中國儲能網(wǎng)訊：
新局
綠色變量權(quán)重增加，電力踏上新的起跑線
供需逆轉(zhuǎn)陰影
從2018年開始，國內(nèi)電力供需形勢悄然轉(zhuǎn)變，電力市場建設(shè)面臨變局。能否支持保供和綠色能源發(fā)展成為電力市場建設(shè)的核心命題。
2019年6月，電規(guī)總院發(fā)布《中國電力發(fā)展報告2018》等系列報告。當(dāng)年全社會用電量約6.8萬億千瓦時，同比增長8.5%，較2017年提高1.9個百分點(diǎn)，創(chuàng)近年新高。
電力規(guī)劃設(shè)計總院黨委書記、院長杜忠明在發(fā)布會上提到，在目前已明確的跨省區(qū)輸電通道實(shí)現(xiàn)滿送前提下，若不及時考慮增加電源供給，則全國大部分省區(qū)未來三年電力供需形勢將全面趨緊。因此，全國16個省區(qū)需要增加電源供給，及時啟動一批火電項(xiàng)目前期工作。華東、華中及南方等區(qū)域需研究進(jìn)一步擴(kuò)大外來電規(guī)模。
2018年到2021年，一些地方的電力直接交易價格相對發(fā)電上網(wǎng)電價的價差開始收窄，甚至有個別出現(xiàn)了正價差，即漲價現(xiàn)象。到了2021年，全球大宗商品價格陷入暴漲期，加上極端天氣頻發(fā)，煤炭、天然氣供應(yīng)緊張，歐洲、美國、中國等部分地區(qū)紛紛遭遇缺電挑戰(zhàn)。
根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《2021-2022年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》，2021年，全年電力消費(fèi)增速實(shí)現(xiàn)兩位數(shù)增長，受電煤供應(yīng)緊張等多重因素影響，9、10月全國電力供需總體偏緊，多地出現(xiàn)有序用電，一系列能源電力保供措施接連出臺。
在2018年7月的電改吹風(fēng)會上，時任國家能源局體改司司長梁昌新曾表示，當(dāng)前推動現(xiàn)貨市場建設(shè)的時機(jī)和條件是有利的：一是有序放開競爭性環(huán)節(jié)電價和發(fā)用電計劃兩項(xiàng)改革，正在消除電力市場建設(shè)面臨的機(jī)制約束。二是現(xiàn)貨交易是市場化反映最充分也是最關(guān)鍵的一部分，已成電力行業(yè)內(nèi)基本共識。三是從國際經(jīng)驗(yàn)看，現(xiàn)貨市場相關(guān)機(jī)制更趨完善，技術(shù)支持系統(tǒng)更為強(qiáng)大，市場建設(shè)實(shí)踐相對成熟。四是目前電力供需總體寬松，有利于加快電力市場建設(shè)。
第二點(diǎn)和第三點(diǎn)針對的是現(xiàn)貨市場的價值，第一點(diǎn)和第四點(diǎn)則是時機(jī)和條件，電價市場化程度有所提高，供需形勢寬松。
而此時供需偏緊時電力市場特別是現(xiàn)貨市場還能搞下去嗎？既然是市場，難道不能漲價嗎？電力市場對保供有用嗎？種種懷疑的聲音達(dá)到2015年以來的最大分貝。
1439號文的出現(xiàn)，一定程度上回答了這些質(zhì)疑。
按照文件要求，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴(kuò)大為20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制，電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。有序推動工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。
文件明確了市場化改革的方向，同時意味著電價從下降通道轉(zhuǎn)為可升可降。
據(jù)eo了解，目前不少地方的電力中長期合同價格上浮幅度在15%-17%之間，但面對經(jīng)濟(jì)下行壓力，業(yè)內(nèi)普遍判斷，2022年負(fù)荷需求漲勢或不及2021年，這將導(dǎo)致中長期交易與現(xiàn)貨市場價格差距增加，沖突進(jìn)一步加深。另一方面，20%的上漲幅度對應(yīng)煤價在650元/噸的水平，但當(dāng)前煤價仍然處于700-800元/噸甚至更高的價位。
