中國儲能網(wǎng)訊：
新局
綠色變量權(quán)重增加，電力踏上新的起跑線
供需逆轉(zhuǎn)陰影
從2018年開始，國內(nèi)電力供需形勢悄然轉(zhuǎn)變，電力市場建設(shè)面臨變局。能否支持保供和綠色能源發(fā)展成為電力市場建設(shè)的核心命題。
2019年6月，電規(guī)總院發(fā)布《中國電力發(fā)展報告2018》等系列報告。當年全社會用電量約6.8萬億千瓦時，同比增長8.5%，較2017年提高1.9個百分點，創(chuàng)近年新高。
電力規(guī)劃設(shè)計總院黨委書記、院長杜忠明在發(fā)布會上提到，在目前已明確的跨省區(qū)輸電通道實現(xiàn)滿送前提下，若不及時考慮增加電源供給，則全國大部分省區(qū)未來三年電力供需形勢將全面趨緊。因此，全國16個省區(qū)需要增加電源供給，及時啟動一批火電項目前期工作。華東、華中及南方等區(qū)域需研究進一步擴大外來電規(guī)模。
2018年到2021年，一些地方的電力直接交易價格相對發(fā)電上網(wǎng)電價的價差開始收窄，甚至有個別出現(xiàn)了正價差，即漲價現(xiàn)象。到了2021年，全球大宗商品價格陷入暴漲期，加上極端天氣頻發(fā)，煤炭、天然氣供應緊張，歐洲、美國、中國等部分地區(qū)紛紛遭遇缺電挑戰(zhàn)。
根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《2021-2022年度全國電力供需形勢分析預測報告》，2021年，全年電力消費增速實現(xiàn)兩位數(shù)增長，受電煤供應緊張等多重因素影響，9、10月全國電力供需總體偏緊，多地出現(xiàn)有序用電，一系列能源電力保供措施接連出臺。
在2018年7月的電改吹風會上，時任國家能源局體改司司長梁昌新曾表示，當前推動現(xiàn)貨市場建設(shè)的時機和條件是有利的：一是有序放開競爭性環(huán)節(jié)電價和發(fā)用電計劃兩項改革，正在消除電力市場建設(shè)面臨的機制約束。二是現(xiàn)貨交易是市場化反映最充分也是最關(guān)鍵的一部分，已成電力行業(yè)內(nèi)基本共識。三是從國際經(jīng)驗看，現(xiàn)貨市場相關(guān)機制更趨完善，技術(shù)支持系統(tǒng)更為強大，市場建設(shè)實踐相對成熟。四是目前電力供需總體寬松，有利于加快電力市場建設(shè)。
第二點和第三點針對的是現(xiàn)貨市場的價值，第一點和第四點則是時機和條件，電價市場化程度有所提高，供需形勢寬松。
而此時供需偏緊時電力市場特別是現(xiàn)貨市場還能搞下去嗎？既然是市場，難道不能漲價嗎？電力市場對保供有用嗎？種種懷疑的聲音達到2015年以來的最大分貝。
1439號文的出現(xiàn)，一定程度上回答了這些質(zhì)疑。
按照文件要求，燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍擴大為20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制，電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價。
文件明確了市場化改革的方向，同時意味著電價從下降通道轉(zhuǎn)為可升可降。
據(jù)eo了解，目前不少地方的電力中長期合同價格上浮幅度在15%-17%之間，但面對經(jīng)濟下行壓力，業(yè)內(nèi)普遍判斷，2022年負荷需求漲勢或不及2021年，這將導致中長期交易與現(xiàn)貨市場價格差距增加，沖突進一步加深。另一方面，20%的上漲幅度對應煤價在650元/噸的水平，但當前煤價仍然處于700-800元/噸甚至更高的價位。
國家發(fā)改委2021年12月的例行新聞發(fā)布會上，新聞發(fā)言人孟瑋在答記者問中提到，建立起“能漲能跌”的市場化電價機制，為煤、電價格通過市場化方式有效聯(lián)動創(chuàng)造了條件。下一步，發(fā)改委將適時出臺針對性政策措施，促進煤、電價格通過市場化方式有效聯(lián)動。
不少地方在2022年的電力中長期市場交易通知中，也鼓勵用戶和發(fā)電企業(yè)考慮煤炭價格的波動，簽訂靈活的電力中長期合同。
“作為用戶，我是支持在電力中長期合同中約定煤炭指數(shù)的?！睋?jù)前述廣東外資用戶介紹，新加坡的電力中長期交易價格也與液化天然氣（LNG）掛鉤，按照既定公式，進行季度或月度調(diào)整。
但他強調(diào)：“可以接受和燃料聯(lián)動價格，但不能頻繁變動，希望能夠按照季度來調(diào)整，而且不要出現(xiàn)‘事后補償’的情況，否則會影響到我們與下游合作商供貨、議價?！?
