eo記者 姜黎
過去的2019年可謂電力現(xiàn)貨市場建設的突破年。國內(nèi)首批8個電力現(xiàn)貨試點已全部進入結算試運行階段。截至2019年9月30日，國家電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)山西、甘肅、浙江、山東、福建均開展了為期一周的結算試運行，四川開展為期5天的調電試運行，蒙西也開展了連續(xù)結算試運行。2019年10月18至27日，南方（以廣東起步）現(xiàn)貨市場開展了完整的中長期+現(xiàn)貨按周試結算。
8個試點都或多或少地遇到了挑戰(zhàn)，比如現(xiàn)貨價格普遍偏低，使用輸配電價“順價”出現(xiàn)問題，省內(nèi)與省間市場銜接出現(xiàn)意外等等，各有各的故事。
電力現(xiàn)貨市場就像一根探針，觸碰新舊電價體系、系統(tǒng)運行方式、電源電網(wǎng)規(guī)劃甚至國家宏觀調控。一位資深電力研究者指出，用過去的方式已經(jīng)難以精準解決現(xiàn)在的矛盾，也難以實現(xiàn)改革的增量效益。“好的市場機制設計不應一味地向主客觀環(huán)境‘妥協(xié)’，而是應該堅持市場內(nèi)核，逐漸影響原有的體系、模式。”
臨近2019年底時，國家發(fā)展改革委、國家能源局召開電力現(xiàn)貨試點工作專題會議。據(jù)悉，會議聚焦討論、解決現(xiàn)貨試點過程中發(fā)現(xiàn)的重點、難點。會上，國家發(fā)改委副主任連維良指出，下一步電力市場建設“步子要穩(wěn)，試要積極，情況要清，政策要慎”。
低價風險
在2019年9月的結算試運行中，試點地區(qū)現(xiàn)貨價格大幅低于中長期價格是普遍現(xiàn)象。據(jù)eo多方了解，綜合公開信息統(tǒng)計，山東、浙江、甘肅現(xiàn)貨平均價為0.015-0.339元/千瓦時，較火電標桿電價降低16%-49%；廣東除第一天日前0.359元/千瓦時、實時0.315元/千瓦時之外，其他日期的日前及實時電價均價分別為0.215元/千瓦時、0.19元/千瓦時；福建現(xiàn)貨價格較高，為0.373元/千瓦時，較火電標桿降低5.2%。
而四川是數(shù)個試點省區(qū)中整體價格偏低最嚴重的一個，平均0.011元/千瓦時。9月20日，四川省電力交易中心宣布擬于9月26-30日開展現(xiàn)貨市場連續(xù)調電試運行和結算試運行。9月29日，由于系統(tǒng)安全升級，交易中心發(fā)布《關于取消現(xiàn)貨試結算運行用電側日前市場申報的緊急通知》。
結算試運行期間，發(fā)電側報價出現(xiàn)了連續(xù)三天96個點零價的情況。相關媒體報道，對于發(fā)電側來說，由于中長期合約內(nèi)電量按合約價結算，并沒有損失。即使申報電量無法全部中標，由于現(xiàn)貨價格低于發(fā)電成本，不發(fā)電反而更受益。而對于用電側來說，超用電量能夠獲得優(yōu)惠的現(xiàn)貨價格。
但這種看上去的“雙贏”難以持續(xù)?，F(xiàn)貨市場的低價會大大降低用戶簽訂中長期合約的意愿，導致發(fā)電側這種超低價策略沒有合約對沖，出現(xiàn)巨額虧損。
一位業(yè)內(nèi)人士指出，四川嘗試“照顧”各方面的訴求，設計了“精密”的中長期市場，但在現(xiàn)貨當中，反而可能因為這種“精巧”的設計，出現(xiàn)極端情況。
在近期試行的現(xiàn)貨結算中，山西也出現(xiàn)了比較極端的低價情況。據(jù)悉，2019年12月7日至12月13日，國網(wǎng)山西省電力公司開展了為期一周的電力現(xiàn)貨全流程試結算工作。日前出清最高價格365元/兆瓦時，最低價格0元/千瓦時；日均最低價格19.61元/兆瓦時，最高價格99.08元/兆瓦時。
