廣西電力市場平衡術

2017-06-13 10:52:06 南方能源觀察　點擊量：評論 (0)

一次能源匱乏，缺油缺氣少煤，廣西自治區的煤電上網標桿電價躋身全國前五。這是廣西面臨諸多問題的源頭。即使現在核定出較低水平的輸配電價，終端工業產品的電價仍然偏高。而工業電量比例又占據了60%-70%的江山，

一次能源匱乏，缺油缺氣少煤，廣西自治區的煤電上網標桿電價躋身全國前五。這是廣西面臨諸多問題的源頭。

即使現在核定出較低水平的輸配電價，終端工業產品的電價仍然偏高。而工業電量比例又占據了60%-70%的“江山”，經濟發展所依賴的電解鋁等產業則依賴低價電，這種循環已經成為當地政府的一大“心病”。

另一方面，從電源結構來看，廣西水電相對豐富，統調水電裝機容量約888萬千瓦，占電量的1/3；份額西電及按省間協議接納的云電占1/3，剩下的則是火電與核電，裝機約1700萬千瓦。

“電源結構‘三分天下’給電力市場的設計帶來了一定難度。”廣西電力交易中心的相關負責人介紹說。此外，電網運營主體也相對復雜，除廣西電網以外，還有國有企業水利電業、上市公司桂東電力、地方政府投資的百色電力等地方電網運營主體，使電力市場建設多了一重挑戰。

水、核、火“指定降價”

隨著中發9號文及相關改革事項的推進，經廣西自治區人民政府同意，自治區發改委正式批復廣西電力交易中心組建方案，依托廣西電網公司組建相對獨立的廣西電力交易中心，共有11家單位參股。

其中，廣西電網公司持股占比66、7%，廣西桂冠電力股份公司、華電廣西能源有限公司、國電廣西電力有限公司、華潤電力工程服務有限公司、中電防城港電力有限公司、廣西投資集團有限公司、廣西水利電業集團有限公司、廣西桂東電力股份有限公司、廣西百色電力有限責任公司、北部灣產權交易所集團有限公司等10家單位合計持股占比33.3%。

交易中心2016年一共組織開展了四批次電力市場化交易，合同電量總計145.42億千瓦時，其中水電6.9億千瓦時、火電108.1億千瓦時、核電30.4億千瓦時。最大降幅0.15元/千瓦時，最小降幅0.07元/千瓦時，平均降幅0.11元/千瓦時。

2016年年中進行的第二批電力直接交易中，共分為兩個階段：第一階段水電企業采用單邊報價形式，其競價上網價格為在其上網電價基礎上下降最少不低于0.07元/千瓦時，申報完成后，電力交易中心按照降價幅度高者優先成交的原則進行交易，水電競價剩余電量進入第二階段；第二階段由核電、火電企業單邊報價，其競價上網價格為其上網電價基礎上下降0.10元/千瓦時-0.15元/千瓦時。

在多位電廠人士看來，這是當地政府對直接交易降價幅度的硬性要求，是“被計劃的市場”。

此后為增量電量交易。時值豐水期，經濟下行，一方面工業開工率不足、用電低迷；另一方面發電企業有電發不出（水電廠存在一定棄水風險，核電4800小時的計劃電量滿足不了核安全的需求，火電的發電空間更加有限）。

經過充分的調研測算，了解到全區部分大工業用戶在電價降低0.15元/千瓦時的情況下存在一定的復產增產空間。據此，出臺了用戶增量在目錄電價上降價1毛5的交易方案，同時為了促進清潔能源消納，分設為兩個階段，第一階段水電“保底”降7分可優先成交，第二階段火核“保底”降1毛，達不到的部分由電網企業“兜底”。最終該批增量競價全部由清潔能源成交，其中核電首次參與交易，以度電降價1毛5的價格爭取到絕大部分電量。（詳見《核電消納市場化開先河，廣西核火同臺搶電量，降價1毛5“掃貨”》）

“通過三批次增量交易，深度挖掘用電增量40億千瓦時，拉動全社會用電量增長近3個百分點，取得了穩增長、促進清潔能源消納、保障核安全的多方共贏。”

分配火電長協電量

2016年12月底，國家發改委、國家能源局發布《電力中長期交易基本規則（暫行）》，指出自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，不得隨意退出市場，取消目錄電價。

直接交易電量不斷擴大，惠及更多用戶是電改的普遍趨勢，而用電側的繼續放開需要相應的發電規模與之匹配，于是，廣西方案在2016年的基礎上做出了相應修改，最顯著的變化是火電全電量入場。

“全國也沒有幾個省份把火電除保安全的機組外電量全部納入市場交易的，更不用說保安全保供熱的電量都必須通過市場手段獲取。”廣西電力交易中心相關負責人指出。

按照新的規則，市場交易規模達到全區全社會用電量的20%，約280億千瓦時左右，同時劃定了年度長期協議電量規模約為240億千瓦時，月度交易規模根據市場情況及年度交易剩余電量靈活安排。

