中國儲能網(wǎng)訊：“以電力市場化促進(jìn)電力保供”將在這個(gè)冬天迎來巨大的考驗(yàn)。然而新能源的波動(dòng)和消納、外送電延伸出的電網(wǎng)壟斷省間交易難題，仍然不容忽視。
文 | 武魏楠
11月16日，國務(wù)院總理李克強(qiáng)在人民大會(huì)堂出席世界經(jīng)濟(jì)論壇全球企業(yè)家特別對話會(huì)。李克強(qiáng)表示，針對前一段電力和煤炭等能源供應(yīng)緊張，我們采取一系列措施加強(qiáng)能源供應(yīng)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(fā)全國性的電力短缺，進(jìn)而引發(fā)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(jīng)過1個(gè)多月的奮戰(zhàn)，我國煤炭調(diào)度日產(chǎn)量達(dá)到1205萬噸，創(chuàng)造了歷史新高。產(chǎn)量的增高大大緩解了煤炭價(jià)格壓力，也讓電廠存煤逐漸恢復(fù)。11月16日，國家發(fā)改委在11月份例行新聞發(fā)布會(huì)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(diǎn)點(diǎn)轉(zhuǎn)好，但進(jìn)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(yīng)保障無疑要面臨著新的挑戰(zhàn)。早在今年9月國家發(fā)改委就在答記者問中提及，今年冬季受經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定增長、取暖用電快速增加等因素影響，預(yù)計(jì)全國最高用電負(fù)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(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》，拉開了“以電力市場化促進(jìn)電力保供”的序幕。在這場“以電力市場化促進(jìn)電力保供”的大潮中，第一批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份尤其引人關(guān)注。它們中的有一些一直在連續(xù)不間斷試運(yùn)行，全國電荒時(shí)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(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行。根據(jù)國家發(fā)改委的要求，第一批現(xiàn)貨試點(diǎn)省份年底前必須啟動(dòng)試運(yùn)行，通過現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)更清晰準(zhǔn)確的價(jià)格信號。
11月10日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于強(qiáng)化市場監(jiān)管 有效發(fā)揮市場機(jī)制作用 促進(jìn)今冬明春電力供應(yīng)保障的通知》，進(jìn)一步明確了“以電力市場化促進(jìn)電力保供”。
9月，美國NOAA氣候預(yù)測中心預(yù)測，今年冷冬概率為80%；10月預(yù)測，冷冬概率增加到87%；11月預(yù)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(bào)正式拉響，北半球氣溫越來越趨向異常。
一個(gè)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(yàn)。
市場化調(diào)節(jié)初顯靈
11月1日，萬眾期待的廣東11月現(xiàn)貨試運(yùn)行正式開啟。盡管此前政策已經(jīng)明確了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的上調(diào)幅度為20%，但現(xiàn)貨價(jià)格不受上漲幅度的限制，誰也無法預(yù)測在短缺背景下電力現(xiàn)貨價(jià)格會(huì)出現(xiàn)什么樣的上漲幅度。再加上本次現(xiàn)貨試結(jié)算會(huì)將批發(fā)價(jià)格超過基準(zhǔn)價(jià)的部分直接傳導(dǎo)，由參與市場的用戶承擔(dān)，電力市場化下的用戶自發(fā)調(diào)峰也值得期待。
11月1日，廣東電力現(xiàn)貨市場開市，當(dāng)天日前機(jī)組最高成交價(jià)高達(dá)1500元/MWH，日前平均電價(jià)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(shí)間的推移，廣東電力現(xiàn)貨實(shí)時(shí)成交均價(jià)出現(xiàn)了一定的下降趨勢。截止11月15日，單日現(xiàn)貨實(shí)時(shí)成交均價(jià)最低還達(dá)到了577.39元/MWH，幾乎接近了上漲20%后的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)（553.6元/MWH）。