國家發(fā)改委2021年12月的例行新聞發(fā)布會上，新聞發(fā)言人孟瑋在答記者問中提到，建立起“能漲能跌”的市場化電價機(jī)制，為煤、電價格通過市場化方式有效聯(lián)動創(chuàng)造了條件。下一步，發(fā)改委將適時出臺針對性政策措施，促進(jìn)煤、電價格通過市場化方式有效聯(lián)動。
不少地方在2022年的電力中長期市場交易通知中，也鼓勵用戶和發(fā)電企業(yè)考慮煤炭價格的波動，簽訂靈活的電力中長期合同。
“作為用戶，我是支持在電力中長期合同中約定煤炭指數(shù)的?！睋?jù)前述廣東外資用戶介紹，新加坡的電力中長期交易價格也與液化天然氣（LNG）掛鉤，按照既定公式，進(jìn)行季度或月度調(diào)整。
但他強(qiáng)調(diào)：“可以接受和燃料聯(lián)動價格，但不能頻繁變動，希望能夠按照季度來調(diào)整，而且不要出現(xiàn)‘事后補(bǔ)償’的情況，否則會影響到我們與下游合作商供貨、議價?！?
雙軌制“老大難”
1439號文之后，2021年10月25日，國家發(fā)改委辦公廳發(fā)布《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改辦價格[2021]809號）（下稱“809號文”），對電網(wǎng)代理購電進(jìn)行了詳細(xì)規(guī)定。
根據(jù)809號文，電網(wǎng)可代理購電的用戶范圍包括：暫無法直接參與市場交易的10kV及以上工商業(yè)用戶、未直接參與市場交易的其他工商業(yè)用戶，以及已直接參與市場交易又退出的工商業(yè)用戶。居民、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障，保持價格穩(wěn)定。
同時明確，已直接參與市場交易（不含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易，仍按目錄銷售電價執(zhí)行的用戶）在無正當(dāng)理由情況下改由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，用電價格由電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。
據(jù)前述用戶透露，由于帶補(bǔ)貼的低價電源，以及不收代理費(fèi)用，由電網(wǎng)代理的用戶2022年的年度長協(xié)價格出現(xiàn)了低于市場化用戶的現(xiàn)象。“按照目前規(guī)則，進(jìn)入市場是‘單向’選擇，如果價格比由電網(wǎng)代理還貴，那會打擊用戶入市的積極性。”
中國人民大學(xué)應(yīng)用經(jīng)濟(jì)學(xué)院助理教授鄭?曾指出，用戶選擇電網(wǎng)代理購電時，也被賦予未來繼續(xù)選擇由電網(wǎng)代理的權(quán)利，一定程度上規(guī)避了部分市場風(fēng)險，因此電網(wǎng)代理用戶應(yīng)該支付高于均價的代理電價，才能避免其主動選擇“留在”電網(wǎng)，從而實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)代理政策設(shè)計的初衷。
另一方面，省間與省內(nèi)市場的“雙軌”矛盾也在繼續(xù)。
2022年1月，銀東直流9點(diǎn)到17點(diǎn)白天時段以外的負(fù)荷曲線被“砍掉”了，最終通過調(diào)度校核的成交電量只有5億多千瓦時，嚴(yán)重偏離合同電量。當(dāng)時相關(guān)業(yè)內(nèi)人士指出，調(diào)度可能是出于送端省份保供壓力做出了這樣的決策。
按照目前要求，省間中長期交易合同需要依據(jù)曲線執(zhí)行，而該曲線是由計劃方式形成的，這與省內(nèi)交易形成了“雙軌”。