雙軌制“老大難”
1439號文之后，2021年10月25日，國家發(fā)改委辦公廳發(fā)布《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知》（發(fā)改辦價格[2021]809號）（下稱“809號文”），對電網(wǎng)代理購電進行了詳細規(guī)定。
根據(jù)809號文，電網(wǎng)可代理購電的用戶范圍包括：暫無法直接參與市場交易的10kV及以上工商業(yè)用戶、未直接參與市場交易的其他工商業(yè)用戶，以及已直接參與市場交易又退出的工商業(yè)用戶。居民、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障，保持價格穩(wěn)定。
同時明確，已直接參與市場交易（不含已在電力交易平臺注冊但未曾參與電力市場交易，仍按目錄銷售電價執(zhí)行的用戶）在無正當理由情況下改由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，用電價格由電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。
據(jù)前述用戶透露，由于帶補貼的低價電源，以及不收代理費用，由電網(wǎng)代理的用戶2022年的年度長協(xié)價格出現(xiàn)了低于市場化用戶的現(xiàn)象?！鞍凑漳壳耙?guī)則，進入市場是‘單向’選擇，如果價格比由電網(wǎng)代理還貴，那會打擊用戶入市的積極性?！?
中國人民大學應用經(jīng)濟學院助理教授鄭?曾指出，用戶選擇電網(wǎng)代理購電時，也被賦予未來繼續(xù)選擇由電網(wǎng)代理的權(quán)利，一定程度上規(guī)避了部分市場風險，因此電網(wǎng)代理用戶應該支付高于均價的代理電價，才能避免其主動選擇“留在”電網(wǎng)，從而實現(xiàn)電網(wǎng)代理政策設(shè)計的初衷。
另一方面，省間與省內(nèi)市場的“雙軌”矛盾也在繼續(xù)。
2022年1月，銀東直流9點到17點白天時段以外的負荷曲線被“砍掉”了，最終通過調(diào)度校核的成交電量只有5億多千瓦時，嚴重偏離合同電量。當時相關(guān)業(yè)內(nèi)人士指出，調(diào)度可能是出于送端省份保供壓力做出了這樣的決策。
按照目前要求，省間中長期交易合同需要依據(jù)曲線執(zhí)行，而該曲線是由計劃方式形成的，這與省內(nèi)交易形成了“雙軌”。
一位電力研究者還指出，調(diào)度校核安全一票否決這一前提沒有問題，但否決的原則應當事先列明，并向市場主體公開。
省間交易從計劃走向市場，還將面臨送受端的自由選擇權(quán)問題。曾有地方能源主管部門官員提到，如果通道限制不明顯，送受端省區(qū)可能“嫌貧愛富”；如果受到通道限制，這又不能是自由選擇的結(jié)果，價格就不能完全采用市場化的機制形成。這種矛盾在缺電時期表現(xiàn)得更為突出。
據(jù)悉，2022年南方區(qū)域電力市場建設(shè)將正式啟動。這意味著以廣東為起步的南方市場將再次踏上區(qū)域市場建設(shè)的征途。省間交易能否破局，令人期待。
一次能源價格謎題
煤炭供給短缺、價格暴漲是2021年下半年全國部分地區(qū)缺電的主因。國家發(fā)改委等相關(guān)部委因此接連出臺煤炭增產(chǎn)、控價相關(guān)政策，但效果并不穩(wěn)定。2022年初，5500大卡現(xiàn)貨煤價仍保持在1000元/噸高位，電—煤雙方也未能就長協(xié)煤基準價達成一致意見。
2月9日，國家發(fā)改委運行局約談部分煤炭企業(yè)時指出，進入供暖季后期，電廠庫存保持在1.6億噸標煤以上水平，比2021年同期多0.4億噸，不具備漲價基礎(chǔ)，并向企業(yè)明確，對價格區(qū)間是有預期的。
