)則確定的方法；第二個方案是未來山東外來電要根據(jù)負荷曲線進入電力市場；第三個方案是山東省售電公司或用戶參與省間交易；第四個方案是山東省政府按照國家電網(wǎng)公司給出的外來電負荷曲線，直接分配給省內(nèi)用戶。
結果國家電網(wǎng)對這四個方案全部否定了。
這不是電網(wǎng)公司第一次對規(guī)則置若罔聞了。2017年5月31日，山東省能監(jiān)辦發(fā)布《山東電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，這標志著山東省輔助服務市場正式開啟。
按照規(guī)則，山東省各類輔助服務費用由送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡線（也就是國家電網(wǎng)公司）參與分攤?！皩嶋H上外來電一直也沒分攤。”上述業(yè)內(nèi)人士說。
而其他電源側主體，包括集中式光伏、風電、核電、直調(diào)公用火電，都參與了輔助服務費用的分攤。
畸形的省間外來電交易
外來電在山東并不是反面角色。
2017年之前，山東省是持續(xù)多年的“缺電”省份。即便是現(xiàn)在，山東省在夏季依然面臨一定程度的電力缺口，需要外來電的補充。
“外來電的最大問題是無論什么時間，無論多少電量，只要電網(wǎng)想送就一定送過來。完全沒有市場的概念?！鄙鲜鰳I(yè)內(nèi)人士說。
此前，山東省也是跨省區(qū)電力直接交易的先鋒。
2016年2月28日，北京電力交易中心發(fā)布《2016年度銀東直流跨區(qū)電力用戶直接交易試點公告》，山東省內(nèi)24家電力用戶與西北地區(qū)發(fā)電企業(yè)達成90億千瓦時電量的交易，這是全國首例用戶參與的跨區(qū)電力直接交易。
2018年，山東省有用戶參與的跨省區(qū)交易達到峰值。根據(jù)2017年12月山東省經(jīng)信委公布的《關于2018年跨省區(qū)市場交易用戶名單的公示》，292家電力用戶參與了山東3條外送線路的跨省區(qū)電力交易。
拐點出現(xiàn)在2019年。
根據(jù)山東省發(fā)改委、山東省能源局和山東能監(jiān)辦聯(lián)合印發(fā)的《關于2019年山東省電力市場交易工作安排的通知》，錫盟、扎魯特跨省區(qū)交易由電網(wǎng)公司集中掛牌購電；上海廟送受市場電量也委托電網(wǎng)公司代理集中掛牌交易。參與三條線跨區(qū)交易的用戶，調(diào)整到省內(nèi)交易。山東有用戶參與的跨省區(qū)交易，只剩下銀東直流一條線路。
官方對于用戶參與跨省區(qū)交易縮水的解釋是相關線路出現(xiàn)了價格倒掛，為了提高送電穩(wěn)定性才由國網(wǎng)山東省電力公司代理購電。
“現(xiàn)在山東省間交易實際上和省內(nèi)市場是完全割裂的，”上述業(yè)內(nèi)人士告訴《能源》雜志記者，“外電在什么時間、以什么負荷進入山東完全由國家電網(wǎng)公司說了算，哪怕是作為代理商的國網(wǎng)山東電力公司都沒有決定的權力?！?