一位電力研究者還指出，調(diào)度校核安全一票否決這一前提沒有問題，但否決的原則應(yīng)當(dāng)事先列明，并向市場主體公開。
省間交易從計劃走向市場，還將面臨送受端的自由選擇權(quán)問題。曾有地方能源主管部門官員提到，如果通道限制不明顯，送受端省區(qū)可能“嫌貧愛富”；如果受到通道限制，這又不能是自由選擇的結(jié)果，價格就不能完全采用市場化的機(jī)制形成。這種矛盾在缺電時期表現(xiàn)得更為突出。
據(jù)悉，2022年南方區(qū)域電力市場建設(shè)將正式啟動。這意味著以廣東為起步的南方市場將再次踏上區(qū)域市場建設(shè)的征途。省間交易能否破局，令人期待。
一次能源價格謎題
煤炭供給短缺、價格暴漲是2021年下半年全國部分地區(qū)缺電的主因。國家發(fā)改委等相關(guān)部委因此接連出臺煤炭增產(chǎn)、控價相關(guān)政策，但效果并不穩(wěn)定。2022年初，5500大卡現(xiàn)貨煤價仍保持在1000元/噸高位，電—煤雙方也未能就長協(xié)煤基準(zhǔn)價達(dá)成一致意見。
2月9日，國家發(fā)改委運(yùn)行局約談部分煤炭企業(yè)時指出，進(jìn)入供暖季后期，電廠庫存保持在1.6億噸標(biāo)煤以上水平，比2021年同期多0.4億噸，不具備漲價基礎(chǔ)，并向企業(yè)明確，對價格區(qū)間是有預(yù)期的。
陳宗法指出，單純提高煤電價格上浮范圍不足以彌補(bǔ)電力行業(yè)的損失，煤電基準(zhǔn)價也應(yīng)相應(yīng)調(diào)整。同時，可以參考國際油價和國內(nèi)成品油價格的聯(lián)動，進(jìn)一步完善煤電聯(lián)動機(jī)制。
目前，國內(nèi)成品油價格根據(jù)國際油價變化，每十個工作日調(diào)整一次。相對的，成品油也有“地板價”限制，即當(dāng)國際油價低于40美元/桶時，無論國際油價再怎么跌，國內(nèi)成品油價都保持不變。
這筆未作調(diào)整的錢進(jìn)入到油價調(diào)控風(fēng)險準(zhǔn)備金池子中。根據(jù)財政部、國家發(fā)改委2016年發(fā)布的《油價調(diào)控風(fēng)險準(zhǔn)備金征收管理辦法》，風(fēng)險準(zhǔn)備金全額納入一般公共預(yù)算管理，列入“其他專項(xiàng)收入”，統(tǒng)籌用于節(jié)能減排、提升油品質(zhì)量、保障石油供應(yīng)安全，以及應(yīng)對國際油價大幅波動。
相關(guān)媒體報道，五大發(fā)電集團(tuán)旗下主要上市電企2021年度歸母凈利潤大幅下滑，其中兩家預(yù)虧超百億：華能國際預(yù)計凈虧損98億-117億元；大唐發(fā)電預(yù)計凈虧損90億-108億元。
而第一大煤企中國神華發(fā)布公告預(yù)計2021年實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤503億元，同比增長28%；中煤能源預(yù)計2021年實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤117.7億-143.8億元，同比增長99.4%-143.6%，均創(chuàng)下新高。
徐駿認(rèn)為，在這種特殊情況下，應(yīng)當(dāng)參考國際國內(nèi)對石油公司征收暴利稅的方法，對煤炭企業(yè)征收一次性利潤稅，以此彌補(bǔ)下游企業(yè)和消費(fèi)者的損失。
2004年，由于國際市場石油價格持續(xù)大幅度上漲，國內(nèi)原油采掘業(yè)利潤增加，其他行業(yè)和社會用油成本加大，各行業(yè)利益分配不平衡，影響了經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)運(yùn)行。2006年，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于開征石油特別收益金的決定》（國發(fā)〔2006〕13號），決定對石油開采企業(yè)銷售國產(chǎn)原油因油價上漲獲得的超額收入征收石油特別收益金。