“廣東的電力現(xiàn)貨價(jià)格充分顯示出了市場對于電力供需具有很強(qiáng)的調(diào)節(jié)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(xiàn)貨市場中，邊際成本是機(jī)組報(bào)價(jià)的重要基礎(chǔ)，而燃料成本占據(jù)了機(jī)組絕大多數(shù)的邊際成本，所以燃料成本是影響電力市場價(jià)格的重要因素之一。根據(jù)廣東電力交易中心公布的沿海60萬燃煤機(jī)組度電燃料成本速算表（見下圖），我們可以大致了解煤價(jià)與度電燃料成本之間的關(guān)系。當(dāng)然，表中的數(shù)據(jù)采用單機(jī)60萬千瓦燃煤機(jī)組的平均煤耗計(jì)算，不同類型、不同容量的機(jī)組都會(huì)存在一定的差異。
根據(jù)中國沿海電煤采購價(jià)格指數(shù)（CECI沿海指數(shù)），第179期（10月28日至11月4日）的5500綜合價(jià)格為1220元/噸，第180期（11月4日至11月11日）的5500綜合價(jià)格為1095元/噸，第181期（11月11日至11月18日）的5500綜合價(jià)格為983元/噸。也就是說沿海60萬機(jī)組的度電燃料成本大約在500元~600元/MWH左右。
從11月初約800元/MWH到600~700元/MWH，廣東的實(shí)時(shí)電價(jià)出現(xiàn)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(qiáng)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(jì)843萬噸，全省存煤可用天數(shù)22天，較9月底增加7天。
現(xiàn)貨價(jià)格直接傳導(dǎo)至用戶也起到了一定的調(diào)峰作用，在供給逐步增加的情況下，用戶可以根據(jù)電價(jià)情況更自主地選擇用電時(shí)段。而需求在某些時(shí)段的減少，又會(huì)進(jìn)一步對電價(jià)下行產(chǎn)生影響。
“現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)一定會(huì)影響到用戶側(cè)的用電持續(xù)性，同時(shí)價(jià)格變化又會(huì)調(diào)動(dòng)發(fā)電積極性。最終會(huì)起到促進(jìn)電力保供的作用。”某現(xiàn)貨試點(diǎn)省份人士對《能源》雜志記者說，“當(dāng)然，作用的顯現(xiàn)會(huì)有一個(gè)過程。”
目前，電煤的供給仍然在穩(wěn)步上升之中，而且煤炭價(jià)格繼續(xù)保持下降之勢。秦皇島港5500大卡動(dòng)力煤現(xiàn)貨平倉價(jià)降至1095元/噸左右，降幅超過1000元/噸。晉陜蒙主產(chǎn)區(qū)煤礦坑口價(jià)降至900元/噸以下。
隨著電煤供應(yīng)量和價(jià)格的穩(wěn)定，廣東電力市場的現(xiàn)貨價(jià)格有望在月內(nèi)就趨于穩(wěn)定，供給形勢也無需再擔(dān)心大規(guī)模的電力短缺。不過對于其他的一些省份來說，挑戰(zhàn)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(jiān)管辦、山東省發(fā)改委、山東省能源局、國網(wǎng)山東省電力公司聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展山東省電力現(xiàn)貨市場2021年12月結(jié)算試運(yùn)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(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行。
“希望有意愿參與山東電力現(xiàn)貨市場的售電公司，仔細(xì)衡量自身的能力和財(cái)力，做出慎重的選擇?！鄙綎|能監(jiān)辦一位負(fù)責(zé)人在山東電力交易中心組織的現(xiàn)貨業(yè)務(wù)培訓(xùn)會(huì)上意味深長的說，“去年11月的山東現(xiàn)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(jià)和電力供需形勢是山東省兩次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行最大的不同。去年煤價(jià)較低，電力供需相對寬松，進(jìn)而導(dǎo)致11月的現(xiàn)貨市場價(jià)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(zhuǎn)直下。
“表面上看今年夏天山東順利迎峰度夏，但實(shí)際上一直是處于電力供需緊平衡的狀態(tài)。9月份全國大面積電荒，山東省也迎來了2009年之后規(guī)模最大、持續(xù)時(shí)間最長的有序用電?！鄙綎|省能源局的一位負(fù)責(zé)人說，“電煤庫存和價(jià)格也不樂觀。盡管山東是煤炭生產(chǎn)大省，但電煤的對外依存度高達(dá)80%。今年個(gè)別電廠的電煤庫存甚至低于7天。部分進(jìn)廠電煤價(jià)格一度也達(dá)到了3000元/噸?！?