當?shù)貐⑴c交易的電廠人員告訴eo，進入供暖期，按照“以熱定電”的原則，供熱機組都是必開機組，供熱機組和新能源機組基本可以滿足全省電力負荷，現(xiàn)貨市場里的價格決定者就剩下純凝機組，因此，除早高峰和晚高峰以外，這些機組為了能夠保持開機，紛紛報出了“地板價”。
“對于純凝機組來說，現(xiàn)在要是停下來，再啟動可能就要到2020年2、3月了，還不如撐過供暖季?！鄙鲜鋈藛T說。
原本最讓人擔心報價發(fā)生“踩踏”事件的甘肅，在結算試運行期間雖然價格也相對偏低，但并沒有出現(xiàn)零價極端情況。據(jù)悉，甘肅現(xiàn)貨市場讓新能源和火電機組同臺競爭，形成了類電力庫的單邊競價市場。
一位行業(yè)分析人士說，現(xiàn)貨市場產(chǎn)生的價格結果充分反映出了各地機組結構與原有運行方式的特點，要做到真正的“同臺競爭”，許多習以為常的“規(guī)則”需要調整。特別是要回答，是否相信市場手段能夠更好地保障民生，產(chǎn)業(yè)政策是否能夠改為“場外調節(jié)”的問題。一位國際電力市場的資深從業(yè)者指出，在設計市場時就應遵循技術中立原則，即不偏重任何技術手段，把對技術的選擇通過市場外政策手段體現(xiàn)。
還有業(yè)內(nèi)人士提出，當前市場本質上是單一電能量市場，而單一電能量市場競爭設計依據(jù)的是邊際定價思路，機組固定投資成本難以通過它來完成回收。而在從計劃向市場轉軌的過程中，各類機組不同程度上都存在擱淺成本問題，國外普遍對擱淺成本利用市場紅利進行補償。國內(nèi)如果把“出清”過剩產(chǎn)能的壓力全部放在電能量市場，特別是現(xiàn)貨身上，將對市場建設產(chǎn)生不利影響，建議從國家層面研究電力市場化改革會帶來的擱淺成本及其處理問題，為發(fā)電側平等競爭提供必要條件。
艱難的“順價”
隨著現(xiàn)貨市場的推進，部分試點省份患上了“順價不適應癥”。
2019年11月20日，廣東省發(fā)改委、國家能源局南方能監(jiān)局發(fā)布《關于做好2020年廣東電力市場中長期交易合同簽訂工作的通知》（粵發(fā)改能源函〔2019〕3704號），2020年中長期交易依然按照“價差合同+曲線”的模式組織。
而在兩個月前，2019年9月18日晚10點，廣東電力交易中心官方微信公眾號發(fā)布了一條消息，閱讀量瞬間達到四位數(shù)，至今仍位列各類通知“前茅”。
這條信息提到，按照《廣東省能源局關于暫停開展9月份電力現(xiàn)貨市場按周結算試運行的通知》（粵能電力函〔2019〕565號），暫停開展2019年9月份按周試結算試運行工作，9月份仍按現(xiàn)有電力中長期交易規(guī)則執(zhí)行。
這一天也正是廣東首次試行以絕對價格按周試結算的日子，市場卻突然按下了暫停鍵。
本輪電力體制改革啟動時，廣東一直采用價差模式，電力交易合同約定的是電價相較目錄電價的降幅，9月按周試結算暫停前的兩次現(xiàn)貨試結算也沿用了這一模式，同時只涉及日前和實時市場結算。
價差模式有利于規(guī)避不同類型電源間成本差異對交易價格產(chǎn)生的影響，有效減輕了市場化交易對各主體利益的沖擊。不過，多位業(yè)內(nèi)人士指出，這種模式依然是建立在標桿上網(wǎng)電價基礎上的思路，形成了“歷史成本越高—核價越高—降價絕對值相同—高成本機組降低比例少—高成本機組反而有競爭優(yōu)勢”的邏輯鏈，導致中長期交易資源逆向配置，抵消了以“全社會福利最大化”為目標的現(xiàn)貨市場帶來的效率，長此以往，市場化交易難以體現(xiàn)不同類電源的成本差異，讓用戶感知生產(chǎn)成本變化的目的，電網(wǎng)企業(yè)也沒有改變購銷差價的模式。
在原定于9月開展的按周結算試運行方案中，廣東決定改變價差模式，全面應用已核定的輸配電價，按照絕對價格模式開展交易。
但轉換為絕對價格模式后，現(xiàn)貨市場使用用戶側統(tǒng)一結算價格，由于目錄電價不同，一般工商業(yè)用戶和大工業(yè)用戶獲得的實際價差也不同。2018年以來，一般工商業(yè)電價兩次下調，這使得他們在市場中獲得的價差收窄。而中長期合同又是上一年按照價差模式簽訂的，導致代理了較多一般工商業(yè)用戶的售電公司要“平白無故”遭受虧損。