但此時的市場環境相較2016年發生了明顯變化，電煤價格從300元/噸一路飆升至800元/噸，加上區內新增核電機組和火電機組裝機約600萬千瓦，造成2017年區內統調煤電機組平均利用小時數預計將從2700小時跌至2000小時，甚至更低。如果仍然延續2016年的單位用電降價幅度，火電廠將全面陷入嚴重虧損，不利于電力市場的可持續發展。

“為了避免惡性競爭，火電的年度長期協議在一定程度上采取了按容量分配的方式。”

規則明確：各火電企業年度長期協議交易電量上限=本企業符合參與市場化交易機組裝機容量/準入火電總裝機容量*火電機組年度長期協議交易規模。

有業內人士分析，長協電量一定程度上對各火電廠來說相當于是另一種形式的基數電量保障，但發電企業需要通過市場方式獲取，其價格也由市場協商結果確定。

調度與交易協調

水、火、核等多種電源電量占比相對平衡的市場給調度帶來一定難度。

一位業內人士曾指出，廣西斷面控制多，安全約束多，橫向穿越和縱向穿越都比較嚴重，在系統安全穩定運行的前提下,執行國家指令性西電東送計劃,充分消納清潔能源，因此調度運行與交易并非完全同步。

“廣西電網公司主動承擔改革風險，為買賣雙方提供電量的蓄水池、電費的資金池服務，使得電力交易中心可以采取預結算、年清算的方式來解決調度平衡與交易合同履行的協調困難。”交易中心的相關負責人介紹。

另一方面，豐水期為保障水電消納，火電發電空間更為有限。為了履行交易合同，部分火電企業長期處于低負荷運行狀態，在低谷時段甚至要降到穩燃出力以下深度調峰，不僅提高了能耗，還存在一定運行風險。

2017年5月18日，廣西電力交易中心組織了首次火電機組之間的發電權轉讓交易。據悉，交易采用雙邊掛牌互摘的模式，成交電量約1億千瓦時。

通過發電權轉讓，能夠優化電源結構，部分火電廠可以全停調峰，另一部分因保供熱、保安全等因素無法停機的火電廠可以增加出力，提高運行經濟性。

“低迷”的售電市場

“2017年年度長協簽約總電量250.26億千瓦時，用戶側共釋放改革紅利10.87億元（其中：發電側讓利5.84億元，電網輸配電價讓利5.03億元），折合電價降幅4.34分/千瓦時。”

“2017年2月9日9:00-11:00，開展了1-2月月度集中競價交易，交易規模4.2301億千瓦時，成交電量2.7118億千瓦時，統一出清價格39.3分/千瓦時；2017年2月21日9:00-11:00，開展了3月月度集中競價交易，交易規模3.8532億千瓦時，成交電量3.1424億千瓦時，統一出清價格39.5分/千瓦時。”

根據廣西電力交易中心公布的交易數據，2017年與2016年相比，的確不再“激動人心”。國家電力體制改革“管住中間、放開兩頭”架構設計，是希望發電側和售電側形成有效市場競爭，但從改革紅利釋放構成來看，電網通過執行輸配電價平均讓利0.02元/千瓦時；發電企業平均讓利0.023元/千瓦時，如果剔除廣西投資集團旗下電廠與用戶間降幅較大部分讓利，發電側讓利占比不足50%。

eo記者了解到，不少用戶認為發電企業聯盟抱團，從心里上難以接受變化如此之大的價格結果。而對于剛剛進入市場的售電公司來說，更是有些尷尬。

廣西在售電公司參與市場上支持培育力度較大，國家印發《售電公司準入與退出管理方法》次日即出臺《廣西售電公司申報指南》。廣西電力交易中心提供“一站式”注冊審核，同時開拓性提供預注冊、預交易服務，確保33家售電公司在年度長協交易前獲得準入資格。廣西成為全國21個電力體制改革綜合試點中首個售電公司全面參與市場交易的省區。在各批次月度競價中售電公司代理電量占比均超過70%，對活躍市場起到了積極的推動作用。

但較低的降價幅度，使得其盈利空間十分有限。一位交易電量排名靠前的售電公司負責人坦言，現在代理用戶主要是先做大市場份額，打造品牌效應。

“售電公司現階段主要扮演的角色是政策傳播，為用戶提供注冊指導、信息咨詢等服務。”

在平衡多方利益之后建設起來的市場，參與市場設計的業內人士用“相當穩健”一詞來評價，但對于下一步該走向何方，并不樂觀，至少日前市場、現貨市場等將非常艱難。

2017年4月，國家能源局南方監管局召開廣西電力市場交易規則座談會。與會各方交流了廣西電力市場建設進展及取得的成效，分析研討了廣西電力市場中長期交易規則編制面臨的問題、困難、風險等情況。

據公開信息報道，南方局相關負責人充分肯定了廣西電力市場改革取得的成績，認為在發電計劃放開和售電公司參與方面，廣西都走到了全國前列。同時指出，電力改革要按照國家政策執行，在自治區黨委、政府的領導下穩步有序推進；制定電力交易規則時要結合廣西實際、充分考慮市場主體情況，進一步規范市場運行，并加大電力市場秩序監管力度，營造公平競爭的市場環境，切實維護好市場主體的合法權益。