財政部當(dāng)時制定的《石油特別收益金征收管理辦法》（財企〔2006〕72號）指出，石油特別收益金屬中央財政非稅收入，納入中央財政預(yù)算管理。實(shí)行5級超額累進(jìn)從價定率計征，按月計算、按季繳納。征收比率按石油開采企業(yè)銷售原油的月加權(quán)平均價格確定。為便于參照國際市場油價水平，原油價格按美元/桶計價，起征點(diǎn)為40美元/桶。2011年11月起提高至55美元/桶，2015年1月起，再度提高至65美元/桶。
煤炭價格的大幅波動，使得發(fā)電企業(yè)意識到，對一次能源的管控能力在一定程度上決定了其在電力市場中的“生死存亡”。
2022年1月21日，擁有神華煤炭的國家能源集團(tuán)召開的2021年高質(zhì)量發(fā)展新聞發(fā)布會上，集團(tuán)新聞發(fā)言人張玉新表示，2021年，集團(tuán)實(shí)現(xiàn)營業(yè)收入同比增長24.7%，利潤總額同比增長6%，凈利潤同比增長7%，企業(yè)經(jīng)營韌性和抗風(fēng)險能力持續(xù)彰顯。
有業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，發(fā)電、煤炭企業(yè)重組并購，可能是發(fā)電側(cè)化解煤炭價格風(fēng)險，破解煤、電矛盾的長期選擇。
華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院教授袁家海介紹，國外煤礦和煤電的合同期限更長，有利于穩(wěn)定價格，也有股權(quán)方面的安排，比如交叉持股，但是主管部門并不指定或主導(dǎo)，而是建立在市場原則之上。
“從煤炭托底、煤電保供的角度來看，未來需要一兩個國家能源集團(tuán)這樣的煤電一體化公司，但其職能是承擔(dān)能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中的托底保供，需要國家特殊政策支持?！痹液Ｕf：“電煤整合，個人覺得需要慎重，應(yīng)以雙方自愿為前提、按市場規(guī)則辦?！?
綠色價值如何評估
2022年1月8日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布經(jīng)中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）（下稱“118號文”）。
這是繼9號文新一輪電力體制改革啟動以來，中央第一次在最高級別的決策會議上研究部署電力專項(xiàng)改革方面的任務(wù)。
118號文提出了四條工作原則，其中包括促進(jìn)新能源的投資、生產(chǎn)、交易、消納；統(tǒng)籌考慮企業(yè)和社會的電力成本承受能力，保障電力公共服務(wù)供給和居民、農(nóng)業(yè)等用電價格相對穩(wěn)定。
文件明確構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的市場機(jī)制，包括有序推動新能源參與電力市場交易；建立與新能源特性相適應(yīng)的中長期電力交易機(jī)制，引導(dǎo)新能源簽訂較長期限的中長期合同；建立市場化的發(fā)電容量成本回收機(jī)制；鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調(diào)節(jié)電源的投資建設(shè)；開展綠色電力交易試點(diǎn)，以市場化方式發(fā)現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值等。
但按照目前的情況來看，市場并不一定能激勵新能源的投資。新能源的間歇性和波動性決定了其對現(xiàn)貨交易規(guī)則中“事先確定中長期曲線”的要求“水土不服”。
以風(fēng)電在現(xiàn)貨市場中的經(jīng)歷為例，風(fēng)電出力如果超過或無法達(dá)到事先約定的曲線水平，就要在現(xiàn)貨市場中買賣來完成交割，而沒有風(fēng)時現(xiàn)貨價格往往更高，有風(fēng)時現(xiàn)貨價格低，這就導(dǎo)致風(fēng)電常常遇到“高買低賣”的情況，拉低出清價格。
