电力市场化的保供能力面临最大考验

“以电力市场化促进电力保供”将在这个冬天迎来巨大的考验。然而新能源的波动和消纳、外送电延伸出的电网垄断省间交易难题，仍然不容忽视。

11月16日，国务院总理李克强在人民大会堂出席世界经济论坛全球企业家特别对话会。李克强表示，针对前一段电力和煤炭等能源供应紧张，我们采取一系列措施加强能源供应保障，目前已得到有效缓解，未来也是有保障的。

（来源：微信公众号“能源杂志”ID：energymagazine 作者：武魏楠）

自9月底爆发全国性的电力短缺，进而引发各地不断地拉闸限电之后，上至国家各部门，下至各地方政府和央企、国企，都在全力保供。经过1个多月的奋战，我国煤炭调度日产量达到1205万吨，创造了历史新高。产量的增高大大缓解了煤炭价格压力，也让电厂存煤逐渐恢复。11月16日，国家发改委在11月份例行新闻发布会上宣布：11月14日电厂存煤1.29亿吨，月底有望超过1.4亿吨，目前可用22天，较9月底增加9天。

看起来情况正在一点点转好，但进入11月也意味着冬季即将到来。随着冬季采暖需求的增加，电力供应保障无疑要面临着新的挑战。早在今年9月国家发改委就在答记者问中提及，今年冬季受经济稳定增长、取暖用电快速增加等因素影响，预计全国最高用电负荷将逐步攀升，有可能超过今年夏季和去年冬季峰值。

10月11日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，拉开了“以电力市场化促进电力保供”的序幕。在这场“以电力市场化促进电力保供”的大潮中，第一批电力现货试点省份尤其引人关注。它们中的有一些一直在连续不间断试运行，全国电荒时期也没有停止（例如山西）；更多的省份在政策的要求下在11月或12月开启电力现货结算试运行。根据国家发改委的要求，第一批现货试点省份年底前必须启动试运行，通过现货市场发现更清晰准确的价格信号。

11月10日，国家能源局发布《关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知》，进一步明确了“以电力市场化促进电力保供”。

9月，美国NOAA气候预测中心预测，今年冷冬概率为80%；10月预测，冷冬概率增加到87%；11月预测，冷冬概率增加到90%，基本上可以确定了是冷冬，这意味着拉尼娜警报正式拉响，北半球气温越来越趋向异常。

一个寒冷的冬季近在咫尺，电力市场化的保供能力也将在这场寒冬之中接受最大限度的考验。

市场化调节初显灵

11月1日，万众期待的广东11月现货试运行正式开启。尽管此前政策已经明确了燃煤发电上网电价的上调幅度为20%，但现货价格不受上涨幅度的限制，谁也无法预测在短缺背景下电力现货价格会出现什么样的上涨幅度。再加上本次现货试结算会将批发价格超过基准价的部分直接传导，由参与市场的用户承担，电力市场化下的用户自发调峰也值得期待。

11月1日，广东电力现货市场开市，当天日前机组最高成交价高达1500元/MWH，日前平均电价836.6元/MWH。明显的高开局面让售电公司和用户倍感压力。

不过随着时间的推移，广东电力现货实时成交均价出现了一定的下降趋势。截止11月15日，单日现货实时成交均价最低还达到了577.39元/MWH，几乎接近了上涨20%后的燃煤发电上网电价（553.6元/MWH）。

“广东的电力现货价格充分显示出了市场对于电力供需具有很强的调节作用，是电力保供的重要手段。”一位电力市场专家告诉《能源》杂志记者。

在集中式电力现货市场中，边际成本是机组报价的重要基础，而燃料成本占据了机组绝大多数的边际成本，所以燃料成本是影响电力市场价格的重要因素之一。根据广东电力交易中心公布的沿海60万燃煤机组度电燃料成本速算表（见下图），我们可以大致了解煤价与度电燃料成本之间的关系。当然，表中的数据采用单机60万千瓦燃煤机组的平均煤耗计算，不同类型、不同容量的机组都会存在一定的差异。

