見聞|山東電改陷僵局 現貨交易“懸疑案”待解

2020-10-22 16:36:51 來源:能源雜志 作者:武魏楠   點擊量: 評論 (0)
本文共由三篇文章組成:山東電力現貨交易懸疑記者手記:電改中的X因素專訪陳皓勇:節點電價體系在我國大部分地區不適用山東電力現貨交易懸疑...

本文共由三篇文章組成:

山東電力現貨交易“懸疑”

記者手記:電改中的“X”因素

專訪陳皓勇:節點電價體系在我國大部分地區不適用

山東電力現貨交易“懸疑”

不平衡資金出現的背后是電網、發電企業、地方政府博弈,市場交易行為錯位使然,現貨交易中的價格信號未能在供需中傳導。

(來源:能源雜志  作者:武魏楠)

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,山東作為電力現貨市場建設試點省份開展了為期4天的現貨市場連續結算試運行。在這4天試運行期間,無論電網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,國家發改委、國家能源局、山東省政府、國家電網公司、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狀況。

“但國家電網公司直到7月份不平衡資金事實曝光之后,才開始詳細過問。”相關知情人士告訴《能源》雜志記者。

10月9日,山東正式官宣開啟11月整月現貨結算試運行。但是在山東省能監辦和山東省能源局公布的《關于做好11月份電力現貨市場整月結算試運行工作的通知》中,居然規定谷電超過35%的用戶可以選擇退市。“這是嚴重的倒退行為。”山東省內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。山東省能監辦、山東省能源局聯合發文,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曝光,行業內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、還是省外的電力業內人士,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,”業內人士告訴《能源》雜志記者,“山東省已經出了三版現貨市場規則,市場機制趨于完善。現在的突破口就是體制問題,體制不改,改革很難走向下一步。”

根據中發〔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,山東電力現貨市場共進行三次結算試運行;2019年6月至今,山東電力現貨市場交易規則業已經過三次修訂。最近一次修訂是在7月29日,國家能源局山東能源監管辦公布新一版《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》。

“雖然山東出臺了電力現貨交易規則,但每一次結算試運行前都會下發相應的結算試運行文件。最終的運行規則參照當期下發的文件執行。”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。

見聞|山東電改陷僵局 現貨交易“懸疑案”待解

在上表中,2020年5月的山東現貨結算試運行文件規定,“新能源大發導致的不平衡資金”由“新能源、核電和火電機組優先發電量按發電量比例進行分攤”。為何新能源大發產生的不平衡資金,會要求火電優先發電進行分攤?

究其原因是,所謂“新能源大發”實際上包含了山東省電網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,除了清潔能源發電,還有大量的配套火電。

根據山東能監辦公布的《2019年度國網山東省電力公司各市縣供電企業信息公開年報》,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。

按照規則,新能源發電、核電、外來電這些沒有市場化用戶參與的非市場交易電量(或者說叫做優先發電電量),要按照市場價格和保量保價的雙重標準,讓電網公司分別與用戶和發電企業結算。也就是用戶按照較低的市場價格結算,發電側按照較高的上網電價結算。購銷出現了價差,不平衡資金也隨之而來。

“外來電規模相對固定,電網輸配不會輕易減少。而新能源發電出力波動性又比較大。一旦新能源大發,就會造成優先發電電量侵占省內市場化機組的利益。”談到優先發電,山東省內的市場主體都很無奈。

問題是,既然山東現貨市場結算試運行文件已經對不平衡資金的分配規則做了明確規定,為何這一問題會拖延5個月之久?

無法兌現的分配方案

除了結算試運行文件,山東現行現貨市場交易規則也對不平衡資金的分配方案做出了明確的規定。

2020年7月出臺的《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》第十二章第九節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電機組及跨省區聯絡線按照當月上網電量和受電量比例分攤。”

市場規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。

在山東省現貨結算試運行出現大量不平衡資金問題之后,國家能源局曾向山東省內發電企業征求分攤不平衡資金的意見。

據《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年國家發改委發布了《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》,規定“核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元。”2019年中國核能行業協會發布的《我國三代核電經濟性及市場競爭力研究》更是認為,按現行的核電電價條件測算,首批AP1000及EPR項目的上網電價均在0.5元/千瓦時左右。

