2019年四川省电力交易市场报告（下）：四川现货难在哪？要向北欧市场学什么？

在《2019年四川省电力交易市场报告（上）：详解售电公司亏损真相》发布后，许多四川省内市场主体指出了文中的一些问题。享能汇感谢大家的关注，我们也会在今后继续关注四川市场的进展。欢迎市场主体与享能汇做更多交流。

（来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）

四川省电力现货市场的建设

6.1 电力现货进程

2019年6月20日，四川开始启动第一阶段现货模拟试运行。

6.2 电力现货规则

交易品种：

现阶段四川电力现货分为日前电力现货市场及实时电力现货市场，后期逐步放开日内市场、辅助市场、输电权交易等。

参与主体：

现有所有参与中长期的发电商、售电公司、大用户都可以参加现货。同时参与主体也会限定参加现货的申报范围（申报体量/实际体量）。

出清方式：

省内日前现货市场和实时现货市场均采用系统边际电价，集中竞争、统一出清。

日前市场：

出清计算以全网购电成本最小化为目标。

弃水期以运行日负荷预测、省间中长期交易、国分调机组留川、非水清洁能源发电、火电发电、燃气机组发电、水电优先电量等为边界条件；非弃水期以运行日负荷预测、省间中长期交易、国分调机组留川、非水清洁能源发电、燃气机组发电、水电发电、火电优先电量等为边界条件。

考虑电力平衡、电网运行安全、机组运行特性等约束条件，进行市场出清计算，计算结果包括 96 点成交电力及系统边际电价。

省内日前现货市场以 15 分钟为时间间隔，出清运行日 96 点的系统边际电价，同时发布分区边际电价。

实时市场：

省内实时现货市场以全网购电成本最小化为目标，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以“集中优化、统一出清”的方式，在日前的机组组合基础上对未来每一小时进行优化出清，形成各发电机组需要执行的发电计划和实时统一出清电价。

省内实时现货市场出清后，富余水电电量再参与省间日内市场出清。

省内实时现货市场每小时出清未来一小时以 15 分钟为时间间隔的系统边际电价，同时发布分区边际电价。

辅助服务市场：

省调根据系统运行需要，确定运行日或者日内未来某一时段系统运行所需要的调频、燃煤机组短期备用等辅助服务总需求量。市场交易主体按照不同辅助服务交易品种的交易时序进行报价，通过集中竞争的方式确定辅助服务提供者及相应辅助服务价格。

辅助服务市场与电能量市场分别优化，独立出清。

6.3 现货市场建设的主要障碍

6.3.1 径流式水电站为主，调节能力差

参与四川省电力交易的电厂以水电为主，超过70%，其中6成以上是径流式电站，缺乏调峰能力。无调节水库的电站称为径流式水电站。此种水电站按照河道多年平均流量及所可能获得的水头进行装机容量选择。

这类电站全年不能满负荷运行，枯水期发电量急剧下降，小于50%，有时甚至发不出电，而丰水期又有大量的弃水。

目前四川省正在建设雅砻江两河口、大渡河双江口两个龙头水电站。龙头水电站水库的建成投产，理论上能够增加水电站在枯水期发电量。

除此之外，还需要政府出台相应的龙头水库带来梯级效益的返还政策，需要结合实际执行情况进行总结，进一步完善龙头水库带来梯级效益的返还机制。否则，发电企业将缺乏对龙头电站投资的积极性。

6.3.2电源结构不合理

以水电为主的装机结构决定，火电在枯水季节才能发电，火电主要担任调峰之用。近年来，受水电装机容量快速增长，市场需求持续低迷，外送通道严重不足，国调机组留川电量大幅增加以及受端省市接纳意愿减弱等因素的影响，四川电力市场形势严峻。

四川火电企业为响应国家节能减排号召，支持地方经济和水电新能源的发展，不断为四川水电和新能源发展出让发电空间，发电利用小时数呈断崖式下降，经营形式急剧恶化。为保障电力供应和电网安全运行的需要，火电机组在四川电力系统中仍然具有不可替代的作用。为节能减排和缓解水电站弃水压力，四川火电按电网需求的最小运行方式动态安排开机发电。

尽管目前燃煤火电厂通过技术改造升级等方式，在调频、备用、无功调节、黑启动等辅助服务功能方面实现突破。但其效率和收益依然无法同燃气电厂的辅助服务相媲美。

6.3.3 电网发展不平衡

6.3.3.1 大小电网不平衡

国家电网供区占全省人口的95%、占全社会用电量的96%，另有16个县是四川能投集团的供区范围，11个县由国家电网公司和国家能源投资集团交叉供电，同时还有322个小水电供区。不同的电网区域导致电网重复建设、管理跟不上、安全难保障等问题。如何将属于不同公司的电网及供电区域统一纳入到全社会电力交易市场当中去，需要平衡多方利益主体的利益。