參與廣東2021年綠色電力交易試點(diǎn)的用戶還透露，曾多花2-3分錢在中長期市場買的綠電。到了2022年，由于煤電價格上浮空間增大，2021年購買的綠電甚至比電力中長期交易簽下的價格還低些。
有發(fā)電業(yè)內(nèi)人士在內(nèi)部討論會上提醒，不要以為新能源進(jìn)入市場就能漲價，要把風(fēng)險考慮清楚。
什么樣的定價機(jī)制適合高比例新能源的市場？
廣州電力交易中心發(fā)展研究部副主任梁志飛曾撰文指出，越來越多的新能源可能意味著邊際定價機(jī)制將失去作用。如果邊際機(jī)組是新能源發(fā)電，其不確定性將導(dǎo)致邊際成本競價踩踏，難以反映新能源的真實(shí)投資成本。
梁志飛認(rèn)為，我國電力市場面臨多目標(biāo)要求，需要考慮多電源成本差異的定價出清機(jī)制，而非低價優(yōu)先。要在基于成本定價和市場競爭定價之間做出權(quán)衡。
波利特近期的研究成果顯示，雖然成本的顯著下降和碳價的上升能幫助新能源真正走向“去補(bǔ)貼”，但在2025年前，風(fēng)電和光伏能否依靠電力批發(fā)市場和價格來覆蓋其投資還遠(yuǎn)未可知。同時，電力批發(fā)市場的價格可能不再能夠成為電力長期投資信號了，隨著可再生能源滲透率不斷提升，“丟錢”（Missing Money）問題會越發(fā)顯著。
他認(rèn)為，當(dāng)新能源比例達(dá)到一定高度時，短時價格和年度價格會產(chǎn)生“鴻溝”——即短時價格遠(yuǎn)低于年度價格，但在市場運(yùn)行中，短時價格會對長期價格產(chǎn)生明確的影響。到那時，廣泛的長期合同變得必要，短期備用價格無法再推動長期投資。
實(shí)際上，亞洲第一個成功實(shí)行電改的國家新加坡就曾遇到過短期價格無法正確引導(dǎo)長期投資的情況。
2010年8月到2011年2月短短6個月中，新加坡電力現(xiàn)貨價格高企，發(fā)電商在兩年內(nèi)開工建設(shè)了3000 MW的裝機(jī)，接近最高負(fù)荷的一半。同時，新投的裝機(jī)都和上游公司簽訂了10年的LNG購售協(xié)議，照付不議高達(dá)合約量的95%。而后電力需求增長逐年放緩，從1999-2007年4.6%的年增長下滑到2018年的1%-2%，電力現(xiàn)貨市場價格的低迷，導(dǎo)致電廠現(xiàn)金流出現(xiàn)困難，部分電廠總部需繼續(xù)注入現(xiàn)金才能維持其電廠的運(yùn)營維修和支付基本利息。
近年來，國內(nèi)面臨的情況則和新加坡經(jīng)歷的過程剛好相反。一方面平價上網(wǎng)的新能源項(xiàng)目投資者特別是民營企業(yè)，不得不考慮遠(yuǎn)期能否從市場中收回投資；更重要的是，煤電投資者在減排的大背景下，正在經(jīng)歷從“電量提供者”向“電力保障者”的角色轉(zhuǎn)變，盈利模式處在變化當(dāng)中，加上金融支持逐步減弱換擋，投資積極性并不高。據(jù)悉，2015年全國煤電新增投資1060億元，到了2020年，這一數(shù)據(jù)縮減為400億元。
據(jù)eo梳理，全國31個省（市）區(qū)里，有8個省（市）區(qū)在其2022年政府工作報告中提到投建化石燃料電源，其中包括清潔能源大省云南，以及煤電裝機(jī)比重過半的浙江。
一位發(fā)電企業(yè)資深從業(yè)者說，在經(jīng)歷2021年夏秋缺電之后，地方投資煤電的動力很強(qiáng)，中央也出臺了煤電行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型的專項(xiàng)信貸支持政策，但企業(yè)的主動性并不高。
前述電力研究者指出，118號文首次高規(guī)格文件明確，建立市場化的發(fā)電容量成本回收機(jī)制，這對電力市場未來發(fā)揮保供作用至關(guān)重要?！半S著綠電的增加，電網(wǎng)要有足夠的備用，缺的時候能調(diào)用，調(diào)的時候有人掏錢?！?