2019年,山東海陽核電站的發電利用小時數8296小時,冠絕全國。海陽核電站目前已經投產2臺125萬千瓦機組,考慮到山東2019年火電機組發電利用小時僅4000多小時,一個海陽核電站足以和兩三個火電站的發電量相媲美。

爭取更少的分配金額,說明發電企業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根本不愿意分攤這一費用或者解決這一問題,只想維持現狀。

“不平衡資金問題曝光之后,山東省政府特意和國家電網公司多次討論外來電的問題,”業內人士告訴《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公司參與不平衡資金的分攤,也就是目前規則確定的方法;第二個方案是未來山東外來電要根據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公司給出的外來電負荷曲線,直接分配給省內用戶。

結果國家電網對這四個方案全部否定了。

這不是電網公司第一次對規則置若罔聞了。2017年5月31日,山東省能監辦發布《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)》,這標志著山東省輔助服務市場正式開啟。

按照規則,山東省各類輔助服務費用由送入山東的跨省區聯絡線(也就是國家電網公司)參與分攤。“實際上外來電一直也沒分攤。”上述業內人士說。

而其他電源側主體,包括集中式光伏、風電、核電、直調公用火電,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,山東省是持續多年的“缺電”省份。即便是現在,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,只要電網想送就一定送過來。完全沒有市場的概念。”上述業內人士說。

此前,山東省也是跨省區電力直接交易的先鋒。

2016年2月28日,北京電力交易中心發布《2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告》,山東省內24家電力用戶與西北地區發電企業達成90億千瓦時電量的交易,這是全國首例用戶參與的跨區電力直接交易。

2018年,山東省有用戶參與的跨省區交易達到峰值。根據2017年12月山東省經信委公布的《關于2018年跨省區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電力交易。

拐點出現在2019年。

根據山東省發改委、山東省能源局和山東能監辦聯合印發的《關于2019年山東省電力市場交易工作安排的通知》,錫盟、扎魯特跨省區交易由電網公司集中掛牌購電;上海廟送受市場電量也委托電網公司代理集中掛牌交易。參與三條線跨區交易的用戶,調整到省內交易。山東有用戶參與的跨省區交易,只剩下銀東直流一條線路。

官方對于用戶參與跨省區交易縮水的解釋是相關線路出現了價格倒掛,為了提高送電穩定性才由國網山東省電力公司代理購電。

“現在山東省間交易實際上和省內市場是完全割裂的,”上述業內人士告訴《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公司說了算,哪怕是作為代理商的國網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”。

見聞|山東電改陷僵局 現貨交易“懸疑案”待解

2019年12月17日,山東省發改委、山東省能源局、國家能源局山東監管辦公室聯合發布了《關于做好2020年全省電力市場交易有關工作的通知》。文件中的一則規定在售電公司之間引發了軒然大波。

文件稱:“2020年,錫盟和榆橫特高壓交流、魯固直流繼續由國網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年底再根據跨省區交易疏導分配意見進行清算。現貨市場連續結算試運行后,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務被強行預定了。看起來一點也“不市場”的行為卻在一開始引得售電公司蠢蠢欲動。

“按照銀東直流的經驗來看,外電有3分的降價空間。這可比省內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。”知情人士向《能源》雜志記者透露。

這600億市場平衡電量從何而來?“去年山東省內市場交易電量1800億千瓦時左右,但火電因為調峰、供熱,發了2400億千瓦時。省內火電機組的優先發電電量,僅有600億,不足發電量的25%。”山東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。火電就能多發600億優先發電電量了。”

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。根據市場平衡電量的實施細則,這部分電量直接由電網和用戶完成交易,而降價空間未來會由電網轉嫁給用戶。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完成,售電公司甚至連現金流都摸不到。

“與用戶開展的電力交易由電網公司一力主導,形成電網公司直接進入競爭性售電市場的既成事實。發售一體的企業雖然也有損失,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。”上述知情人士說。

全電量市場交易博弈

在《能源》雜志記者的調研中,解決外來電、新能源發電造成的巨額不平衡資金問題,讓這些優先發電量進入現貨市場是共識方案。

這也是經過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日國家發改委副主任連維良主持召開山東現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、外來電在內的優先發電電源,都要進入現貨市場。