此后，為了規(guī)避用戶目錄電價政策調整導致的售電公司盈虧風險，在10月18-27日重啟的“中長期+現(xiàn)貨”按周試結算中，廣東設置了新的零售合同處理機制，電網(wǎng)公司按照售電公司中長期合同電量收益不變的原則，補貼售電公司“倒掛”的差價，但仍然沒能徹底實現(xiàn)“順價”。
浙江也遇到了“順價”難題。
曾有市場的資深研究者指出，國內(nèi)即使是有售電公司參與的零售側也并非真正的零售市場，因為售電公司沒有定價和結算權。而浙江首先突破了這一點，本輪中長期交易將在全國范圍內(nèi)率先實現(xiàn)批發(fā)和零售市場完全分離的模式，即不采用價差模式，售電公司與用戶自由協(xié)商絕對價格，售電公司給交易中心提供用戶結算所需的信息。
浙江宏博售電有限公司相關負責人認為，在目前其他各省區(qū)廣泛應用的價差傳導模式下，幾乎所有售電公司的生存模式就是“無標準圈定客戶+單純發(fā)電側讓利”，這樣的模式造成電力用戶、售電公司和發(fā)電集團之間持續(xù)“零和博弈”，用戶和售電公司的收益完全取決于發(fā)電廠單方面讓利，沒有創(chuàng)造新的價值。當然，這樣的模式有利于獨立售電公司在改革初期獲得短期收益。而浙江的結算方式使電價組成更加透明，理順了價格體系，對尖、峰、谷進行分段結算也十分接近現(xiàn)貨運作。
據(jù)悉，一些專業(yè)性較強的售電公司已經(jīng)開始著手布局，收集不同類型的用戶的負荷曲線并對用戶進行分類建模，力求盡早模擬出不同類型用戶的典型負荷曲線，從而提高風險控制能力，完善自身的定價機制和策略，加強市場競爭力。
但這樣的“突破”也帶來了問題。根據(jù)2019年9月浙江省發(fā)改委、能監(jiān)辦、省能源局聯(lián)合印發(fā)的中長期電力交易基本規(guī)則，煤炭、鋼鐵、有色、建材等四大行業(yè)且供電電壓為10千伏及以上的電力用戶可參與浙江售電市場。至此，在市場中，用戶一共有三類，一是由電網(wǎng)代理的市場化用戶，類似電力庫模式，二是直接參與批發(fā)市場交易的大用戶，三是由售電公司代理的用戶。
絕對價格下，代理谷段用電量超過50%的用戶，零售商會虧損，導致售電公司紛紛爭取峰電用戶，谷電基本留在了電網(wǎng)。而放開的四大行業(yè)用戶大部分又是谷電比例高的，據(jù)了解，4000多戶用戶，只有800余戶參與交易。近一個月來，電網(wǎng)公司就虧損近2000萬元。
有業(yè)內(nèi)人士指出，這部分價格成本全部讓電網(wǎng)公司承擔是不合理的，但這是從目前市場向現(xiàn)貨市場轉變過程中無法回避的問題，維持浙江當前的結算模式，反而有利于盡早解決這個問題。
上述人士認為，電網(wǎng)企業(yè)當前的虧損可計入輸配電不平衡賬戶，使關鍵時期輸配電價的核定能夠更貼近于現(xiàn)貨建設期間電網(wǎng)公司承擔公共服務和社會責任所必需的合理成本。未來可通過征收1.2倍保底供電電價避免電網(wǎng)企業(yè)虧損。
2019年8月12日，國家能源局官網(wǎng)發(fā)布對《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》的解讀指出，一方面要確保市場設計科學合理，建立市場機制和價格機制引導電力生產(chǎn)和消費，促進電力工業(yè)健康發(fā)展；另一方面也需要綜合施策、共同推動，全面加強配套機制建設。如，建立與現(xiàn)貨市場銜接的用電側電價調整機制，逐步解決用戶側價格雙軌制問題；完善與現(xiàn)貨市場配套的輸配電價機制，更加科學合理界定電網(wǎng)使用成本，更加有利于擴大電力資源優(yōu)化配置范圍。2020年1月7日，國家發(fā)改委官網(wǎng)再次轉發(fā)對這份文件的官方解讀。
電源間“相煎何太急”
高成本機組、外來電如何參與市場已成了現(xiàn)貨市場建設的“老大難”問題。
