中國儲能網(wǎng)訊：經(jīng)過六年探索，廣東電力現(xiàn)貨市場轉入正式運行。
2023年12月29日，廣東電力交易中心公布了廣東省發(fā)展改革委和國家能源局南方監(jiān)局共同印發(fā)的《關于廣東電力現(xiàn)貨市場轉正式運行的通知》粵發(fā)改能源〔2023〕311號。通知指出，廣東自2018年8月在全國率先啟動電力現(xiàn)貨市場模擬試運行，2019年5月率先啟動結算試運行，并自2021年11月起開展連續(xù)結算試運行至今，廣東省電力現(xiàn)貨市場經(jīng)歷了一次能源量缺價高、電力供需緊張、電力供應富余、臺風極端天氣等多場景考驗，總體運行平穩(wěn)有序，現(xiàn)貨市場有效發(fā)揮了發(fā)現(xiàn)市場價格、優(yōu)化資源配置、保障電力供應和促進可再生能源消納的積極作用。
南方區(qū)域電力市場從廣東起步，也于2023年12月在我國首次實現(xiàn)全區(qū)域電力現(xiàn)貨市場結算。值此歷史性的時刻，eo刊文回顧廣東電力現(xiàn)貨市場的建設歷程，展望南方區(qū)域電力市場的新征程。
廣東是改革開放的發(fā)源地，也是本輪電力市場化改革的首批“試驗田”。自2017年8月成為第一批試點以來，南方區(qū)域（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場一直克服重重困難不懈探索。改革總是伴隨著對固有模式的突破和利益關系的調(diào)整。在南方區(qū)域（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場的數(shù)次結算試運行中，既能看到交易機制不斷完善、運行周期不斷延長，也同樣存在雙軌制下“計劃電”與“市場電”不斷碰撞，售電公司在盈虧間轉換。本文以現(xiàn)貨市場試運行為主線，回顧廣受關注的三次“電價闖關”事件，期望能從中發(fā)掘市場建設需要把握的基本原則，為后續(xù)南方區(qū)域乃至全國統(tǒng)一電力市場建設提供經(jīng)驗參考。
序曲：2019年9月，售電公司驚呼“狼來了”
經(jīng)近兩年的籌備，南方區(qū)域（以廣東起步）于2019年5月在全國率先開展按日結算試運行。按周結算試運行原定于9月開展，由于售電公司提出了較為不同的意見，此次結算試運行被叫停。
售電公司的意見在于，此次試結算計劃將市場主體簽訂的價差中長期合約全部轉換為輸配電價模式下的絕對價格，但由于燃煤標桿電價加上輸配電價后可能高于用戶目錄電價，售電公司將承擔“高買低賣”的硬虧損。經(jīng)測算，珠三角地區(qū)代理10kV一般工商業(yè)用戶的售電公司轉換合約后將承擔0.025元/千瓦時的虧損。
為促進全省產(chǎn)業(yè)轉型、支持粵東西北經(jīng)濟發(fā)展，廣東從2008年起開始執(zhí)行價區(qū)間交叉補貼政策，珠三角地區(qū)通過電價補貼東西兩翼、北部山區(qū)，國家核定的全省統(tǒng)一輸配電價落地執(zhí)行存在困難。從該角度看，價差模式擱置了交叉補貼廣泛存在與輸配電價難以核定的矛盾，使電力交易聚焦于發(fā)、用電側間的博弈，也為成本差異顯著的燃煤機組與天然氣機組同臺競價提供了一種方案。但價差模式又與現(xiàn)貨市場全電量絕對價格報價與節(jié)點電價機制形成了天然矛盾，需要更為周密地考慮價格模式轉換對各方的影響。
正曲：2019年10月，發(fā)電廠體驗“烈度競爭”