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貨市場。根據國家發改委2017年發布的《優先發電優先購電計劃編制暫行辦法》,風光等可再生能源發電、調峰發電、民生供熱發電等屬于一類優先保障;而外來電、核電均屬于二類優先保障。從優先發電的優先級上來看,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,但實際執行起來并不那么容易。電網企業并未放棄代理外來電交易,外電市場化進程艱難。其他的優先發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。“要是只追繳1、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了,也就不愿意繳了。”

而且,全電量市場不僅是發電側全電量,還有用戶側的全電量。2019年6月,國家發改委發布《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》,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年前就陸續公布了全面放開經營性電力用戶參與電力市場化交易的通知,規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,山東省發改委、工信廳、能源局和能監辦才發布了《關于做好我省全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》,提出“三年內放開符合條件的經營性電力用戶。2020年底前優先放開年電量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營性電力用戶,2022年底前放開全部符合條件的低壓經營性電力用戶。”

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營性電力用戶發用電計劃上顯得更加保守。

“經營性電力用戶的發用電計劃之前屬于政府權力的一部分。”山東省內的市場主體對此評價到。

電網、發電、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。看起來是一劑良藥的全電量市場也布滿了荊棘。

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。

“其實從幾次現貨結算試運行來看,山東市場內還是有一些問題暴露出來的。只不過現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。供需決定價格的經濟學原理理論上應該適用于電力現貨交易,甚至會表現的更加精細。

但是山東幾次現貨結算試運行都出現了一個尷尬的情況——峰谷電價倒掛,也就是谷段電價高于峰時電價。這也就成為山東現貨市場最大的一個潛在“雷”。

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“白天價格太低的主要原因就是光伏發電量很多,拉低了競價價格,”一個火電廠的人士告訴《能源》雜志記者,“晚上光伏不發電了,谷段電價就會大幅上漲。”

峰谷電價倒掛的延續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,電網負荷大大增強,調度的難度也加大了。而更嚴重的問題是谷段用電量大的企業因此會退出市場。

以35千伏工商業用戶電價(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。現在的現貨市場里,谷段價格甚至要2毛錢。如果延續這樣的價格,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。發電企業、售電公司的盈虧取決于各自在市場規則下的經營能力。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,主動參與電網調峰。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。電力現貨市場中,由于電網可能存在阻塞,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。而山東現貨規則則通過在某些節點設置必開機組或必停機組來避免電網的阻塞。

但是迄今為止,山東省尚未出臺明確規則對必開機組和必停機組的定義進行確認,完全依靠調度機構的自由裁量權決定。“如果沒有明確的標準,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,”上述業內人士說,“山東省內的發電企業已經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火電企業有重大影響。作為擁有最大規模火電裝機、且長期缺電的山東省,省內火電企業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貨價格的一路走低,山東火電企業的好日子怕是走到了盡頭。另一方面,縈繞在山東火電企業頭上的“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電集團(國家電投在山東無火電資產)。在2020年山東年度電力直接交易(雙邊協商)中,央企發電集團占據了超過80%的市場份額。市場力限制就成了山東市場監管和規則制定當中的要點之一。

根據《山東省電力市場監管辦法(試行)》,同一發電集團公司所屬發電企業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。具有關聯關系的售電企業代理用戶年度用電量不超過全省全部市場電量的20%。

然而白紙黑字的監管規則卻完全沒有辦法限制住發電企業。

“有些發電企業在山東省內市場份額都超過30%了,下屬售電公司卻要限制在20%的電量,這幾乎不可能。”省內知情人士對《能源》雜志記者透露。

據了解,發售一體公司繞過“20%”監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。

至于發電裝機市場份額限制在20%的規則,在電廠內部看來也是“很不靠譜”。

“火電企業多是國企,山東省文件要華能、華電出售資產,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僅4500左右,與2018年超過5000相比有了不小的下滑。但據電廠人士透露,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定的范圍內。”

但山東火電的好日子可能在2020年到頭了。不少省內市場主體預計,今年山東火電設備利用小時數只有3800左右,2021年仍然會進一步降低。

在現行市場中,火電企業往往通過價格聯盟的方式發揮市場力作用。但在現貨市場中,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《山東省電力市場監管辦法(試行)》也規定,如有超過20%電量的市場成員報價一致,就會由能監辦和監管部門介入調查。