為了讓不同成本機組同臺競爭，廣東的現(xiàn)貨市場規(guī)則允許對高成本機組給予結算后補貼，即對于比燃煤機組標桿電價高的燃氣機組、水煤漿機組和煤矸石機組等，根據(jù)機組歷史利用小時和成本差異，給予一定的市場補貼費用，費用由市場用戶按電量分攤。
據(jù)eo了解，由于補貼支出將抬高部分用戶的購電成本，9月試結算開始前，就有售電公司提出不愿意承擔這部分費用。為了保證試結算的順利推進，9月按周試結算運行期間，電源側成本補貼由省內(nèi)電網(wǎng)企業(yè)承擔，納入電網(wǎng)企業(yè)購電成本。
近年來，廣東高成本燃氣機組增多，目前新增發(fā)電成本由電網(wǎng)公司承擔，難以通過市場疏導。據(jù)測算，累計120億元燃氣機組新增成本未能通過銷售電價予以疏導。
國家相關主管部門官員在10月時的一場電改研討會中表示，完全使用輸配電價核定電網(wǎng)公司成本與收益后，由電網(wǎng)承擔高成本機組補貼是缺乏依據(jù)的，而將這部分成本傳導到用戶又與目前的終端電價政策導向不一致。
“目前的改革充分體現(xiàn)了兩套電價體系要用哪一套的問題?！?
當然，針對燃氣機組的補貼，業(yè)內(nèi)也有不同意見，認為燃氣機組不應抱著靠發(fā)電量掙回成本的思路，而是應該更多發(fā)揮自身啟動靈活的優(yōu)勢響應現(xiàn)貨市場價格。
據(jù)了解，2020年廣東還將陸續(xù)有新的燃氣機組和成本更高的海上風電投產(chǎn)。一位資深市場研究者指出，現(xiàn)貨配置資源不僅僅反應在短期上，其信號應該用于規(guī)劃。按照終端用戶價格短期內(nèi)不上漲的原則，廣東近期顯然已經(jīng)難以承受如此多的高成本機組，否則市場將受到“兩頭擠壓”。
而在浙江近期的現(xiàn)貨市場試結算中，由于外來電突然增加和可再生能源滲透率上升，電力調度機構相對平時多預留了輔助服務容量，導致輔助服務費用發(fā)生臨時性“飆升”。因為高比例外來電缺乏分攤渠道，用戶又沒有參加疏導，浙江省調核電機組需承擔高達1800萬元的輔助服務費用，甚至提出了退出市場的訴求。
有業(yè)內(nèi)人士指出，這次的“意外”本質上源于中長期交易沒有充分為現(xiàn)貨做好準備。在簽訂年度合同時，應約定好曲線，臨時出現(xiàn)變化，相關主體按約定分擔風險。
根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局2019年年中發(fā)布的《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》（發(fā)改辦能源規(guī)〔2019〕828號），各類跨省跨區(qū)中長期優(yōu)先發(fā)電合同和中長期市場化交易合同雙方，均需提前約定交易曲線作為結算依據(jù)。中長期雙邊交易形成的電量合同，可由交易雙方自行分解為分時曲線。同時，文件指出，建立電力用戶參與承擔輔助服務費用的機制，鼓勵儲能設施等第三方參與輔助服務市場。
據(jù)悉，在2019年10月31日國家發(fā)改委體改司、能源局法改司組織召開的全國電力現(xiàn)貨市場建設推進會議上，政府主管部門相關負責人鼓勵各試點地區(qū)多做結算試運行，發(fā)現(xiàn)問題，為2020年連續(xù)運行提供支撐。
現(xiàn)貨市場建設過程中出現(xiàn)的這些問題反映出中長期與現(xiàn)貨、現(xiàn)貨與輔助服務、省間與省內(nèi)、批發(fā)與零售市場，以及“中間”與“兩頭”的“割裂”，有些隨著規(guī)則的改進、市場的連續(xù)運行能夠解決，而有些則需要做出相應調整。
兩輪結算試運行過去后，到了考驗決策者、執(zhí)行者以及行業(yè)對改革的信心的時候，即是否要根據(jù)現(xiàn)貨市場試點發(fā)現(xiàn)的問題去改革與市場化不適應的規(guī)劃、價格及運行機制。
eo記者陳儀方對此文亦有貢獻