陳宗法指出，單純提高煤電價格上浮范圍不足以彌補電力行業(yè)的損失，煤電基準價也應相應調(diào)整。同時，可以參考國際油價和國內(nèi)成品油價格的聯(lián)動，進一步完善煤電聯(lián)動機制。
目前，國內(nèi)成品油價格根據(jù)國際油價變化，每十個工作日調(diào)整一次。相對的，成品油也有“地板價”限制，即當國際油價低于40美元/桶時，無論國際油價再怎么跌，國內(nèi)成品油價都保持不變。
這筆未作調(diào)整的錢進入到油價調(diào)控風險準備金池子中。根據(jù)財政部、國家發(fā)改委2016年發(fā)布的《油價調(diào)控風險準備金征收管理辦法》，風險準備金全額納入一般公共預算管理，列入“其他專項收入”，統(tǒng)籌用于節(jié)能減排、提升油品質(zhì)量、保障石油供應安全，以及應對國際油價大幅波動。
相關(guān)媒體報道，五大發(fā)電集團旗下主要上市電企2021年度歸母凈利潤大幅下滑，其中兩家預虧超百億：華能國際預計凈虧損98億-117億元；大唐發(fā)電預計凈虧損90億-108億元。
而第一大煤企中國神華發(fā)布公告預計2021年實現(xiàn)歸母凈利潤503億元，同比增長28%；中煤能源預計2021年實現(xiàn)歸母凈利潤117.7億-143.8億元，同比增長99.4%-143.6%，均創(chuàng)下新高。
徐駿認為，在這種特殊情況下，應當參考國際國內(nèi)對石油公司征收暴利稅的方法，對煤炭企業(yè)征收一次性利潤稅，以此彌補下游企業(yè)和消費者的損失。
2004年，由于國際市場石油價格持續(xù)大幅度上漲，國內(nèi)原油采掘業(yè)利潤增加，其他行業(yè)和社會用油成本加大，各行業(yè)利益分配不平衡，影響了經(jīng)濟平穩(wěn)運行。2006年，國務院發(fā)布《關(guān)于開征石油特別收益金的決定》（國發(fā)〔2006〕13號），決定對石油開采企業(yè)銷售國產(chǎn)原油因油價上漲獲得的超額收入征收石油特別收益金。
財政部當時制定的《石油特別收益金征收管理辦法》（財企〔2006〕72號）指出，石油特別收益金屬中央財政非稅收入，納入中央財政預算管理。實行5級超額累進從價定率計征，按月計算、按季繳納。征收比率按石油開采企業(yè)銷售原油的月加權(quán)平均價格確定。為便于參照國際市場油價水平，原油價格按美元/桶計價，起征點為40美元/桶。2011年11月起提高至55美元/桶，2015年1月起，再度提高至65美元/桶。
煤炭價格的大幅波動，使得發(fā)電企業(yè)意識到，對一次能源的管控能力在一定程度上決定了其在電力市場中的“生死存亡”。
2022年1月21日，擁有神華煤炭的國家能源集團召開的2021年高質(zhì)量發(fā)展新聞發(fā)布會上，集團新聞發(fā)言人張玉新表示，2021年，集團實現(xiàn)營業(yè)收入同比增長24.7%，利潤總額同比增長6%，凈利潤同比增長7%，企業(yè)經(jīng)營韌性和抗風險能力持續(xù)彰顯。
有業(yè)內(nèi)人士認為，發(fā)電、煤炭企業(yè)重組并購，可能是發(fā)電側(cè)化解煤炭價格風險，破解煤、電矛盾的長期選擇。
華北電力大學經(jīng)濟管理學院教授袁家海介紹，國外煤礦和煤電的合同期限更長，有利于穩(wěn)定價格，也有股權(quán)方面的安排，比如交叉持股，但是主管部門并不指定或主導，而是建立在市場原則之上。
“從煤炭托底、煤電保供的角度來看，未來需要一兩個國家能源集團這樣的煤電一體化公司，但其職能是承擔能源轉(zhuǎn)型進程中的托底保供，需要國家特殊政策支持?！痹液Ｕf：“電煤整合，個人覺得需要慎重，應以雙方自愿為前提、按市場規(guī)則辦。”
綠色價值如何評估