本該作為山東電力市場負荷補充的外來電，現(xiàn)在卻攪得各方都不安寧。到了2020年，外來電又成為各方利益平衡的“工具”。
2019年12月17日，山東省發(fā)改委、山東省能源局、國家能源局山東監(jiān)管辦公室聯(lián)合發(fā)布了《關于做好2020年全省電力市場交易有關工作的通知》。文件中的一則規(guī)定在售電公司之間引發(fā)了軒然大波。
文件稱：“2020年，錫盟和榆橫特高壓交流、魯固直流繼續(xù)由國網(wǎng)山東省電力公司集中掛牌購電。所購電量和昭沂直流通過政府間協(xié)議落實的送受電量中，拿出600億千瓦時電量作為政府指定的‘市場平衡電量’合約，按照市場交易用戶2019年1-11月實際用電量占比進行分配，售電公司的市場平衡電量為代理交易用戶所分配到的市場平衡電量之和。市場平衡電量視為已成交電量，先以我省火電機組基準電價作為交易價格，2020年底再根據(jù)跨省區(qū)交易疏導分配意見進行清算。現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行后，另行研究制定‘市場平衡電量’合約分配機制。”
600億電量直接被分配為成交電量，意味著售電公司差不多三分之一的業(yè)務被強行預定了?？雌饋硪稽c也“不市場”的行為卻在一開始引得售電公司蠢蠢欲動。
“按照銀東直流的經(jīng)驗來看，外電有3分的降價空間。這可比省內(nèi)市場賺錢機會大多了。所以一開始，售電公司甚至希望能被分配更多的電量，賺更多的錢?！敝槿耸肯颉赌茉础冯s志記者透露。
這600億市場平衡電量從何而來？“去年山東省內(nèi)市場交易電量1800億千瓦時左右，但火電因為調(diào)峰、供熱，發(fā)了2400億千瓦時。省內(nèi)火電機組的優(yōu)先發(fā)電電量，僅有600億，不足發(fā)電量的25%?！鄙綎|火電廠人士告訴記者，“等于是為了補償火電，所以從外電里拿出600億度電強行配售給售電公司?；痣娋湍芏喟l(fā)600億優(yōu)先發(fā)電電量了。”
似乎是售電公司和火電雙贏的結果，然而事實證明售電公司還是天真了。根據(jù)市場平衡電量的實施細則，這部分電量直接由電網(wǎng)和用戶完成交易，而降價空間未來會由電網(wǎng)轉嫁給用戶。最終等于售電公司被強行分走了市場空間、被計算了業(yè)務，但卻拿不到哪怕是1毫1厘的利潤。再加上結算全部由電網(wǎng)完成，售電公司甚至連現(xiàn)金流都摸不到。
“與用戶開展的電力交易由電網(wǎng)公司一力主導，形成電網(wǎng)公司直接進入競爭性售電市場的既成事實。發(fā)售一體的企業(yè)雖然也有損失，但電廠是獲益的。最終只有獨立售電公司成為這場博弈里的失敗者?！鄙鲜鲋槿耸空f。
全電量市場交易博弈
在《能源》雜志記者的調(diào)研中，解決外來電、新能源發(fā)電造成的巨額不平衡資金問題，讓這些優(yōu)先發(fā)電量進入現(xiàn)貨市場是共識方案。
這也是經(jīng)過4個月博弈之后，國家層面給出的解決方案。
《能源》雜志獨家獲悉，9月16日國家發(fā)改委副主任連維良主持召開山東現(xiàn)貨市場不平衡資金解決方案會議，明確提出包括風電、光伏、核電、外來電在內(nèi)的優(yōu)先發(fā)電電源，都要進入現(xiàn)貨市場。
其中外來電要以每年不低于20%的開放程度，用3到5年的時間全部進入電力現(xiàn)貨市場。根據(jù)國家發(fā)改委2017年發(fā)布的《優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃編制暫行辦法》，風光等可再生能源發(fā)電、調(diào)峰發(fā)電、民生供熱發(fā)電等屬于一類優(yōu)先保障；而外來電、核電均屬于二類優(yōu)先保障。從優(yōu)先發(fā)電的優(yōu)先級上來看，外來電和核電應該更先一步進入市場。
全電量市場看起來很美好，但實際執(zhí)行起來并不那么容易。電網(wǎng)企業(yè)并未放棄代理外來電交易，外電市場化進程艱難。其他的優(yōu)先發(fā)電電源雖然沒有明確地表達反對意見，但也都有各種理由。
比如核電擔心經(jīng)營壓力大影響安全運行，風電、光伏希望政府能夠把拖欠的新能源補貼在進入市場前兌現(xiàn)到位。
自備電廠并不介意進入市場參與競爭。但是政府希望自備電廠能把歷年欠繳的“可再生能源電價附加”全部補上?！耙侵蛔防U1、2年的可再生能源電價附加，可能有的自備電廠就交了。但按照國家發(fā)改委之前的文件，2016年之前的也要追繳。很多自備電廠可能交完就直接破產(chǎn)了，也就不愿意繳了?！?