“現在對于火電的監管基本集中在價格方面。到了現貨市場,這個監管范圍就有點窄了,”上述或電廠人士說,“尤其是市場份額多的企業,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。”

市場監管機構人士也坦言,對市場力的監管是一場持久的“貓抓老鼠游戲”,但目前貓手里掌握的方法要比老鼠少一些。“總有人誤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

山東電力現貨市場建設對于火電最大的紅利就是:不用再緊盯著發電設備利用小時數和煤價兩個指標衡量企業盈利水平。

“我們自己感覺,未來改革的趨勢是央企發電集團抓大放小,”上述發電內部人士說,“保留大容量機組,30萬以下的機組該出售還是要出售的。”

這不僅僅是發電企業迎合市場監管規則的規定,也是因為在未來的電力現貨市場中,小機組與大機組的報價、盈利策略將會完全不同。

“現在是百萬千瓦機組也參與調峰,甚至把發電出力壓給30多萬千瓦小機組;小機組有時候也是一直滿發,完全沒有體現出經濟性和環保性,”山東市場管理機構內部人士說,“今年3800的利用小時數,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,白天覆蓋現貨高價時段,低價時段簽約保證價格合理性,就可以“穩賺不賠”。30萬以下的小機組更多參與調峰、調頻等輔助服務市場,參與谷段競價。這是山東省內各方一致看好的未來市場格局。

發電企業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行市場的雙邊協商價格為主。但在真正的電力批發現貨市場下,零售合同更加多元。售電公司應當在掌握現貨價格規律的基礎上,為用戶提供不同的價格組合選擇。

“現在是售電公司先跟用戶簽零售合同,再去批發市場找電量,”一位售電市場主體說,“這樣做在現貨市場里風險非常大。售電公司一方面不知道現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,現在所有用戶的歷史數據都在電網公司手里,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市場購買電量,還可以集合自己手中的用戶,主動參與電網的調峰,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。”

記者手記:電改中的“X”因素

無論政府還是企業,都由一個個人組成。這或許是電改中的未知因素。

在記者記憶中,2015年電改9號文問世時,能源圈里的討論可謂是轟轟烈烈。樂觀派看到了新一輪電改中的賺錢機會,悲觀派們看到了最終文件與征求意見稿有著巨大的差別。

然而改革并不會被討論者左右,依然推行下去了。但是5年之后我們再度回首,電力市場改革已然“遍體鱗傷”,行至今日變得“雨點小,雷聲也小”。

這次調研,記者與山東、北京的市場參與者、電改專家都有交流。有些人帶了一肚子的話,有些人不知道該說些什么,還有人說“善待山東市場吧,最近挺慘的”。

有人慘,那就是有人不慘。廣東市場和山東市場最近挨批評最多,但這也是因為這兩個市場的透明度算是最高、信息披露算是最及時的。落入了中國人常說的“槍打出頭鳥”的俗套。

與之對比,其他幾個電力現貨試點的省份,就神秘多了,啥數據也看不到,也無法置評。采訪時有人說的很直接:“甘肅、山西這種發電側單邊競價的市場,其實就是發電權轉讓的游戲,這些省的市場還能叫現貨市場么?”

按理說中央自上而下,高規格的改革,在中國的政治體制下,不說是暢通無阻,起碼5年里也該有一定的進步。但現在來看,進步是有的,但問題似乎暴露得越來越多。

漸漸地,我發現了一個常常被我們大家忽視的電改“X”因素。它在潛移默化地影響著電改。這就是人的因素。

處長們的舊事

在山東采訪的時候,有一個采訪對象忽然感慨地說了一句:“徐處長傳說要調走了。”我心中疑惑,便細問了情況。

原來是江湖傳言山東省能監辦的徐連科處長大概1個月前就被上級組織部門找談話了并考察,可能要調走。市場主體都覺得徐處長在任上很是支持改革,對他的下一任是何種人物心存忐忑。

我說:“傳言而已,做不得真。”對方搖搖頭不說話。

我一下子就想起了千里之外另一個處長的事情。2019年4月,在浙江省發改委向全省市場主體培訓現貨市場規則的時候,我第一次見到了浙江能源局電力處金國生處長。

培訓開始前,金處長按慣例會講幾句開場白。但在這短短的開場白中,金處長講述了規則制定乃至整個電改過程的艱難。畢竟,浙江省在現貨試點中曾最早高調招標,并用幾千萬雇傭PJM的正版團隊制定規則,但幾年之后才把現貨規則拿出來。說至動情之處,金國生一度哽咽。