他認(rèn)為，不僅煤電、水電、氣電等品種應(yīng)該享有獨(dú)立的提供輔助服務(wù)的地位，新型儲能等調(diào)節(jié)資源也應(yīng)該被賦予獨(dú)立地位，而不是附著于發(fā)電、電網(wǎng)或用戶側(cè)，以便更精確地發(fā)揮其作用。
謝敬東認(rèn)為，新型電力系統(tǒng)實(shí)際上是一個電能商品的體系，里邊包含不同的電能商品，而這些不同的電能商品的價格決定因素是不一樣的，不能混淆著去建一個單純的電能量市場。
梁志飛指出，未來各類電源和用戶將在電能量市場交易形成的價格基礎(chǔ)上，對各類成本進(jìn)行分?jǐn)?。用戶?cè)將承擔(dān)容量成本、含抽水蓄能容量費(fèi)及網(wǎng)架建設(shè)成本的輸配電價，新能源發(fā)電需要分?jǐn)傉{(diào)節(jié)性交易成本，輔助服務(wù)成本及偏差結(jié)算不平衡資金成本，調(diào)節(jié)性電源則將擁有調(diào)節(jié)性交易收益、容量收益以及輔助服務(wù)收益。
前述發(fā)電企業(yè)研究人士還提到，與高比例新能源電力系統(tǒng)下的保供要求相匹配的是，對中央和地方發(fā)電集團(tuán)進(jìn)行有效容量考核，而非簡單比拼新能源裝機(jī)規(guī)模。
在這個新的“餅圖”中，負(fù)荷資源也正在扮演不可或缺的角色。在前述研究者看來，雖然兩輪電改的綱領(lǐng)性文件中，對需求側(cè)資源少有著墨，但隨著供需關(guān)系的波動和電價結(jié)構(gòu)的完善，需求側(cè)的“用武之地”將逐漸體現(xiàn)。
“國內(nèi)現(xiàn)在還處于需求響應(yīng)的初期，如何與市場銜接，響應(yīng)資源如何按時間、需求分類管理、分類激勵，以及不能履行合同職責(zé)時如何懲罰等，都還在探索當(dāng)中?！鼻笆鲅芯空哒f。
同時他也提醒，不能高估需求響應(yīng)的作用，一方面是因?yàn)槟軌蛱峁┬枨箜憫?yīng)的用戶有限，用電仍然是剛性需求；另一方面是在電力極度短缺的時刻，用戶依然可能被剝奪用電的權(quán)利。
“反思美國得州2021年初發(fā)生的大停電事件，我國電力市場設(shè)計在引進(jìn)電力用戶參與市交易時的一個基本原則，是絕對不允許市場競爭導(dǎo)致電力終端價格出現(xiàn)‘天價’?！敝x敬東說：“這需要一個科學(xué)體系化的市場設(shè)計，包括運(yùn)營機(jī)制設(shè)計和治理體系設(shè)計。譬如，我們可以設(shè)計容量市場保障發(fā)電商的基礎(chǔ)成本回收，再設(shè)計電量市場的風(fēng)險防范機(jī)制就相對容易，從而可以有效解決因不確定因素導(dǎo)致的電價大幅波動問題。這些機(jī)制建立好之后，才能把用戶引入市場。”