經(jīng)過1個月緊鑼密鼓的準備，南方區(qū)域（以廣東起步）現(xiàn)貨市場按周結算試運行于2019年10月21日重新開啟，新的方案調(diào)整了價差中長期合約的價格轉換機制，由電網(wǎng)公司對售電公司轉換合約造成的虧損進行補償。然而，7天試運行的結果再一次出人意料：從21日到27日，日前出清均價由351元/MWh逐步下降至27日的214元/MWh，顯著低于中長期交易均價與燃煤標桿電價，部分關注者提出現(xiàn)貨是否能起到價格發(fā)現(xiàn)作用的疑問。
這次現(xiàn)貨價格走低主要是因為燃煤機組報價偏低，試結算期間，報低價（<250元/MWh）的煤機占煤機總容量的32.54%，顯著高于氣機（2.13%），還有6.63%的燃煤機組報出了零價。燃煤機組選擇報低價主要考慮到兩方面因素：一是為了“保開機”。試運行僅開展7天，期間供需情況較為寬松，若因為報價過高導致未中標停機，試運行結束后可能難以在短期內(nèi)重新開機，電廠將得不償失；二是為了“保電量”，計劃模式下由于上網(wǎng)電價固定，發(fā)電集團對旗下電廠的利潤考核指標只有發(fā)電量，而且大部分電量已通過中長期合約保障了收益水平，電廠認為增發(fā)的電量比高現(xiàn)貨價格更有價值。
在這樣的“場外因素”影響下，電廠通過報低價或者零價搏取開機和電量，未按照發(fā)電成本進行報價，甚至為了競爭電量不斷下探報價，導致試運行期間出清價格逐日降低。這樣的情況不但不能說明市場“失靈”，反而說明在市場環(huán)境下市場主體會真正從自身利益出發(fā)謹慎決策。
這次的發(fā)電“內(nèi)卷”也引發(fā)了理論界的討論。電廠開始意識到，現(xiàn)貨價格并不是只反映邊際成本，還關乎在賣不出貨的情況下所能承受的最大損失、或在供不應求的情況下能賺取的最大利潤——也就是機會成本。
尾聲：2020年8月，發(fā)電廠競爭加劇
2020年8月份南方區(qū)域（以廣東起步）開展了首次全月現(xiàn)貨結算試運行，然而延長結算周期并未能使現(xiàn)貨價格回歸“合理水平”，全月日前均價197元/MWh，實時均價205元/MWh，甚至較周結算運行期間更低。
這次價格偏低受內(nèi)外部多重因素疊加影響。一方面，在疫情席卷全球的背景下，國際燃料價格處于歷史低位，國內(nèi)用電需求增速也出現(xiàn)一定放緩。另一方面，入汛后云南來水較好，西電供應充足，結算月期間電力供需整體處于較為寬松的形勢。由于判斷供大于求，加上首次參加全月試運行缺乏經(jīng)驗，燃煤機組普遍采取了與按周結算試運行相似的保守報價策略，申報均價381元/MWh，報零價容量占比達15.74%。燃氣機組報價較高，申報均價643元/MWh，主要因為熱電聯(lián)產(chǎn)機組可通過“以熱定電”優(yōu)先出清，但也僅在部分高峰時段抬升了價格水平，未改變整體價格水平。
這次試結算，發(fā)電側共讓利18.4億元，售電公司獲利9.2億元，全市場僅有1家售電公司出現(xiàn)虧損。由于零售側合約已提前鎖定，現(xiàn)貨收益未能有效傳導至零售側，用戶側獲利9.2億元，與售電公司分成比例約為1：1。
第一次電價闖關引出了一個很有意思的話題，現(xiàn)貨交易雖然電量占比不大，但會成為市場主體簽訂中長期合約的重要風向標。售電公司在盈利的同時逐漸形成“現(xiàn)貨必降價”的思維定勢，零售用戶也對繼續(xù)降價形成強烈預期，為接下來的盈虧逆轉埋下伏筆。受周結算、全月結算的低價影響，售電公司繼續(xù)看低現(xiàn)貨價格，在2021年“長協(xié)季”為爭取收益不愿簽訂長協(xié)，同時預計全年利潤較高也給了用戶較大的讓利，部分售電公司為爭取客戶甚至采用了“批零倒掛”的激進策略，期望能在現(xiàn)貨市場中找回中長期市場產(chǎn)生的虧損。