6.3.3.2 区域电网不平衡

四川省发电企业在雅安、甘孜、凉山装机数量较多，分别占比19.53%、16.6%、9.81%。水电从容量上分析，水电主要集中在甘孜州，装机1111.51万千瓦，占水电全省总装机26.96%。但甘孜、阿坝、凉州三地电网基础薄弱，10千伏互联率不到30%，同时还存在相当比例的单线单变。

6.4 现货结算试运行分析

9月20日，四川省电力交易中心宣布拟于9月26日-30日开展现货市场连续调电试运行和结算试运行，交易平台预设置的典型曲线为0:00-9:00时段电量占日电量比例20%，9:00-18:00时段电量占日电量比例50%，18：00-24:00时段电量占日电量比例30%。不过后来由于系统安全升级，四川电力交易中心取消了9月29日现货结算试运行用电侧日前市场申报。在四川省的现货试结算运行中，发电侧出现了大量“0”价格或者负价格报价。对于发电侧来说，由于合约内的电量按照合约价结算，所以没有损失。即使申报电量可能无法全部中标，但由于现货价格低于自身发电成本，不发电收益反而更高。对于用电侧来说，超用的电量在现货结算时，能够以优惠价格结算。但是这种绝对“双赢”的局面很难长期持续。如果用电侧因为倾向于更低的现货价格，对于中长期合约签订的意愿降低，那么发电侧的超低价策略就没有合约对冲，很可能会导致自身利润严重受损，甚至出现巨额亏损。如果用户继续选择中长期合约。那么发电侧不发电盈利比发电更多，也有可能会让四川省内电力供需比发生变化，反而导致现货价格上涨。因此本轮现货结算试运行出现的超级报价策略在未来的四川市场中难以持续。除了市场本身的调节之外，政策制定者也很可能根据实际情况对报价规则进行修改，设计限价方案。

售电公司的转型

自国家电改9号文颁布以来，全国各地的售电公司犹如雨后春笋般地拔地而起，争抢万亿市场。作为电力市场里的“鲶鱼”，售电公司为国家电改的推进、电力市场的活跃做了很多贡献。

时至今日，售电行业已经从0门槛盈利发展到行业洗牌阶段。“价差”盈利模式已经无法让大多数售电公司继续生存下去。2019年10月，山东电力交易中心公示了55家售电公司退市。

售电公司急需转型。在享能汇的调研中，四川省售电公司也在积极寻求新的盈利点。除了其他省份售电公司普遍开展的表计安装、节能改造等增值服务。四川省售电公司也在寻找新的转型路径。

7.1 转供电

什么是转供电用户？因为供电历史原因、用户特性等多种因素，供电企业未能直接供电到终端用户，需要由其他主体进行转供电，即所谓的“转供电”。

四川省内涉及转供电的用户约100多万户，主要集中在商业综合体、产业园区、写字楼等，占全省一般工商业用户的40%以上。2017年四川电网一般工商业平均电价每千瓦时约0.8元，而转供电主体大多按每千瓦时1元—1.5元左右的标准向终端用户收取电费，个别甚至高达1.7元、1.8元。

2018年10月，四川省发改委下发《关于明确清理规范转供电环节加价有关事项的通知》。明确要求落实国家有关降低一般工商业用电10%政策，传导至终端用户。未来全省各地要健全清理规范转供电环节加价工作机制，将各项降价措施涉及的金额全额传导到终端用户。

即便如此，对于很多售电公司来说，转供电依然是巨大的盈利点。目前四川省内售电公司能够参与转供电的方式，是以投资的形式入股相关主体，然后通过电价回收成本，与物业企业形成合作共建。

7.2 增量配电网

2018年12月26日，，四川省发改委发布了《贯彻落实〈中共四川省委四川省人民政府关于促进民营经济健康发展的意见〉的具体措施》。文件明确支持社会资本依法依规入股、参股建设、运营增量配电网。

而在之前的2018年10月22日，四川省能源局发布《关于进一步做好增量配电业务试点工作的通知》。《通知》指出，国家电网公司（包括国网四川省电力公司）不得控股增量配电网运营企业，可以参股。

除了增量配电网项目本身，售电公司还可以此为依托，开展电力运维和电力工程项目，从而拓宽了电力零售之外的业务。增量配电网项目还能够为售电公司带来更多类型的园区客户、大客户，这让售电公司在批发市场中，无论是现行交易还是现货交易，都会有更多的交易选择和对冲空间。

电力现货的国际经验

四川省电力交易市场的发电电源，以水电为主。这一特性从全球角度来看，仅北欧电力交易市场与其有类似性。

尽管北欧电力交易市场的电源结构相比四川省电力交易市场更加多元化（包含燃煤、燃气火电，水电、核电、风电、生物质发电等），但其20多年的发展、改革及建设经验依然值得我们借鉴和参考。