而且，全電量市場不僅是發(fā)電側全電量，還有用戶側的全電量。2019年6月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》，這無疑是在為用戶無差別進入電力市場做鋪墊。
進展較快的省份，如新疆、遼寧、吉林等在2020年前就陸續(xù)公布了全面放開經(jīng)營性電力用戶參與電力市場化交易的通知，規(guī)定用戶參與市場不再受電壓等級和用電量的限制。
但山東省先是在2019年12月公布了《山東2020年全省電力市場交易有關工作的通知》，明確市場主體范圍是“10千伏以上電壓等級、年用電量400萬千瓦時以上用戶”。這一限制條件與2018年版本相比，僅將用電量標準從500萬千瓦時降低到400萬千瓦時，但加上了“單個用電戶號（同一用電地址）”的限制。
而一個多月之后，山東省發(fā)改委、工信廳、能源局和能監(jiān)辦才發(fā)布了《關于做好我省全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》，提出“三年內(nèi)放開符合條件的經(jīng)營性電力用戶。2020年底前優(yōu)先放開年電量400萬千瓦時以上（單個用電地址）電力用戶，2021年底前放開全部符合條件的高壓經(jīng)營性電力用戶，2022年底前放開全部符合條件的低壓經(jīng)營性電力用戶?！?
部分省份一年不到就可以完成的事情，在山東卻需要三年的時間逐步推進。與在外來電問題上的積極推動相比，山東省政府在開放經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃上顯得更加保守。
“經(jīng)營性電力用戶的發(fā)用電計劃之前屬于政府權力的一部分?！鄙綎|省內(nèi)的市場主體對此評價到。
電網(wǎng)、發(fā)電、政府，山東電改的三方勢力在各自利益上各有所求，博弈不停?？雌饋硎且粍┝妓幍娜娏渴袌鲆膊紳M了荊棘。
若是各方都退一步，能夠順利解決不平衡資金問題，山東的現(xiàn)貨市場建設就能一路暢通么？很遺憾，這也許只能是一個美好的愿望。
“其實從幾次現(xiàn)貨結算試運行來看，山東市場內(nèi)還是有一些問題暴露出來的。只不過現(xiàn)在大家的目光都被不平衡資金吸走了，”上述市場主體說，“這些沒有響的雷也不應該被我們忽視?！?
山東市場還沒響的“雷”
在“三公”調(diào)度模式下，為了削峰填谷，用電高峰時段電價更高、低谷時段價格更低，山東省的電價還有一個平時段。供需決定價格的經(jīng)濟學原理理論上應該適用于電力現(xiàn)貨交易，甚至會表現(xiàn)的更加精細。
但是山東幾次現(xiàn)貨結算試運行都出現(xiàn)了一個尷尬的情況——峰谷電價倒掛，也就是谷段電價高于峰時電價。這也就成為山東現(xiàn)貨市場最大的一個潛在“雷”。
“白天價格太低的主要原因就是光伏發(fā)電量很多，拉低了競價價格，”一個火電廠的人士告訴《能源》雜志記者，“晚上光伏不發(fā)電了，谷段電價就會大幅上漲。”
峰谷電價倒掛的延續(xù)很可能給用戶帶來與“削峰填谷”相反的刺激效果。用戶為了更低的價格在高峰時段生產(chǎn)，電網(wǎng)負荷大大增強，調(diào)度的難度也加大了。而更嚴重的問題是谷段用電量大的企業(yè)因此會退出市場。
以35千伏工商業(yè)用戶電價（兩部制）為例。谷段目錄電價為0.3157元/千瓦時，減去0.1769元/千瓦時的輸配電價、0.02716875元/千瓦時的政府性基金及附加，谷段現(xiàn)貨價格只能有0.1元/千瓦時。
“1毛錢我夠干嘛的？買煤都不夠，”上述火電廠人士說，“火電廠不可能簽1毛錢的合約。現(xiàn)在的現(xiàn)貨市場里，谷段價格甚至要2毛錢。如果延續(xù)這樣的價格，谷段用電超過50%的用戶根本沒有售電公司代理，也不需要代理，退市選擇目錄電價好了。”
不過也有人認為這一觀點并不全面。山東省內(nèi)的電力專家對記者說，所謂谷段用戶退市的問題，更多是市場主體的一廂情愿。“首先市場本來就不是一個必贏的市場。發(fā)電企業(yè)、售電公司的盈虧取決于各自在市場規(guī)則下的經(jīng)營能力。未來成熟的電力市場里，售電公司除了在電能量市場獲利之外，還可以集成用戶的負荷能力，主動參與電網(wǎng)調(diào)峰。僅靠買賣電量差價賺錢不是售電公司的價值所在。”
山東電力市場的另一個潛在“雷”是必開機組的問題。電力現(xiàn)貨市場中，由于電網(wǎng)可能存在阻塞，因此需要設計阻塞盈余的分配機制。同為集中式電力現(xiàn)貨市場的美國PJM（也是廣東、山東、浙江市場的主要參考對象）使用了金融輸電權解決這一問題。而山東現(xiàn)貨規(guī)則則通過在某些節(jié)點設置必開機組或必停機組來避免電網(wǎng)的阻塞。
但是迄今為止，山東省尚未出臺明確規(guī)則對必開機組和必停機組的定義進行確認，完全依靠調(diào)度機構的自由裁量權決定?！叭绻麤]有明確的標準，機組報了價卻被要求停機，這樣電廠就沒有辦法設置報價策略，”上述業(yè)內(nèi)人士說，“山東省內(nèi)的發(fā)電企業(yè)已經(jīng)向主管部門反映了這個問題?！?