雖然有人笑稱浙江現貨規則是把PJM市場規則“從英文翻譯成了中文”,但浙江規則出臺后確實收獲了一大批外界的贊譽。再然后,2019年6月金國生被調離了電力處。再后來,浙江市場就戴上了“進展緩慢”的帽子。

我后來和一個省外的專家聊及金處長,有人曾把他稱為“改革亡命徒”,不經啞然失笑。不過也有人覺得這個評價或許對個人太過夸張,但是對其他諸多身處改革前沿的人而言,很有價值。

“我也算是改革派了。但如果我離開這個崗位,我還能為改革做什么貢獻呢?所以說,不能沒有理想,也不能太理想主義。先保住自己,別像金國生一樣,還沒上戰場呢,就犧牲了。”

人的社會性

在山東電改僵局中,我們看到了政府在面對外來電和放開經營性電力用戶發用電計劃是的兩面性。

“客觀地說,山東省政府對于電改非常支持。但是涉及到自己利益總是會傾向性。”一位采訪對象這么評價政府。

無論是電網還是政府,都由一個個的人組成。我們常說改革損害了誰的利益,但有的時候往往不會去細究到底是誰的利益,是什么樣的利益?對于組織和組織中的個體來說利益是有區別的。

對于組織來說,更多的是權力。就像電網有跨區的調度權力,外來電的多少、負荷都由國調決定。至于理由,一個“大范圍優化資源配置”就可以概括。至于受端的用戶負荷曲線,對于電網來說也重要、也不重要。因為這都無法影響到它調度的權力。

而組織的權力對于個人來說并不意味著直接的經濟利益,卻提供了一定的尋租空間。這是一個異常敏感的話題。但尋租并不一定都意味著腐敗和經濟犯罪,這也是一種偏見。

類似“山東2020年省外來電含600億平衡電量”的規定,實際就是政府、電網和發電之間的利益交換。由于缺乏合理的市場機制,發電又必須有所補償,最終的結果就是犧牲了沒有話語權的售電公司的利益。

社會性是生物作為集體活動中的個體、或作為社會的一員活動時所表現出的有利于集體和社會發展的特性。社會性是個體不能脫離社會而孤立生存的屬性。

如果發電、電網、政府,作為集體都無法做到全身心、100%支持改革,我們憑什么期待組織中的所有個體都要推進改革呢?

作為一個旁觀者,在一次深入地實地調研后,我切切實實感受到了改革的艱難。大家都知道利益集團強大,但是破除利益障礙的路徑在哪里?權力來自于體制。解決人的問題,解決體制的問題,是這一輪電改成功的必要條件。

專訪陳皓勇

節點電價體系在我國大部分地區不適用

在大多數人將目光更多地聚焦于是哪些因素或者力量在阻礙電改時,電改本身存在的問題不應該被忽視。電力體制改革本質上依然是一次對于生產關系的調整而非技術變革。因此體制改革從來都是首要任務。

但目前來看,更多的時候我們會聚焦于機制問題,忽視了體制改革才是核心。即便是學術性、技術性的問題,我們也應該有更多的討論空間,而不是被動地進行畫地為牢式的“爭論”。

為此,《能源》雜志專訪了華南理工大學電力經濟與電力市場研究所陳皓勇教授,探討電改的體制核心與更廣泛的技術性問題。

《能源》:目前電改陷入了一定的“停滯”境況,您認為目前的電改存在哪些核心問題?

