评论 | 尴尬的省间电力交易

本该是平衡资源禀赋差异利器的省间电力交易却遭遇重重问题。这个尴尬的电力交易模式应该如何改进？

（来源：微信公众号“能源杂志” 文 | 武魏楠）

800多年前，一代民族英雄岳飞带着“踏破贺兰山缺”的遗憾走向了风波亭。在漫长的中国古代史中，宁夏是游牧民族与农耕民族的分界线，同时也意味着这里征伐不断，是一片动荡之地。

而现在，山地迭起、盆地错落的宁夏不仅依靠着地下蕴藏着的丰富矿产资源发展起大量的工业，还依靠着风能资源成为中国新能源发展的核心区域之一。

2021年，宁夏电网联络线外送电量突破900亿千瓦时，达904亿千瓦时，创年度外送历史新高。其中，新能源累计外送183亿千瓦时，创新能源年度外送电量历史新高。

然而就在时间从2021年跨向2022年之际，宁夏首条直流外送工程——银东直流的外送省间电力交易却遭遇尴尬的一幕：作为直流特高压“点对点”交易的试点，银东直流的实际成交电量远不及原定电量额度。“如果按照校核之后的曲线，最终2022年1季度竞价交易只成交5亿度电，落地山东之后，预计省内售电公司亏损1亿元。”一位知情人士告诉《能源》杂志记者。

与此同时，第一批电力现货改革试点省份浙江突然暂停了1月的现货试结算，据知情人士透露，背后的原因也与浙江外来电参与本地电力市场的问题息息相关。

地大物博的中国实际上资源分布十分不均匀，风、光、水等可再生能源集中分布于西北、西南地区，而电力负荷又集中在东部沿海地区。在这样的资源禀赋特征之下，再加上“碳中和”战略对于可再生能源的需求，意味着可再生能源电力的跨区域、长距离交易不可避免，甚至是部分地区实现碳中和的关键因素。

过去6年，在新一轮电改有关电力市场化的改革中，省间电力交易一直是未被太多触及的“禁区”。让送端电源“点对点”地参与受端省份的电力市场化交易，国家发改委迄今只同意银东直流的一部分电量进行试点。在更多的省份里，外来电由电网公司统一购买，扮演着电力市场边界的角色。

在电力短缺问题爆发、电力改革加速推进、燃煤上网电价开放、工商业用户全面入市的大背景下，传统的省间电力交易模式已经难以为继，而新的交易模式却迟迟未能明确。这或许将引发更多的问题。

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买卖双方都不满意的交易

2022年元旦前后的这十几天，参加了银东直流“点对点”试点交易的山东省内售电公司心情就像是坐上了一趟不停翻滚的过山车。

“原本想着在银东直流上价格能比省内便宜一点，可以多赚一些。”一家参与了银东直流交易的售电公司负责人对《能源》杂志记者说，“没想到还要面临这部分交易亏损的可能。”

在银东直流280亿度的输送能力中，180亿度电量由电网公司直接收购，输送至山东电网。剩余的100亿度电量就是“点对点”（送端发电侧电源与受端用户）直接交易试点。其中40亿电量是银东直流3个配套电源与用户双边交易，60亿电量则面向整个西北地区的火电和新能源。

“在此之前，银东直流的外来电不管量是多少，都是一个价格。但实际上对售电公司来说没有影响，因为省内也都是一个价格。银东直流的价格还相对便宜。”山东省电力市场的知情人士说，“但是在现货市场开启之后，就不一样了。”

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。

截至目前，山东省已经进行了多次的现货连续试结算运行。从过往几次试运行的结果来看，由于光伏大发的影响，白天时段的山东电力现货价格普遍偏低。

从银东直流的竞价交易结果来看，发用双方都报出了0.4739元/度的顶格电价（山东省燃煤发电基准上网价格0.3949元/度，上浮20%之后的价格）。单从交易价格来说并不算意外。进入2022年，电力供需形势和煤炭价格基本面都没有表现出明显好转的趋势，顶格上涨20%的电力中长期价格几乎是各省的标配。

问题就出在了山东的现货价格上。对于售电公司来说，与省内发电企业签的中长期价格并非最终的成本。省内中长期+现货，最终的结算价格要低于0.4739元/度。

但送端省份的发电企业也不满意。因为银东直流的送电负荷曲线实际上是带调峰的。“简单地说，银东直流的标准曲线是在中午减送部分电量的。”熟悉银东直流的人士告诉《能源》杂志记者，“所以中午低价时段售电公司亏得少，但高价时段售电公司赚的多。”