原定于2021年一季度開展的現(xiàn)貨市場被推遲，而一季度的市場價格由年度交易的-52厘/千瓦時漲到月度交易的-35厘/千瓦時，高于零售合約價格，售電公司將直面虧損。
在各方關注下，2021年5月，南方區(qū)域（以廣東起步）開啟了第二次全月現(xiàn)貨結算試運行。然而，這一次的市場供需態(tài)勢發(fā)生了根本性逆轉，原因是2021年后海外需求開始激增，煤炭天然氣等燃料價格開始漲價，承接部分外資、港資企業(yè)轉移訂單的企業(yè)用電需求也持續(xù)旺盛，疊加氣溫偏高導致負荷增長、來水欠缺導致西電不足。在氣溫持續(xù)攀升、電力供應緊張、燃料成本大幅上升的背景下，本次試運行全月現(xiàn)貨日前出清均價為0.51元/千瓦時，比廣東煤電基準價0.463元/千瓦時高約10%，比較為普遍的零售簽約價格高出0.1元/千瓦時。從積極的角度看，現(xiàn)貨價格的提高疏導了火電購煤成本、一定程度上提升了電力保供水平，但也徹底打破了售電公司此前對現(xiàn)貨的“美好期待”。5月參與現(xiàn)貨的159家售電公司中有134家產(chǎn)生虧損，虧損面達84%，合計虧損5.17億元。
一旦現(xiàn)貨降價售電公司就巨幅盈利，現(xiàn)貨漲價就巨額虧損，表明了現(xiàn)貨價格風險并未從售電公司有效傳導至零售用戶。在零售市場中，廣東電力交易中心設計了一口價、月競分成以及收取服務費等多種零售合約模式，但售電公司競爭激烈，為了爭取客戶、便于客戶理解、便于計算收益，大多采用一口價方式與客戶簽約?，F(xiàn)貨價格下跌與上漲的收益風險均由售電公司承擔，形成風險敞口。
這次價格闖關提醒相關各方市場紅利與風險并存，促進了零售側穿透合約的普及，推動了廣東電力市場走向“絕對價格+現(xiàn)貨”的順價模式。
第二次闖關期間還有一個討論插曲。在一次主管部門組織的現(xiàn)貨研討會上，有聲音認為獨立售電公司抗風險能力差，未來只有大體量、優(yōu)信譽的售電公司才能活下來。鐵索連環(huán)比一葉輕舟更適合渡江嗎？市場不相信眼淚，適者方能生存，究竟何種經(jīng)營模式更適合售電公司，還需要在市場競爭中檢驗真?zhèn)巍?
在第三次闖關之前，必須提到2021年下半年在電煤價格高漲下發(fā)電企業(yè)的擔當。據(jù)了解，某央企發(fā)電廠為了保供電，四臺百萬容量超超臨界機組全部運行，以當時接近3000元/噸的煤價計算每天虧損2000萬元。由于長協(xié)簽訂時并未充分預料到一次能源價格巨變，發(fā)電側收入相對固定，而電煤成本居高不下。
這種情況下是否應該重啟現(xiàn)貨市場？在歷經(jīng)5次短周期結算試運行后，從2021年11月起南方區(qū)域（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場迎來了高光時刻，一口氣開啟長周期不間斷結算試運行并持續(xù)至今。長周期試運行充分吸納了此前試結算的經(jīng)驗與教訓：在價格形成機制上，借著“1439號文”電價新政這股“東風”，廣東推動市場由價差模式全面轉為順價模式，市場主體可在燃煤基準價上下20%范圍內(nèi)簽訂購售電合約，批發(fā)交易價格累加輸配電價、基金附加等得到用戶側電價，燃氣發(fā)電成本補償由全體工商業(yè)用戶公平承擔；在現(xiàn)貨風險管控方面，建立了現(xiàn)貨市場報價上限與一次能源價格的聯(lián)動機制，并要求售電公司和用戶簽訂零售合同時，要包含不少于10%實際用電量比例的價格聯(lián)動條款，暢通了燃料市場、批發(fā)市場、零售市場的成本疏導鏈條，分散了電力供需形勢劇變導致市場主體產(chǎn)生巨額盈虧的風險。