陳皓勇:首先,電力體制改革的關鍵是生產關系的調整,而不是技術革新。電改改的是電力行業的經濟關系,變的是市場主體的經濟行為,而技術僅僅只是作為支撐手段,作為體制改革的一種,也并非學術問題。

從計劃到市場轉軌的核心是資源配置權的重新分配,也就是政府將手中的資源配置的自主權下放到市場主體。由于市場總體供需平衡的要求,將由市場機制這只“看不見的手”形成市場價格,即所謂“隨行就市”。這也是中發〔2015〕9號文“管住中間,放開兩頭(即供需兩側)”的本質含義。

本輪電改在習近平總書記提出的推動能源生產和消費革命的大背景下啟動,外部環境有了很大的變化,特別是火電產能過剩嚴重。電力供過于求的局面成為電改啟動的良好條件,實現競價上網的條件已完全具備。

實際上,如果不是人為原因的話,我國電力市場改革的起步是可以極其簡單的,就是把過去由政府制定的年度發用電(量)計劃和年分月發用電(量)計劃用競爭性的市場機制來形成,而根本不用改變電網的調度操作流程。如果本輪電改中交易機制仍不能如期建立起來,其原因一定在于人為的誤導和阻礙,而不存在任何難以克服的客觀困難。

《能源》:本輪電改已經形成的市場機制中,從技術上來說還存在哪些問題?

陳皓勇:當前我國的現貨試點省區紛紛開始了試運行,這些試點大多模仿美國電力市場模式,也就是采用節點邊際電價體系。看起來節點電價似乎很完美,但必須指出的是,節點電價是完全基于“工程師思路”而設計的,其基礎是最優潮流模型。節點電價在處理輸電網絡阻塞方面或許是有效的,但也存在很多問題,如對電網物理參數和運行條件過于敏感、阻塞費用過高、發電商和用戶承擔的電價波動風險過大等。

美國輸電網投資自上世紀70年代以來一直裹足不前,而且長期滯后于電力需求和發電容量的增長。由于輸電投資水平低,跨州、跨區電網聯系薄弱,輸電能力不足,輸電阻塞嚴重。

因此在美國電力市場,引入節點電價體系,以反映物理輸電網絡阻塞,使得交易出清結果自動滿足輸電線路傳輸容量約束,并為阻塞費用分攤提供依據。以PJM為代表的美式電力現貨市場的目的實際上是采用市場機制打破電力公司(utility)的“各自為政”,實現更大范圍的經濟調度。

《能源》:中國不適合節點電價體系么?

陳皓勇:這主要有兩方面的問題。首先,節點電價體系考慮的電網技術約束雖然十分復雜,但其所依據的經濟學理論卻是理想的完全競爭市場模型。我國各地區經濟發展水平和資源稟賦差異巨大,若在差異顯著的區域建立完全自由競爭的統一電力市場,其結果是欠發達地區的電價被抬高,而且可能失去使用電力資源的權利;發達地區則可能利用其電價較高、購買力較強的優勢通過市場機制與欠發達地區爭奪電力資源,使得自身電價水平趨于降低,但也將對本地區的發電企業形成沖擊。這與國家區域協調發展的戰略背道而馳。此外,其他一些有關市場公平性的問題在節點電價體系下也難以解決。

而且我國輸電網較新,設備冗余度高,500kV輸電線路輕載情況相對較為嚴重,大部分線路處于長期輕載的情況,只有相對少數線路負載率超過50%,其他電壓等級也類似。此外,國家電網和南方電網都屬于國有的統一大電網,輸電線路傳輸容量約束和阻塞費用分攤并非電力市場的關鍵問題。

其次,美國電力市場建設的前提是電力公司將調度權上交至ISO(獨立調度)或RTO(區域輸電組織)。中國的國情既不適合邊際節點電價理論,也沒有完成調度獨立,此外復雜的節點電價出清計算程序的收斂性也存在問題。所以節點電價體系在我國大部分地區都不適用。另一方面,在可再生能源大規模接入的背景下,美國的節點電價電力市場本身也遇到了許多比較棘手的問題。

《能源》:調度獨立是電力現貨市場的先決條件么?

陳皓勇:在歐美電力市場中,調度獨立的涵義可能各有不同,但與電力現貨交易的建立都是如影相隨的(日前市場、日內市場一定獨立于電網公司,維持實時電力平衡和電力系統安全的實時市場可以留在網內),這是因為現貨交易的結果直接就是電力系統調度計劃,調度機構本身就是電力現貨交易所,只有調度獨立(其含義實際上是現貨交易所獨立)才能保證交易的公平、公正。

在我國的現實條件下,由于允許電網參與競爭性售電,如果建立現貨市場,電網公司要么調度/交易完全獨立,要么完全退出競爭性售電,兩者只能居其一。這只是基于“裁判員不能兼職運動員”的常識,也是建立“網運分開”的電力市場機制的前提。此外,調度獨立并非指把所有調度功能都獨立于電網,在交易中心獨立的條件下,調度獨立的含義是將日前、日內現貨的出清權(即電價、電量決定權)劃歸交易中心,而實時平衡和調度操作權仍可留在電網調度機構。

《能源》:電網調度往往與電網安全一起被提到。這兩者是什么樣的關系?