根据中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数），第179期（10月28日至11月4日）的5500综合价格为1220元/吨，第180期（11月4日至11月11日）的5500综合价格为1095元/吨，第181期（11月11日至11月18日）的5500综合价格为983元/吨。也就是说沿海60万机组的度电燃料成本大约在500元~600元/MWH左右。

从11月初约800元/MWH到600~700元/MWH，广东的实时电价出现了下降趋势，一度接近度电燃料成本。充足的燃煤供给和电厂更强的保供意愿是十分重要的原因。截至11月16日，广东电厂存煤共计843万吨，全省存煤可用天数22天，较9月底增加7天。

现货价格直接传导至用户也起到了一定的调峰作用，在供给逐步增加的情况下，用户可以根据电价情况更自主地选择用电时段。而需求在某些时段的减少，又会进一步对电价下行产生影响。

“现货价格波动一定会影响到用户侧的用电持续性，同时价格变化又会调动发电积极性。最终会起到促进电力保供的作用。”某现货试点省份人士对《能源》杂志记者说，“当然，作用的显现会有一个过程。”

目前，电煤的供给仍然在稳步上升之中，而且煤炭价格继续保持下降之势。秦皇岛港5500大卡动力煤现货平仓价降至1095元/吨左右，降幅超过1000元/吨。晋陕蒙主产区煤矿坑口价降至900元/吨以下。

随着电煤供应量和价格的稳定，广东电力市场的现货价格有望在月内就趋于稳定，供给形势也无需再担心大规模的电力短缺。不过对于其他的一些省份来说，挑战才刚刚开始。

高比例新能源困扰

11月5日，国家能源局山东监管办、山东省发改委、山东省能源局、国网山东省电力公司联合发布了《关于开展山东省电力现货市场2021年12月结算试运行的通知》。这也将是继2020年11月之后，山东省再度开启电力现货结算试运行。

“希望有意愿参与山东电力现货市场的售电公司，仔细衡量自身的能力和财力，做出慎重的选择。”山东能监办一位负责人在山东电力交易中心组织的现货业务培训会上意味深长的说，“去年11月的山东现货市场，很多售电公司都赚钱了。但是今年的情况可能有所不同。”

煤价和电力供需形势是山东省两次电力现货结算试运行最大的不同。去年煤价较低，电力供需相对宽松，进而导致11月的现货市场价格整体偏低，让售电公司可以轻松获利。但是今年的情况却急转直下。

“表面上看今年夏天山东顺利迎峰度夏，但实际上一直是处于电力供需紧平衡的状态。9月份全国大面积电荒，山东省也迎来了2009年之后规模最大、持续时间最长的有序用电。”山东省能源局的一位负责人说，“电煤库存和价格也不乐观。尽管山东是煤炭生产大省，但电煤的对外依存度高达80%。今年个别电厂的电煤库存甚至低于7天。部分进厂电煤价格一度也达到了3000元/吨。”

在各项保供措施的严格执行下，10月27日之后山东省再也没有出现有序用电的情况，电力供需矛盾得到了初步的缓解。但是随着冬季供暖季的到来，电力供需的不确定性又再度增强。这无疑给即将到来的现货试运行带来了挑战。

随着全国性煤炭产量的增加，山东和广东一样，电煤短缺和价格高昂带来的风险大大减少。山东现货市场更大的不确定性因素可能来自于其巨大的新能源装机。

截至目前，山东省内风电光伏装机超过4000万千瓦，占到总装机的30%以上。其中光伏装机2534万千瓦（集中式光伏880万千瓦、分布式光伏1654万千瓦）。

发电出力波动性极强的新能源一旦比例过高，就可能会给市场带来巨大的冲击。11月3日，山西省电力现货实时市场均价突然骤降至159.84元/兆瓦时，2天前还在549.2元/兆瓦时，日前均价则更高，达605.13元/千瓦时。