在各項(xiàng)保供措施的嚴(yán)格執(zhí)行下，10月27日之后山東省再也沒有出現(xiàn)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(qiáng)。這無疑給即將到來的現(xiàn)貨試運(yùn)行帶來了挑戰(zhàn)。
隨著全國性煤炭產(chǎn)量的增加，山東和廣東一樣，電煤短缺和價(jià)格高昂帶來的風(fēng)險(xiǎn)大大減少。山東現(xiàn)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(jī)。
截至目前，山東省內(nèi)風(fēng)電光伏裝機(jī)超過4000萬千瓦，占到總裝機(jī)的30%以上。其中光伏裝機(jī)2534萬千瓦（集中式光伏880萬千瓦、分布式光伏1654萬千瓦）。
發(fā)電出力波動(dòng)性極強(qiáng)的新能源一旦比例過高，就可能會(huì)給市場帶來巨大的沖擊。11月3日，山西省電力現(xiàn)貨實(shí)時(shí)市場均價(jià)突然驟降至159.84元/兆瓦時(shí)，2天前還在549.2元/兆瓦時(shí)，日前均價(jià)則更高，達(dá)605.13元/千瓦時(shí)。
造成價(jià)格巨大波動(dòng)的直接原因就是山西省風(fēng)電出力的增加。根據(jù)山西省發(fā)電負(fù)荷一周內(nèi)的數(shù)據(jù)，風(fēng)力負(fù)荷從10月31日的380.3萬/千瓦時(shí)在三天內(nèi)就攀升到了11月3日的1033.8萬千瓦時(shí)。從占比山西全網(wǎng)負(fù)荷12.45%，突然飆升到33.83%。疊加光伏出力，11月2日和3日當(dāng)天新能源機(jī)組最大負(fù)荷占比分別達(dá)49.4%和54.1%。新能源大發(fā)讓火電機(jī)組出力下降，電力現(xiàn)貨價(jià)格也隨之大幅度降低。
山東省新能源裝機(jī)比例超過30%，可以說是名副其實(shí)的新能源大省。其中分布式光伏在新能源裝機(jī)中又獨(dú)樹一幟，因此山東省調(diào)度負(fù)荷曲線在白天形成了早晨、傍晚兩個(gè)用電高峰，而除夜晚外，還有中午（光伏發(fā)電出力最大時(shí)段）的另一個(gè)谷段。
但新能源發(fā)電的波動(dòng)性不會(huì)隨著地理位置的變化而改變，即便是隨著太陽東升西落規(guī)律變化的光伏發(fā)電也會(huì)有“不靈”的時(shí)候。據(jù)上述山東省能源主管部門負(fù)責(zé)人介紹，今年山東省就遭遇過一次4000多萬新能源發(fā)電裝機(jī)出力僅50萬千瓦的情況。
山東省在去年11月的現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行中也感受到了分布式光伏出力波動(dòng)對負(fù)荷預(yù)測的較大影響。2020年11月5日，盡管日前全省11個(gè)地市多云，但日內(nèi)實(shí)際大部分地區(qū)陰天，光伏出力負(fù)偏差高達(dá)39%。這導(dǎo)致9：30至15：00這5個(gè)多小時(shí)里負(fù)荷正偏差2000~3000MW，市場競價(jià)空間大大增加。
最終該時(shí)段實(shí)時(shí)出清均價(jià)為399.35元/MWH，比日前平均價(jià)高出了146.74元/MWH，實(shí)時(shí)與日前的最大價(jià)差也高達(dá)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(jī)超過4000萬千瓦的省級電網(wǎng)，新能源裝機(jī)增速遠(yuǎn)超負(fù)荷增速和調(diào)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(nèi)午間調(diào)峰壓力日益增加，時(shí)段性消納矛盾突出。
而到了供暖季，由于供暖機(jī)組采取“以熱定電”方式確定開機(jī)容量，山東省調(diào)直調(diào)供暖火電最小開機(jī)達(dá)到了3700萬千瓦，系統(tǒng)調(diào)峰能力下降至700萬千瓦。
2021年正月初一（2月12日），山東省負(fù)荷低谷時(shí)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(jī)組深度調(diào)峰后電網(wǎng)仍然負(fù)備用不足，又調(diào)用6臺火電機(jī)組滑參數(shù)調(diào)峰才滿足低谷負(fù)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?！巴怆姾炛虚L期合約，并進(jìn)行偏差考核結(jié)算，也是一定程度的進(jìn)入市場?！鄙綎|省內(nèi)人士說。