于是这场发电侧、用电侧都不满意的神奇交易就这样诞生了。在40亿电量的定向配套双边交易中，发用双方最终的协商价格略低于0.4739元/度。最终的成交电量也只有38亿度——低于原定的40亿电量额度。

然而谁也不会想到，更大的问题出在了那60亿的竞价交易之中。这也是可能导致售电公司1亿元亏损的直接原因。

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曲线被变动

60亿的年度电量，平均到每一个季度即15亿度电。“考虑到春节停产的因素，1季度的出清电量大概是不到14亿度。”上述知情人士说，“但是没想到一季度的竞价出清之后，西北调度直接把9点到17点白天时段以外的负荷曲线校核掉了。最终成交只有5亿多度电。”

据《能源》杂志了解，调度对交易出清后的送电负荷曲线进行校核是正常的操作流程。而砍掉部分时段的负荷曲线在以往也有先例。“2021年银东直流就被砍掉了部分高峰时段，但没有今年这么大的规模。而且没有现货的话，售电公司也就不存在太多亏损的问题。”

2021年严峻的电力短缺问题可能是导致西北调度采取极端曲线校核的原因。作为送端，宁夏乃至整个西北地区看似电力装机容量相比于用电负荷是严重过剩的，但实际上存在着不少隐患。由于西北地区新能源装机比例较高，因此电网对于调峰的需求也更高。

从西北地区用电负荷来看，1季度的晚高峰负荷甚至还大于早高峰。西北调度直接“截留”整个晚间时段的负荷，也保证了西北地区一旦遭遇晚高峰电力紧缺的情况，有足够的备用电源。

西北地区电力安全稳定供给更有保障了，但银东直流的发电与用电侧要受苦了。发电企业少了稳定的发电量，而且宁夏地区的上网电价无疑要低于山东市场的电价（宁夏燃煤发电上网基准价为0.2595元/度）。用电侧的售电公司一下子缺少了原本高现货电价时段的盈利机会，只能在白天的低现货电价时段高买、低卖。这才有了预计的售电公司1亿元亏损。

据山东电力市场相关人士猜测，西北调度如此极端的曲线校核背后的动力来自于送端的地方政府。而地方政府则可能是叠加考虑了保障电力供给稳定的因素。无论原因如何，这一结果都给山东省内市场主体造成了很大的震撼。

“校核结果出来之后大家都很懵，不知道后续会怎么发展。”一家售电公司负责人说，“还有传言说可能会重新组织交易。”

显然，重新组织交易对于省间交易的严肃性会是极大的打击。在元旦前山东方面出具校核不通过的意见之后，北京电力交易中心陷入沉默，直到元旦之后，才算有了定论。

“按照银东直流的标准曲线出清，最终1月成交0.98亿度电。”山东省内知情人士告诉《能源》杂志记者，“西北最终只给出了15万的送电负荷。”

从1季度接近14亿度电，到1季度5亿度电，再到现在最终1个月仅0.98亿度电。银东直流的“点对点”竞价交易成交量直线跳水。而且目前也只解决了1月份的交易问题，2、3月的交易该怎么办尚无头绪。“三四季度银东直流的曲线不太好，可能到时候参与的售电公司更少了。”

银东直流“点对点”交易的这幕大戏可谓是高潮迭起。暂时落幕之后，让我们把视线再转向另一个外来电大省——浙江。

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外来电逼停现货？

2022年1月10日，浙江电力交易中心发布《省能源局关于做好2022年度电力市场化交易相关工作的补充通知》，其中明确规定了部分省外来电可以直接与购电侧签约：“宁东基地煤电……参与省内市场化交易，与电力用户或售电公司签订市场化交易合同。……皖电基地煤电与省内电力用户或售电公司开展年度、阅读双边协商意向洽谈……”

这给了浙江省内售电公司当头一棒，因为在2021年12月10日印发的《浙江2022年电力市场化交易方案》中写的很清楚：“除保障居民、农业用电的保障性电源外，其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易，确保市场内发用两侧可交易电量规模匹配。”

仅仅只过去了1个月的时间，同一个主管部门（浙江省能源局）就改口给出了不同的政策。“而且宁东煤电和皖电基地的电量基本没剩多少了。90%都已经被电网公司在2021年12月一口气打包买下。”浙江省内一家售电公司负责人无奈的对记者说。