必開或必停機組的設置對于省內(nèi)火電企業(yè)有重大影響。作為擁有最大規(guī)?；痣娧b機、且長期缺電的山東省，省內(nèi)火電企業(yè)盈利水平一直處于前列。然而，隨著市場供需形勢的逆轉以及現(xiàn)貨價格的一路走低，山東火電企業(yè)的好日子怕是走到了盡頭。另一方面，縈繞在山東火電企業(yè)頭上的“市場力限制”緊箍咒又帶來了另一份壓力。
“市場力”貓鼠游戲
在山東火電市場中，唱主角的是國資委所屬四大發(fā)電集團（國家電投在山東無火電資產(chǎn)）。在2020年山東年度電力直接交易（雙邊協(xié)商）中，央企發(fā)電集團占據(jù)了超過80%的市場份額。市場力限制就成了山東市場監(jiān)管和規(guī)則制定當中的要點之一。
根據(jù)《山東省電力市場監(jiān)管辦法（試行）》，同一發(fā)電集團公司所屬發(fā)電企業(yè)參與市場的裝機容量不超過全部市場裝機容量的20%，超過20%的應通過資產(chǎn)出售或對市場交易管理進行分割等方式將市場份額降至合理范圍內(nèi)。具有關聯(lián)關系的售電企業(yè)代理用戶年度用電量不超過全省全部市場電量的20%。
然而白紙黑字的監(jiān)管規(guī)則卻完全沒有辦法限制住發(fā)電企業(yè)。
“有些發(fā)電企業(yè)在山東省內(nèi)市場份額都超過30%了，下屬售電公司卻要限制在20%的電量，這幾乎不可能?！笔?nèi)知情人士對《能源》雜志記者透露。
據(jù)了解，發(fā)售一體公司繞過“20%”監(jiān)管紅線的最普遍做法就是用馬甲公司簽約電量，保證自己的售電公司控制在20%以下，超出部分由馬甲公司來簽約。
至于發(fā)電裝機市場份額限制在20%的規(guī)則，在電廠內(nèi)部看來也是“很不靠譜”。
“火電企業(yè)多是國企，山東省文件要華能、華電出售資產(chǎn)，這兩家公司的省公司有這個權力嗎？你別說省公司了，就算是總部，不虧損的電廠也不能就這么說賣就賣了?！?
2019年山東省火電設備利用小時數(shù)僅4500左右，與2018年超過5000相比有了不小的下滑。但據(jù)電廠人士透露，山東火電廠的盈利狀況依然不錯。“目前來看，這兩年煤價比較低，對火電利好。但大家也都不太敢表現(xiàn)出來，甚至有時會在年底突擊花錢進行技術改造升級，把利潤控制在上級規(guī)定的范圍內(nèi)?！?
但山東火電的好日子可能在2020年到頭了。不少省內(nèi)市場主體預計，今年山東火電設備利用小時數(shù)只有3800左右，2021年仍然會進一步降低。
在現(xiàn)行市場中，火電企業(yè)往往通過價格聯(lián)盟的方式發(fā)揮市場力作用。但在現(xiàn)貨市場中，由于每15分鐘就會進行一次價格出清，電廠通過串謀壟斷市場在技術上變得困難。而且《山東省電力市場監(jiān)管辦法（試行）》也規(guī)定，如有超過20%電量的市場成員報價一致，就會由能監(jiān)辦和監(jiān)管部門介入調(diào)查。
“現(xiàn)在對于火電的監(jiān)管基本集中在價格方面。到了現(xiàn)貨市場，這個監(jiān)管范圍就有點窄了，”上述或電廠人士說，“尤其是市場份額多的企業(yè)，完全可以通過開停機組合等方式來影響市場的供給和電網(wǎng)平衡。到時候不僅有電能量市場，還有輔助服務市場可以盈利?！?