2022年1月8日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布經(jīng)中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）（下稱“118號文”）。
這是繼9號文新一輪電力體制改革啟動以來，中央第一次在最高級別的決策會議上研究部署電力專項改革方面的任務。
118號文提出了四條工作原則，其中包括促進新能源的投資、生產(chǎn)、交易、消納；統(tǒng)籌考慮企業(yè)和社會的電力成本承受能力，保障電力公共服務供給和居民、農(nóng)業(yè)等用電價格相對穩(wěn)定。
文件明確構(gòu)建適應新型電力系統(tǒng)的市場機制，包括有序推動新能源參與電力市場交易；建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同；建立市場化的發(fā)電容量成本回收機制；鼓勵抽水蓄能、儲能、虛擬電廠等調(diào)節(jié)電源的投資建設(shè)；開展綠色電力交易試點，以市場化方式發(fā)現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值等。
但按照目前的情況來看，市場并不一定能激勵新能源的投資。新能源的間歇性和波動性決定了其對現(xiàn)貨交易規(guī)則中“事先確定中長期曲線”的要求“水土不服”。
以風電在現(xiàn)貨市場中的經(jīng)歷為例，風電出力如果超過或無法達到事先約定的曲線水平，就要在現(xiàn)貨市場中買賣來完成交割，而沒有風時現(xiàn)貨價格往往更高，有風時現(xiàn)貨價格低，這就導致風電常常遇到“高買低賣”的情況，拉低出清價格。
參與廣東2021年綠色電力交易試點的用戶還透露，曾多花2-3分錢在中長期市場買的綠電。到了2022年，由于煤電價格上浮空間增大，2021年購買的綠電甚至比電力中長期交易簽下的價格還低些。
有發(fā)電業(yè)內(nèi)人士在內(nèi)部討論會上提醒，不要以為新能源進入市場就能漲價，要把風險考慮清楚。
什么樣的定價機制適合高比例新能源的市場？
廣州電力交易中心發(fā)展研究部副主任梁志飛曾撰文指出，越來越多的新能源可能意味著邊際定價機制將失去作用。如果邊際機組是新能源發(fā)電，其不確定性將導致邊際成本競價踩踏，難以反映新能源的真實投資成本。
梁志飛認為，我國電力市場面臨多目標要求，需要考慮多電源成本差異的定價出清機制，而非低價優(yōu)先。要在基于成本定價和市場競爭定價之間做出權(quán)衡。
波利特近期的研究成果顯示，雖然成本的顯著下降和碳價的上升能幫助新能源真正走向“去補貼”，但在2025年前，風電和光伏能否依靠電力批發(fā)市場和價格來覆蓋其投資還遠未可知。同時，電力批發(fā)市場的價格可能不再能夠成為電力長期投資信號了，隨著可再生能源滲透率不斷提升，“丟錢”（Missing Money）問題會越發(fā)顯著。
他認為，當新能源比例達到一定高度時，短時價格和年度價格會產(chǎn)生“鴻溝”——即短時價格遠低于年度價格，但在市場運行中，短時價格會對長期價格產(chǎn)生明確的影響。到那時，廣泛的長期合同變得必要，短期備用價格無法再推動長期投資。
實際上，亞洲第一個成功實行電改的國家新加坡就曾遇到過短期價格無法正確引導長期投資的情況。
2010年8月到2011年2月短短6個月中，新加坡電力現(xiàn)貨價格高企，發(fā)電商在兩年內(nèi)開工建設(shè)了3000 MW的裝機，接近最高負荷的一半。同時，新投的裝機都和上游公司簽訂了10年的LNG購售協(xié)議，照付不議高達合約量的95%。而后電力需求增長逐年放緩，從1999-2007年4.6%的年增長下滑到2018年的1%-2%，電力現(xiàn)貨市場價格的低迷，導致電廠現(xiàn)金流出現(xiàn)困難，部分電廠總部需繼續(xù)注入現(xiàn)金才能維持其電廠的運營維修和支付基本利息。