在電力供需寬松的情況下，外電努力想要進(jìn)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(shí)現(xiàn)利益最大化。而曾經(jīng)在各地外電入市問題上扮演重要角色的電網(wǎng)公司，也不得不重新考慮自身定位。
電網(wǎng)慘??？
11月10日，浙江省發(fā)改委和浙江省能源局聯(lián)合印發(fā)《2021年浙江省深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革實(shí)施方案》。自國家發(fā)改委10月11日發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（即發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號文，以下簡稱“1439號文”）之后，各省區(qū)市政府都陸續(xù)發(fā)布了類似的文件。但浙江省這份文件中的有這樣一條內(nèi)容：“寧東、皖電等省外燃煤配套電源通過政府協(xié)議、掛牌交易、競爭性招標(biāo)等方式確定上網(wǎng)電價(jià)。非統(tǒng)調(diào)地方燃煤發(fā)電通過掛牌交易、競爭性招標(biāo)等方式確定上網(wǎng)電價(jià)?！?
看到這條內(nèi)容，靈紹直流配套電源企業(yè)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(yè)就上報(bào)浙江省發(fā)改委希望能夠?qū)`紹直流配套電源送浙江的電量電價(jià)按照浙江省基準(zhǔn)電價(jià)上浮20%。寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委也組織了靈紹直流配套電源與浙江省發(fā)改委開展洽談工作。
但截止10月30日，在浙江省發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整我省目錄銷售電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》和《關(guān)于調(diào)整2021年度電力直接交易的通知》、《2021年12月省統(tǒng)調(diào)燃煤上網(wǎng)電量集中競價(jià)工作方案》等文件中，并沒有對外送電價(jià)格進(jìn)行調(diào)整。
10月31日，靈紹直流配套電源企業(yè)直接致函國家發(fā)改委經(jīng)濟(jì)運(yùn)行調(diào)節(jié)局，請求對送浙電量的電價(jià)進(jìn)行調(diào)整。根據(jù)靈紹直流配套電源企業(yè)的說法，今年以來由于煤炭價(jià)格持續(xù)上漲，導(dǎo)致發(fā)電成本與電價(jià)倒掛，火電廠虧損嚴(yán)重，現(xiàn)金流斷裂，企業(yè)經(jīng)營舉步維艱。
根據(jù)《能源》雜志了解，靈紹直流送浙電量電價(jià)此前為寧夏基準(zhǔn)點(diǎn)價(jià)+特高壓輸電價(jià)格。此次靈紹直流配套電源提出希望組織中長期集中競價(jià)交易，給予外送火電與省內(nèi)煤電機(jī)組同等政策待遇，允許其參與省內(nèi)市場交易。
盡管浙江省最新政策僅限于2021年的燃煤上網(wǎng)電價(jià)，而且也沒有明確靈紹直流電源參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場。但也讓外送煤電可以通過市場化手段形成價(jià)格。同時(shí)省外電源主動(dòng)提出以同等身份參與省內(nèi)市場，也會(huì)在未來的現(xiàn)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(dòng)要求參與受端省份的市場交易是一種進(jìn)步?！鄙鲜鲭娏＜艺f，“電網(wǎng)公司組織外送電的模式實(shí)質(zhì)上是送端發(fā)電廠相互直接競爭，是在送端電價(jià)水平上的競爭。送端省份往往電價(jià)水平較低，一旦出現(xiàn)煤價(jià)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(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、電價(jià)水平更高。參與受端市場是在受端電價(jià)水平上與受端電源競爭，送端電源具有成本優(yōu)勢，對送端電源來說更有經(jīng)濟(jì)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(jià)的困擾。而在這個(gè)注定無法多方共贏的局面里，更受傷的是電網(wǎng)公司。