按照国家发改委的指示，浙江省在2021年12月启动了电力现货双边结算试运营。在这次试运行中，浙江严格遵照《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）的指示，推动全部的工商业用户开放进入市场。

然而在工商业用户全部进入市场的同时，浙江省并没有能够推动全部电源进入市场。截至2020年，浙江省外来电在全社会用电量中的比例达到36.87%。而仅仅在2010年，浙江省的外来电比重还只有9%。就是这样一个举足轻重的电源，且在2021年12月的现货结算试运行中没有进入市场。这也就意味着市场内发用两侧可交易电量规模出现了不匹配的问题。浙江市场也就传出了“买不到电”的情况，甚至产生了“外来电直接逼停现货试运行”的说法。

作为对外来电依赖程度较大的经济大省，浙江省在电力市场规则制定之初就考虑到了外来电如何参与市场的问题。但在来自多方的重重阻力之下，浙江省的外来电始终由电网公司垄断购买。

在工商业没有全部入市的情况下，电网手中除了有保障性用电（居民、农业等）之外，还有大量的工商业用户，外来电不愁销量。但是随着工商业用户全部进入市场，电网手中的电量却没有减少，直接导致了外来电没处卖，市场内用户买不到电。

即便如此，我们也无法简单得出“外来电直接逼停现货试运行”的结论。浙江市场主体认为这一表述将复杂的问题简单化了，而且也并不准确。“现货暂停的主要原因还是政府认为目前的进度太赶了，需要把中长期交易等一些政策先理顺。”一家省内发售一体化公司相关人士告诉《能源》杂志记者，“外电参与中长期交易确实存在管理上的问题，但应该相信各方的智慧，估计现货很快会再度启动。”

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矛盾与痛点

同为外来电比重较高的用电大省，浙江与山东遭遇的外来电困局一定程度上暴露了目前省间电力交易存在的一系列局限性。

在银东直流的案例中，无论是电网方面还是山东的市场主体，都表示问题的爆发让人遗憾。“站在受端的角度来看，用户侧的利益确实受到了损害。”山东能源主管部门内部人士对《能源》杂志记者说，“但调度的做法，还有地方政府的考虑也都是实实在在存在的问题。所以并不能简单的将责任推给任何一方。”

事实上，山东省内的售电公司自己也要承担一部分责任。据了解，按照银东直流交易规则，用户侧实际上可以分时段进行报价。“但省内售电公司都习惯了原来的一口价按电量交易的模式。没想到交易结果出清后按时段校核了。”上述知情人士说，“现货条件下，中午的价格比0.4739元/度差不多要低0.2元/度。5亿电量就直接亏了1亿元。”

如果说用电侧的问题会随着市场经验的积累逐渐减少，那么发电侧的行为更多凸显了地方政府在当前规则下，面对电力短缺问题的无奈。

在2020年和2021年国网宁夏电力公司的有序用电方案中可以发现，尽管宁夏电力供应整体仍呈现供大于求的局面，但区域性、时段性电力紧张的局面仍有可能发生，宁夏电网电力电量平衡情况已由“电力电量富余”转变为“电量富余、部分时段电力存在缺口”的现象。

2021年9月份之后的全国性电力短缺中，宁夏当地政府相关用电企业开展了20余次错避峰用电生产计划，但供需矛盾仍然突出。考虑冬季采暖用煤需求加剧，发电厂电煤供应问题、煤质差导致发电出力减少、区外电力调剂降低等因素，加之用电负荷持续增长，预计今（2021年）冬明（2022年）春部分时段电力缺口约200-600万千瓦，全区电力供需形势十分严峻。

在这样的情况下，西北地区自然不会眼看着数百万千万的电源全力参与山东省的电力交易，而放大本地的电力短缺风险。“这是对当地的居民、工商业，乃至经济发展负责的做法。”

发电企业更愿意参与受端省份电力交易自然也没错。前文已经提及，山东与宁夏的燃煤发电基准电价相差超过0.1元/度，即便是算上特高压的“通道费用”，发电侧在山东市场的收益也明显更多。

“而且被留在当地的电源其实发电小时数要少很多。毕竟宁夏的电力需求有限，真正需要这些电源出力的时间段可能只有迎峰度夏、冬季高峰等少数时间段。更多的时候，火电机组要给新能源发电让路，偶尔承担调峰作用。”