2021年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《售電公司管理辦法》，要求對連續(xù)3年未開展售電業(yè)務的售電公司啟動強制退出程序。2022年6月，廣東電力交易中心將266家售電公司清理退出電力市場，規(guī)模超過廣東售電公司總數(shù)的一半，2023年8月再次清退28家售電公司，并限制了91家售電公司的交易資格。至此，在廣東省活躍交易的售電公司僅有不到200家。售電公司的集中退市代表市場正逐步趨于成熟、冷靜，如何適應復雜多變的電力供需形式、如何在低買高賣外尋找商業(yè)增長點將是售電公司面臨的新考驗。
回顧廣東三次電價闖關的經(jīng)歷，可以看到南方區(qū)域（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場建設生動詮釋了“摸著石頭過河”的改革精神，在不斷的實踐探索中邊試邊改。2023年10月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》，要求有序擴大電力現(xiàn)貨市場建設范圍、加快區(qū)域電力市場建設，廣東將為南方區(qū)域電力市場乃至未來全國統(tǒng)一電力市場建設輸出寶貴經(jīng)驗。
一是需要重視現(xiàn)貨價格對遠期決策的指導作用。現(xiàn)貨比例雖小但影響深遠，目前電力市場缺乏遠期價格發(fā)現(xiàn)工具，導致現(xiàn)貨價格對于未來決策具有很強的引導作用?，F(xiàn)貨市場具有機會成本驅動、決策著眼當下等特點，這就決定了短時現(xiàn)貨價格一定程度上受非理性因素影響。同時，在短周期結算試運行階段，受邊界條件與市場機制變化等因素影響，現(xiàn)貨價格可能與各方預期偏離較大。因此，要動態(tài)看待現(xiàn)貨的價格信號作用，設計合理的價格應用機制，在市場培育的同時逐步放大現(xiàn)貨價格在未來預期中的角色。
二是需要正確認識中長期合約的風險防控作用。電力遠期價格受一次能源、經(jīng)濟走勢、負荷需求、氣象及水文等因素影響，在年為周期的時間尺度上難以準確預計，中長期交易時若未能充分認識電力成本變化的不確定性，受短期價格信號影響做出非理性決策，將使中長期合約失去收益鎖定及風險防控作用。廣東歷年長協(xié)簽約期間均出現(xiàn)過市場主體決策受短周期結算現(xiàn)貨價格催動的預期與一次能源不確定性疊加的情況，最終把價格波動在中長期市場中放大，造成收益大起大落的結果。因此，市場主體要重視中長期合約的“壓艙石作用”，以長遠眼光合理確定簽約比例與簽約價格，并建立與一次能源聯(lián)動的中長期合約價格機制。
三是需要做好“平衡”和風險兜底，循序漸進、因地制宜推進改革。《置身事內(nèi)》一書提到在社會經(jīng)濟發(fā)展中應理解“發(fā)展的目的不等于發(fā)展過程”，建設電力市場時同樣需要重視這項原則。在市場建設起步階段，相較機制是否“完美”，應該更為重視機制是否“完善”，起步階段的改革，也不應把所有人都推至對立面，要循序漸進、因地制宜推進改革，統(tǒng)籌考慮平衡市場各方利益、平衡短期效益與長期影響。廣東電力現(xiàn)貨市場試運行過程中設計的電源側變動成本補償、零售側價格穿透等利益平衡機制，均是對這一思路的有益實踐。在南方區(qū)域電力市場起步階段，更需要結合實際制定省內(nèi)及省間的限價、收益調(diào)節(jié)措施，給市場兜住底，減少價格風險對各方的沖擊。