近年來，國內(nèi)面臨的情況則和新加坡經(jīng)歷的過程剛好相反。一方面平價上網(wǎng)的新能源項目投資者特別是民營企業(yè)，不得不考慮遠期能否從市場中收回投資；更重要的是，煤電投資者在減排的大背景下，正在經(jīng)歷從“電量提供者”向“電力保障者”的角色轉(zhuǎn)變，盈利模式處在變化當中，加上金融支持逐步減弱換擋，投資積極性并不高。據(jù)悉，2015年全國煤電新增投資1060億元，到了2020年，這一數(shù)據(jù)縮減為400億元。
據(jù)eo梳理，全國31個省（市）區(qū)里，有8個?。ㄊ校﹨^(qū)在其2022年政府工作報告中提到投建化石燃料電源，其中包括清潔能源大省云南，以及煤電裝機比重過半的浙江。
一位發(fā)電企業(yè)資深從業(yè)者說，在經(jīng)歷2021年夏秋缺電之后，地方投資煤電的動力很強，中央也出臺了煤電行業(yè)綠色低碳轉(zhuǎn)型的專項信貸支持政策，但企業(yè)的主動性并不高。
前述電力研究者指出，118號文首次高規(guī)格文件明確，建立市場化的發(fā)電容量成本回收機制，這對電力市場未來發(fā)揮保供作用至關(guān)重要。“隨著綠電的增加，電網(wǎng)要有足夠的備用，缺的時候能調(diào)用，調(diào)的時候有人掏錢?！?
他認為，不僅煤電、水電、氣電等品種應該享有獨立的提供輔助服務的地位，新型儲能等調(diào)節(jié)資源也應該被賦予獨立地位，而不是附著于發(fā)電、電網(wǎng)或用戶側(cè)，以便更精確地發(fā)揮其作用。
謝敬東認為，新型電力系統(tǒng)實際上是一個電能商品的體系，里邊包含不同的電能商品，而這些不同的電能商品的價格決定因素是不一樣的，不能混淆著去建一個單純的電能量市場。
梁志飛指出，未來各類電源和用戶將在電能量市場交易形成的價格基礎(chǔ)上，對各類成本進行分攤。用戶側(cè)將承擔容量成本、含抽水蓄能容量費及網(wǎng)架建設(shè)成本的輸配電價，新能源發(fā)電需要分攤調(diào)節(jié)性交易成本，輔助服務成本及偏差結(jié)算不平衡資金成本，調(diào)節(jié)性電源則將擁有調(diào)節(jié)性交易收益、容量收益以及輔助服務收益。
前述發(fā)電企業(yè)研究人士還提到，與高比例新能源電力系統(tǒng)下的保供要求相匹配的是，對中央和地方發(fā)電集團進行有效容量考核，而非簡單比拼新能源裝機規(guī)模。
在這個新的“餅圖”中，負荷資源也正在扮演不可或缺的角色。在前述研究者看來，雖然兩輪電改的綱領(lǐng)性文件中，對需求側(cè)資源少有著墨，但隨著供需關(guān)系的波動和電價結(jié)構(gòu)的完善，需求側(cè)的“用武之地”將逐漸體現(xiàn)。
“國內(nèi)現(xiàn)在還處于需求響應的初期，如何與市場銜接，響應資源如何按時間、需求分類管理、分類激勵，以及不能履行合同職責時如何懲罰等，都還在探索當中?！鼻笆鲅芯空哒f。
同時他也提醒，不能高估需求響應的作用，一方面是因為能夠提供需求響應的用戶有限，用電仍然是剛性需求；另一方面是在電力極度短缺的時刻，用戶依然可能被剝奪用電的權(quán)利。
“反思美國得州2021年初發(fā)生的大停電事件，我國電力市場設(shè)計在引進電力用戶參與市交易時的一個基本原則，是絕對不允許市場競爭導致電力終端價格出現(xiàn)‘天價’?！敝x敬東說：“這需要一個科學體系化的市場設(shè)計，包括運營機制設(shè)計和治理體系設(shè)計。譬如，我們可以設(shè)計容量市場保障發(fā)電商的基礎(chǔ)成本回收，再設(shè)計電量市場的風險防范機制就相對容易，從而可以有效解決因不確定因素導致的電價大幅波動問題。這些機制建立好之后，才能把用戶引入市場?！?