市場監(jiān)管機構人士也坦言，對市場力的監(jiān)管是一場持久的“貓抓老鼠游戲”，但目前貓手里掌握的方法要比老鼠少一些?！翱傆腥苏`以為改革的紅利就是用戶享受更低的價格或者社會資本通過售電公司分享紅利。但實際上發(fā)電在未來成熟的市場中也會有更多的機會。”
不確定的未來
山東電力現(xiàn)貨市場建設對于火電最大的紅利就是：不用再緊盯著發(fā)電設備利用小時數(shù)和煤價兩個指標衡量企業(yè)盈利水平。
“我們自己感覺，未來改革的趨勢是央企發(fā)電集團抓大放小，”上述發(fā)電內(nèi)部人士說，“保留大容量機組，30萬以下的機組該出售還是要出售的?！?
這不僅僅是發(fā)電企業(yè)迎合市場監(jiān)管規(guī)則的規(guī)定，也是因為在未來的電力現(xiàn)貨市場中，小機組與大機組的報價、盈利策略將會完全不同。
“現(xiàn)在是百萬千瓦機組也參與調(diào)峰，甚至把發(fā)電出力壓給30多萬千瓦小機組；小機組有時候也是一直滿發(fā)，完全沒有體現(xiàn)出經(jīng)濟性和環(huán)保性，”山東市場管理機構內(nèi)部人士說，“今年3800的利用小時數(shù)，也許火電還覺得能賺錢。但要是明年3000小時，甚至更低呢？這在以后不是沒有可能的。”
從未來火電機組的定位看，大機組作為基荷電源，白天覆蓋現(xiàn)貨高價時段，低價時段簽約保證價格合理性，就可以“穩(wěn)賺不賠”。30萬以下的小機組更多參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務市場，參與谷段競價。這是山東省內(nèi)各方一致看好的未來市場格局。
發(fā)電企業(yè)可以清晰地看到自己的未來。但作為“改革成果”的獨立售電公司們，卻愈發(fā)地覺得前景黯淡無光。
600億平衡電量給了獨立售電公司們一記響亮的“耳光”：至少在結算權落地之前，售電公司只是一個事實上的中介服務商罷了。
不真正落實電力交易中心“提供結算依據(jù)和服務”的定位，剝奪了售電公司的結算權，實際上也是對電改9號文的否定。因為9號文中明文規(guī)定“售電主體、用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確相應的權力義務，約定交易、服務、收費、結算等事項。”
沒有結算權的售電公司實際上也不存在為用戶提供電費套餐的權力。由于目前的現(xiàn)貨結算試運行價格偏低且峰谷倒掛，售電公司與用戶的零售合約還是以現(xiàn)行市場的雙邊協(xié)商價格為主。但在真正的電力批發(fā)現(xiàn)貨市場下，零售合同更加多元。售電公司應當在掌握現(xiàn)貨價格規(guī)律的基礎上，為用戶提供不同的價格組合選擇。
“現(xiàn)在是售電公司先跟用戶簽零售合同，再去批發(fā)市場找電量，”一位售電市場主體說，“這樣做在現(xiàn)貨市場里風險非常大。售電公司一方面不知道現(xiàn)貨市場的真實價格波動是怎樣的，也不知道自己用戶的歷史負荷曲線，相當于承擔了所有的風險?！?
如上文所述，一個售電公司如果簽約了谷段用電超過50%的用戶，并與其簽訂了一個固定價格。在現(xiàn)貨市場維持上次山東結算試運行的價格曲線情況下—即谷段電價高于峰段電價，售電公司會在谷段大量虧損，甚至峰段沒有盈利。最終用戶拿到了低價，發(fā)電按心理價位賣出了電。這中間的差值只有售電公司承擔了。
那售電公司獲取用戶的負荷曲線不就可以了么？“對不起，現(xiàn)在所有用戶的歷史數(shù)據(jù)都在電網(wǎng)公司手里，售電公司、用戶都拿不到的，”知情人士透露，“這確實不合理，但實際情況就是這樣?！?
在成熟的電力現(xiàn)貨市場中，售電公司不僅可以借助用戶負荷判斷如何從批發(fā)市場購買電量，還可以集合自己手中的用戶，主動參與電網(wǎng)的調(diào)峰，與用戶分享收益。
“這是售電公司真正的價值，但對于山東來說，這也確實太過于遙遠?！?