掌握外送電負(fù)荷曲線、電量、電價(jià)是電網(wǎng)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(diǎn)。從本質(zhì)上說，這是電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式在外送電中的延續(xù)。然而隨著“以電力市場化促進(jìn)電力保供”的推進(jìn)，電網(wǎng)公司的“統(tǒng)購統(tǒng)銷”已經(jīng)逐漸顯露出敗像。
“1439號文出臺，電網(wǎng)公司慘敗?！币晃浑娏π袠I(yè)從業(yè)者毫不避諱的評論道。
除了全部開放燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)外，1439號文的另一大突破就是推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場。而且明確規(guī)定了暫未直接從電力市場購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價(jià)格主要通過場內(nèi)集中競價(jià)或競爭性招標(biāo)方式形成。
盡管看起來電網(wǎng)公司還能夠通過代理購電掌握用戶，但隨后國家發(fā)改委又發(fā)布了《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》（即發(fā)改辦價(jià)格〔2021〕809號，以下簡稱“809號文”），徹底打破了電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的局面。
首先，809號文明確規(guī)定“各地要結(jié)合當(dāng)?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展情況，不斷縮小電網(wǎng)企業(yè)代理購電范圍”。這也意味著即便是電網(wǎng)代理購電，也是有時(shí)間上限的，不能持續(xù)下去。
此外，對電網(wǎng)購電的方式也進(jìn)行了細(xì)化。無論是2021年12月底前的掛牌交易，還是2022年1月后的價(jià)格接受者參與市場出清，都堵死了電網(wǎng)代理購電潛在的價(jià)格優(yōu)勢，避免電網(wǎng)掌握代購電的定價(jià)權(quán)。
從時(shí)間限定和購電方式限定這兩項(xiàng)規(guī)定不難看出，政府明確了電網(wǎng)代購電只是一個(gè)過渡性措施。這也意味著2015年中發(fā)9號文中規(guī)定的“電網(wǎng)企業(yè)不再以上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)價(jià)差作為收入來源”進(jìn)入正式的執(zhí)行和貫徹階段。
當(dāng)然了，讓電網(wǎng)企業(yè)退出購售電乃至代理售電市場都是需要時(shí)間，甚至是需要政策強(qiáng)制的。
11月1日，國家發(fā)改委辦公廳和國家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于國家電網(wǎng)有限公司省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則的復(fù)函》。文件透露出國家電網(wǎng)公司在此前已經(jīng)報(bào)送《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則》，兩部委對此做出函復(fù)。
在復(fù)函中，兩部委要求不斷擴(kuò)大市場交易范圍，逐步引入受端地區(qū)大用戶、售電公司等參與交易，優(yōu)先鼓勵(lì)有綠色電力需求的用戶與新能源發(fā)電企業(yè)直接交易。
實(shí)際上，2017年北京電力交易中心就曾發(fā)布《跨區(qū)域省間富?？稍偕茉措娏ΜF(xiàn)貨試點(diǎn)規(guī)則（試行）》的公告，開啟了省間電力現(xiàn)貨的相關(guān)工作。盡管文件中也規(guī)定了買方市場主體包含了用戶、售電公司和火電企業(yè)，但時(shí)間過去了四年之久，仍然只有電網(wǎng)公司參與其中。
“電網(wǎng)公司可能并不打算讓用戶和售電公司參與省間現(xiàn)貨。”上述電力市場專家說，“對于電網(wǎng)來說，掌握省間交易屬于核心利益。只要是逐步放開，就會(huì)被無限期拖延?！?