造成价格巨大波动的直接原因就是山西省风电出力的增加。根据山西省发电负荷一周内的数据，风力负荷从10月31日的380.3万/千瓦时在三天内就攀升到了11月3日的1033.8万千瓦时。从占比山西全网负荷12.45%，突然飙升到33.83%。叠加光伏出力，11月2日和3日当天新能源机组最大负荷占比分别达49.4%和54.1%。新能源大发让火电机组出力下降，电力现货价格也随之大幅度降低。

山东省新能源装机比例超过30%，可以说是名副其实的新能源大省。其中分布式光伏在新能源装机中又独树一帜，因此山东省调度负荷曲线在白天形成了早晨、傍晚两个用电高峰，而除夜晚外，还有中午（光伏发电出力最大时段）的另一个谷段。

但新能源发电的波动性不会随着地理位置的变化而改变，即便是随着太阳东升西落规律变化的光伏发电也会有“不灵”的时候。据上述山东省能源主管部门负责人介绍，今年山东省就遭遇过一次4000多万新能源发电装机出力仅50万千瓦的情况。

山东省在去年11月的现货结算试运行中也感受到了分布式光伏出力波动对负荷预测的较大影响。2020年11月5日，尽管日前全省11个地市多云，但日内实际大部分地区阴天，光伏出力负偏差高达39%。这导致9：30至15：00这5个多小时里负荷正偏差2000~3000MW，市场竞价空间大大增加。

最终该时段实时出清均价为399.35元/MWH，比日前平均价高出了146.74元/MWH，实时与日前的最大价差也高达246元/MWH。

不过，新能源也并非都是“搅局者”的角色。高比例新能源也意味着巨大的消纳难题。山东省作为新能源装机超过4000万千瓦的省级电网，新能源装机增速远超负荷增速和调峰能力增速。由于光伏（尤其是分布式光伏）比例很高，山东省内午间调峰压力日益增加，时段性消纳矛盾突出。

而到了供暖季，由于供暖机组采取“以热定电”方式确定开机容量，山东省调直调供暖火电最小开机达到了3700万千瓦，系统调峰能力下降至700万千瓦。

2021年正月初一（2月12日），山东省负荷低谷时段集中式新能源和10千伏以上分布式光伏全部弃电，在火电机组深度调峰后电网仍然负备用不足，又调用6台火电机组滑参数调峰才满足低谷负荷平衡需求。

此前一直是山东省电改核心矛盾的外来电，此次将成为电力市场的边界条件。“外电签中长期合约，并进行偏差考核结算，也是一定程度的进入市场。”山东省内人士说。

在电力供需宽松的情况下，外电努力想要进入用电省份。而随着电力供给的紧张，外电不得不重新开始考虑如何才能实现利益最大化。而曾经在各地外电入市问题上扮演重要角色的电网公司，也不得不重新考虑自身定位。

电网惨败？

11月10日，浙江省发改委和浙江省能源局联合印发《2021年浙江省深化燃煤发电上网电价市场化改革实施方案》。自国家发改委10月11日发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（即发改价格〔2021〕1439号文，以下简称“1439号文”）之后，各省区市政府都陆续发布了类似的文件。但浙江省这份文件中的有这样一条内容：“宁东、皖电等省外燃煤配套电源通过政府协议、挂牌交易、竞争性招标等方式确定上网电价。非统调地方燃煤发电通过挂牌交易、竞争性招标等方式确定上网电价。”

看到这条内容，灵绍直流配套电源企业大概可以长出一口气了。10月17日，灵绍直流配套电源的6家火电企业就上报浙江省发改委希望能够对灵绍直流配套电源送浙江的电量电价按照浙江省基准电价上浮20%。宁夏回族自治区发改委也组织了灵绍直流配套电源与浙江省发改委开展洽谈工作。