而浙江的案例则可以直接宣判传统的“网对网”省间电力交易模式进入终结。工商业用户全部入市的情况下，外来电是否参与本地电力市场对市场内供需平衡产生了极大的影响，甚至可能左右市场价格。尽管有传言说浙江电力公司通过转让合同的方式，把多余的电量出售给了售电公司。但这种某种意义上违背政策的做法，只能说是权宜之计。

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省间交易：动了谁的蛋糕？

看得出来，尽管“点对点”的省间交易存在诸多问题，但还是比现在绝大多数的“网对网”或“点对网”省间交易要进步些许。可银东直流依然还只是“千顷地里一棵苗”的试点。

据《能源》杂志获悉，在2021年12月23日的国家发改委会议上，国家能源局与央企发电集团在谈及省间电力交易时就提出更多地放开“点对点”交易。但国家电网公司依然表达了反对意见。

“对于电网来说，省间交易的大规模改革可能会产生诸多影响。”一位接近电网的人士说，“从这些角度来看，电网公司很难主动的改革省间交易模式。”

首先最直接的就是省间交易电量会发生变化。全面放开“点对点”交易之后，什么时间、交易多少电量，都与电网公司没关系，而是发、用双方协商谈定。而这可能直接导致现有的省间交易电量下降。

“即便是对外电需求比较大的省份，也并不是一年四季都需要外电的补充。”上述人士说，“一般夏季和冬季是外电需求的高峰，春秋季外电需求偏少。但是目前电网往往会在外电需求淡季也保持一定的外电比例。”

省间交易电量的多少与直流特高压的利用率直接相关。目前部分特高压线路的利用率没有达到接近100%的水平，即便是目前高利用率的线路，在开放“点对点”后，也可能在春秋淡季出现电量减少的情况。

而这就直接引发了下一个问题——投资回报率下降。目前国内特高压线路建成投产大多不超过10年，还处在投资回收的阶段。省间交易电量的下降直接影响了电网相关收入。而且工商业用户全部进入市场后，电网无法再赚取差价电费，特高压收入来源仅为单一的输电费用。

特高压线路获批建设之前必然都有投资可行性报告。但彼时电网收入结构相对更多，除了输配电价，还有峰谷电价下的交叉补贴费用、售电差价。如今砍去了枝枝蔓蔓，输电价格可能独木难支。

浙江一家售电公司负责人告诉记者，浙江省电力公司打包了皖电和宁电之后，可能会通过挂牌市场出售。“转卖电量可以让电网多一笔收入。原本峰谷电价的价差补贴差不多可以达到3分钱，单靠输配电价，电网的收入缺口可能弥补不上。”

最后，也可能是最重要的一点，“点对点”交易规则的完善，意味着原本“交易结果服从调度”的原则将会变化成为“调度服从交易结果”。类似今年银东直流交易出现的情况未来将很难再出现。

这不仅对电网的调度权力产生了挑战，在电力紧缺的大背景下，对地方政府也有着不小的压力。直流特高压往往配备了配套电源，还可能会有受端省份企业的参股，不过这些电源的调度权却归于送端区域。这种搭配模式在电力供给相对宽松的时期，虽然也偶有Bug，但最终还是能达到皆大欢喜的程度。

可一旦电力短缺，资源对于地方政府就成为香饽饽，但是资源又会天然朝着价格更高的地区流动。这就形成了不可调和的矛盾。“但电力短缺是短期性的问题，不可能长期存在。如果重新进入电力富裕阶段，外送电的地位可能就会下降了。到时候也许会出现送端想卖，受端却不想买的情况。”电网内部人士说。

中国坚强的大电网建构对于大规模的省间电力交易是一个积极因素，但是电量输送份额如何从国家电网的统一调度到直接交易的转变，仍需厘清电网、发、售两侧的利益。物理连接便利性的提升，也意味着电价在不同区域之间的趋同性在增强。除非以行政命令和物理手段隔绝，否则发电资源一定更愿意选择价格、收益更高的市场，进而逐渐拉近不同市场间的价格。

多元化的买方与卖方，这必然会是省间交易不可逆的趋势。在这样的情况下，明确配套电源归属、界定好送端电源参与受端市场的边界程度，这是摆在规则制定者面前的当务之急，也是考验地方政府平衡短期利益与长期收益的关键点。电力体制改革改革就是变法，新法出台需要立木赏金建立的信誉，如果因为短期事件老是临时调整政策，最终必然失败。