8.1 北欧电力交易市场发展历程

北欧电力交易市场包括了挪威、丹麦、瑞典、芬兰四个北欧国家。其电力交易市场建设始于挪威，它也是四个国家当中水电占比最高的国家，比例超过90%。

1990年, 挪威议会通过了新能源法案, 在挪威电力行业实行市场改革, 改革的内容包括在发电和电力交易领域引入竞争, 同时加强中央政府对输电和配电的控制, 新法案于1991年1月1日执行。挪威的电力市场改革目的是引入竞争，大型电力公司在当地不再具有垄断地位。

挪威电力市场改革的核心特征包括以下 5 个方面：

①开放输电网络,无论是国家所有或者省市所有的输电网络,都必须向所有的市场参与者开放。配电商不再对具有专属的排他性权利,需要和新进入市场的配电商进行价格竞争；

②电力消费者可以参与电力现货市场的交易。由于双边远期交易合同的交易者同时可以进入现货市场交易，所以预期的现货市场价格成为双边交易合同的参考价格；

③建立了与距离无关的输电费用系统；

④消费者可以不受限制地在电力市场上进行交易;

⑤发电业务与输配电服务分离。上下游一体化电力公司必须拆分输电、配电、发电业务部门。

1996年瑞典加入了挪威国家电力市场，两国联合成立电力交易所。两国电网公司分别拥有电力交易所的50%股份，总部设在挪威首都奥斯陆。

1997年，芬兰的两家电网公司合并成立国家电网公司。在此之前的1995年，芬兰开始建立竞争性电力市场。1998年6月，芬兰加入挪威—瑞典联合电力市场。

丹麦在1997年和1998年分别成立了Elkraft 和Eltra 公司负责东西部地区电网。1999年7月，丹麦西部电网加入北欧电力市场；2000年10月，丹麦东部电网加入北欧电力市场。至此，囊括北欧四国的统一电力市场建设起来了。

8.2 北欧电力交易市场运行机制

8.2.1 组织机构

①北欧电力现货交易所

负责电力现货的市场交易。

②北欧电力金融市场

负责期货、期权、差价合同等交易。

③北欧电力清算所

负责北欧电力市场中的电力交易提供清算工作。

④北欧电力市场咨询公司

为政府、公共事业单位、监管机构等提供市场战略、管理、咨询服务。

⑤北欧电力芬兰公司

负责北欧电力平衡市场交易。

8.2.2 市场主体

在市场主体方面值得注意的是，由于不是所有国家都像挪威一样对上下游一体化电力公司进行了拆分，所以有些电力公司会同时拥有发电、中低压输配电资产以及用户资源。

而另一种电力公司则只拥有发电资产，通过与电网公司签订协议，可以直接向用户供电，也可进入市场交易。

8.2.3 市场类别

北欧电力市场是世界上第一个区域性跨国电力市场，经过十多年的建设,目前已建立起较完备的交易体系。除了OCT市场（或称柜台交易市场）和双边市场外，大量的交易发生于北欧电力金融市场、北欧电力现货市场和北欧电力平衡市场，实时平衡由各国电网公司负责实施。

除了我们非常熟悉的金融市场和现货市场外，北欧电力平衡市场允许交易成员在每日14：00以后（现货市场每天12:00关闭），交易履行的1小时之前进行平衡交易，最长交易时间可达34小时。目前,芬兰、瑞典、丹麦东部地区和德国的KONETK地区已经加入了电力平衡市场，市场交易成员达到43家。年交易电量占实际售电量的3.4%左右。

8.3 北欧电力交易市场对四川省现货市场建设的启示

8.3.1 建设调节型水电站，丰富电源结构

尽管北欧电力交易市场中水电的比重较大，但由于其绝大多数水电站拥有调节水库，所以其水电出力在丰水期和枯水期的差距不至于过大。再加上瑞典、芬兰、丹麦等国家多元化的电力结构，使得电力资源能够充分配置，最大限度地降低了水电丰枯水期变化带来的负面影响。

8.3.2 建设安全、高效、无歧视的输配电网

在北欧电力市场，国家电网公司作为国有的输电公司，除了无歧视开放输电网外，还承担着建立有效的电力市场和保证电力可靠供应的社会责任，要求国家电网公司发展主干网和国际联络线保证联网发电厂可行发电和用户可靠用电，为电力市场的有效运行提供基础服务。

8.3.3 厘清跨区域交易，增强电力资源的优化配置

北欧四国电源集中在北部，而负荷集中在南部；各国电源结构也不尽相同。成功的跨区交易让电力资源得到了最优配置。四川省是电力输出大省，在现货市场建立的过程中，必须积极探索跨区交易的最优解。

8.3.4 建立合理输配电价形成机制

我国新一轮电力体制改革的思路形象地称为“放开两头，管住中间”。“管住中间”，就是对自然垄断环节的输配电环节强化政府管理。

8.3.5 重点电力金融市场

在北欧电力交易市场的建设过程中，虽然交易价格的波动性却大大增强，但消费端平均电价呈现出了下降的趋势。这主要得益于北欧电力市场较为发达的金融市场平抑了现货市场价格的异常涨落。

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