但截止10月30日，在浙江省发布的《关于调整我省目录销售电价有关事项的通知》和《关于调整2021年度电力直接交易的通知》、《2021年12月省统调燃煤上网电量集中竞价工作方案》等文件中，并没有对外送电价格进行调整。

10月31日，灵绍直流配套电源企业直接致函国家发改委经济运行调节局，请求对送浙电量的电价进行调整。根据灵绍直流配套电源企业的说法，今年以来由于煤炭价格持续上涨，导致发电成本与电价倒挂，火电厂亏损严重，现金流断裂，企业经营举步维艰。

根据《能源》杂志了解，灵绍直流送浙电量电价此前为宁夏基准点价+特高压输电价格。此次灵绍直流配套电源提出希望组织中长期集中竞价交易，给予外送火电与省内煤电机组同等政策待遇，允许其参与省内市场交易。

尽管浙江省最新政策仅限于2021年的燃煤上网电价，而且也没有明确灵绍直流电源参与省内现货市场。但也让外送煤电可以通过市场化手段形成价格。同时省外电源主动提出以同等身份参与省内市场，也会在未来的现货市场改革中，有利于打破外来电入市难的问题。

“外送电主动要求参与受端省份的市场交易是一种进步。”上述电力专家说，“电网公司组织外送电的模式实质上是送端发电厂相互直接竞争，是在送端电价水平上的竞争。送端省份往往电价水平较低，一旦出现煤价高的情况，送端电源就要承受很大的压力。但受端省份往往经济发达、电价水平更高。参与受端市场是在受端电价水平上与受端电源竞争，送端电源具有成本优势，对送端电源来说更有经济效益，也更容易拿到足够多的电量合同，无疑是最明智的选择。”

只不过这种对送端电源好的事情，在供需紧张的情况下对受端省份来说可能就要承受涨电价的困扰。而在这个注定无法多方共赢的局面里，更受伤的是电网公司。

掌握外送电负荷曲线、电量、电价是电网公司在受端省份市场化改革中死守的底线，也是最为人诟病的一点。从本质上说，这是电网统购统销模式在外送电中的延续。然而随着“以电力市场化促进电力保供”的推进，电网公司的“统购统销”已经逐渐显露出败像。

“1439号文出台，电网公司惨败。”一位电力行业从业者毫不避讳的评论道。

除了全部开放燃煤发电上网电价外，1439号文的另一大突破就是推动工商业用户全部进入市场。而且明确规定了暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。

尽管看起来电网公司还能够通过代理购电掌握用户，但随后国家发改委又发布了《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（即发改办价格〔2021〕809号，以下简称“809号文”），彻底打破了电网统购统销的局面。

首先，809号文明确规定“各地要结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围”。这也意味着即便是电网代理购电，也是有时间上限的，不能持续下去。

此外，对电网购电的方式也进行了细化。无论是2021年12月底前的挂牌交易，还是2022年1月后的价格接受者参与市场出清，都堵死了电网代理购电潜在的价格优势，避免电网掌握代购电的定价权。

从时间限定和购电方式限定这两项规定不难看出，政府明确了电网代购电只是一个过渡性措施。这也意味着2015年中发9号文中规定的“电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源”进入正式的执行和贯彻阶段。

当然了，让电网企业退出购售电乃至代理售电市场都是需要时间，甚至是需要政策强制的。

11月1日，国家发改委办公厅和国家能源局综合司发布《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》。文件透露出国家电网公司在此前已经报送《省间电力现货交易规则》，两部委对此做出函复。

在复函中，两部委要求不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区大用户、售电公司等参与交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。

实际上，2017年北京电力交易中心就曾发布《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则（试行）》的公告，开启了省间电力现货的相关工作。尽管文件中也规定了买方市场主体包含了用户、售电公司和火电企业，但时间过去了四年之久，仍然只有电网公司参与其中。

“电网公司可能并不打算让用户和售电公司参与省间现货。”上述电力市场专家说，“对于电网来说，掌握省间交易属于核心利益。只要是逐步放开，就会被无限期拖延。”