陳皓勇:“調度獨立”是否會影響電力系統安全可靠性雖然目前存在一些爭論,但并未找到“調度獨立”影響電力系統安全可靠性的明確依據。

從2003年美加“8.14”大停電來看,電力市場化改革對電力系統安全確實有一定影響,比如導致電網投資不足、廠網協調困難、過于追求經濟性而忽視安全性等等。但和“調度獨立”沒有直接關系。實際上美國的經驗恰恰說明,打破電力公司“各自為政”的調度方式,將調度權獨立出來并實行大范圍的統一安全經濟調度,這樣可以加強集中化的調度管理。在嚴格的強制性電網運行可靠性標準下,對電力系統安全反而是有利的。

《能源》:在電力市場的建設中,您認為中國應該參考什么國際經驗?

陳皓勇:北歐電力市場中不同國家分為不同的區域,在有的國家內部也進行了分區,這主要是由于這些區域間經常出現阻塞。

若北歐電力市場出現阻塞,則在相應地區劃分區域實行分區電價,進行新一輪的價格計算,并且進行對銷貿易(er-trading)來消除阻塞,其成本由TSO(輸電系統運營商)來承擔并作為電網需加強的信號,最終該區域電價和系統電價會出現差異。

這種區域劃分是不固定的,一般能維持三至四個月,視不同阻塞情況而定。以瑞典為例,全國基本分為四個區域,在實際中,瑞典本質上是一個同價區域。如在2014年,其全國有86%的時間是同價的;其區域電價差異主要發生在區域3和區域4,但這兩個區域仍有90%的時間是同價的。區域間聯絡線不斷加強,差異電價情況也會相對減少。最終分區電價作為該區域現貨市場結算價格,而在金融市場一般以系統電價(systemprice)作為參考價格。

可以看出,北歐電力市場的分區電價體系設計更多地體現了經濟學家的思路,其價區劃分不僅僅是物理網絡約束,還有社會經濟方面的考慮并涉及到國際貿易因素,可以看出一個不同于物理電網的“貿易網絡”的存在。價區的劃分涉及市場公平性的問題,也與輸電網物理阻塞有關。事實上,北歐也曾經討論過是否將分區電價改成節點電價,但最終這個提議被否決了。

在社會主義市場經濟體制和公有制為主體的背景下,我國完全可以借鑒北歐電力市場的對銷交易方式,而在長期的電力系統運行實踐中也積累了豐富的斷面潮流控制的技術經驗,不一定要轉化為節點價格信號并由之來引導供需和分攤阻塞費用。

此外,日本電力市場改革是學習借鑒歐美改革經驗后再結合本國特點進行市場設計的結果,從售電側引入競爭著手的改革路徑與我國也更為相近,而且在歷史文化方面也有諸多關聯,其改革的經驗和教訓更加值得我國關注。

《能源》:對于目前各省正在進行的現貨試點,您認為市場主體還有哪些問題沒有意識到?

陳皓勇:當前的一種錯誤觀點是將電能中長期交易與日前、日內、實時交易簡單理解為遠期(期貨)與現貨的財務(金融)關系,沒有認識到通過電能中長期交易,讓供需方盡可能早地制訂發用電計劃(含負荷曲線)對電力系統安全經濟運行的重要作用。

雖然國外電力市場常采用金融合約鎖定遠期的電量和電價,但這僅僅是一種財務結算關系,其背后的實物商品仍然是現貨市場中分時交易的縱向“能量塊”,沒有從物理上解決電能生產和消費的時間連續性問題。實際上,在北歐電力現貨市場,早都建立了多個連續時段整體參與競價的“能量塊”(block)交易品種。在日前、日內、實時市場上通過全電量集中競價形成交易(調度)計劃和市場價格的市場機制,將徹底改變電力系統多年來形成的安全經濟調度習慣和模式,給市場交易和電力系統運行帶來極大隱患。

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責任編輯:張桂庭

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