文 | 本刊記者 武魏楠

11月16日，國務(wù)院總理李克強在人民大會堂出席世界經(jīng)濟論壇全球企業(yè)家特別對話會。李克強表示，針對前一段電力和煤炭等能源供應(yīng)緊張，我們采取一系列措施加強能源供應(yīng)保障，目前已得到有效緩解，未來也是有保障的。

自9月底爆發(fā)全國性的電力短缺，進而引發(fā)各地不斷地拉閘限電之后，上至國家各部門，下至各地方政府和央企、國企，都在全力保供。經(jīng)過1個多月的奮戰(zhàn)，我國煤炭調(diào)度日產(chǎn)量達到1205萬噸，創(chuàng)造了歷史新高。產(chǎn)量的增高大大緩解了煤炭價格壓力，也讓電廠存煤逐漸恢復(fù)。11月16日，國家發(fā)改委在11月份例行新聞發(fā)布會上宣布：11月14日電廠存煤1.29億噸，月底有望超過1.4億噸，目前可用22天，較9月底增加9天。

看起來情況正在一點點轉(zhuǎn)好，但進入11月也意味著冬季即將到來。隨著冬季采暖需求的增加，電力供應(yīng)保障無疑要面臨著新的挑戰(zhàn)。早在今年9月國家發(fā)改委就在答記者問中提及，今年冬季受經(jīng)濟穩(wěn)定增長、取暖用電快速增加等因素影響，預(yù)計全國最高用電負荷將逐步攀升，有可能超過今年夏季和去年冬季峰值。

10月11日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，拉開了“以電力市場化促進電力保供”的序幕。在這場“以電力市場化促進電力保供”的大潮中，第一批電力現(xiàn)貨試點省份尤其引人關(guān)注。它們中的有一些一直在連續(xù)不間斷試運行，全國電荒時期也沒有停止（例如山西）；更多的省份在政策的要求下在11月或12月開啟電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行。根據(jù)國家發(fā)改委的要求，第一批現(xiàn)貨試點省份年底前必須啟動試運行，通過現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)更清晰準(zhǔn)確的價格信號。

11月10日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于強化市場監(jiān)管 有效發(fā)揮市場機制作用 促進今冬明春電力供應(yīng)保障的通知》，進一步明確了“以電力市場化促進電力保供”。

9月，美國NOAA氣候預(yù)測中心預(yù)測，今年冷冬概率為80%；10月預(yù)測，冷冬概率增加到87%；11月預(yù)測，冷冬概率增加到90%，基本上可以確定了是冷冬，這意味著拉尼娜警報正式拉響，北半球氣溫越來越趨向異常。

一個寒冷的冬季近在咫尺，電力市場化的保供能力也將在這場寒冬之中接受最大限度的考驗。

市場化調(diào)節(jié)初顯靈

11月1日，萬眾期待的廣東11月現(xiàn)貨試運行正式開啟。盡管此前政策已經(jīng)明確了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價的上調(diào)幅度為20%，但現(xiàn)貨價格不受上漲幅度的限制，誰也無法預(yù)測在短缺背景下電力現(xiàn)貨價格會出現(xiàn)什么樣的上漲幅度。再加上本次現(xiàn)貨試結(jié)算會將批發(fā)價格超過基準(zhǔn)價的部分直接傳導(dǎo)，由參與市場的用戶承擔(dān)，電力市場化下的用戶自發(fā)調(diào)峰也值得期待。

11月1日，廣東電力現(xiàn)貨市場開市，當(dāng)天日前機組最高成交價高達1500元/MWH，日前平均電價836.6元/MWH。明顯的高開局面讓售電公司和用戶倍感壓力。

不過隨著時間的推移，廣東電力現(xiàn)貨實時成交均價出現(xiàn)了一定的下降趨勢。截止11月15日，單日現(xiàn)貨實時成交均價最低還達到了577.39元/MWH，幾乎接近了上漲20%后的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價（553.6元/MWH）。

“廣東的電力現(xiàn)貨價格充分顯示出了市場對于電力供需具有很強的調(diào)節(jié)作用，是電力保供的重要手段?！币晃浑娏κ袌鰧＜腋嬖V《能源》雜志記者。

在集中式電力現(xiàn)貨市場中，邊際成本是機組報價的重要基礎(chǔ)，而燃料成本占據(jù)了機組絕大多數(shù)的邊際成本，所以燃料成本是影響電力市場價格的重要因素之一。根據(jù)廣東電力交易中心公布的沿海60萬燃煤機組度電燃料成本速算表（見下圖），我們可以大致了解煤價與度電燃料成本之間的關(guān)系。當(dāng)然，表中的數(shù)據(jù)采用單機60萬千瓦燃煤機組的平均煤耗計算，不同類型、不同容量的機組都會存在一定的差異。

根據(jù)中國沿海電煤采購價格指數(shù)（CECI沿海指數(shù)），第179期（10月28日至11月4日）的5500綜合價格為1220元/噸，第180期（11月4日至11月11日）的5500綜合價格為1095元/噸，第181期（11月11日至11月18日）的5500綜合價格為983元/噸。也就是說沿海60萬機組的度電燃料成本大約在500元~600元/MWH左右。

CECI綜合價5500度電燃料成本（元/Mwh）CECI綜合價5500度電燃料成本（元/Mwh）700 326 1150 517 750 347 1200 538 800 368 1250 560 850 389 1300 581 900 411 1350 602 950 432 1400 624 1000 453 1450 645 1050 475 1500 666 1100 496 1550 687煤價與度電成本關(guān)系

從11月初約800元/MWH到600~700元/MWH，廣東的實時電價出現(xiàn)了下降趨勢，一度接近度電燃料成本。充足的燃煤供給和電廠更強的保供意愿是十分重要的原因。截至11月16日，廣東電廠存煤共計843萬噸，全省存煤可用天數(shù)22天，較9月底增加7天。

現(xiàn)貨價格直接傳導(dǎo)至用戶也起到了一定的調(diào)峰作用，在供給逐步增加的情況下，用戶可以根據(jù)電價情況更自主地選擇用電時段。而需求在某些時段的減少，又會進一步對電價下行產(chǎn)生影響。

“現(xiàn)貨價格波動一定會影響到用戶側(cè)的用電持續(xù)性，同時價格變化又會調(diào)動發(fā)電積極性。最終會起到促進電力保供的作用。”某現(xiàn)貨試點省份人士對《能源》雜志記者說，“當(dāng)然，作用的顯現(xiàn)會有一個過程?！?/p>

目前，電煤的供給仍然在穩(wěn)步上升之中，而且煤炭價格繼續(xù)保持下降之勢。秦皇島港5500大卡動力煤現(xiàn)貨平倉價降至1095元/噸左右，降幅超過1000元/噸。晉陜蒙主產(chǎn)區(qū)煤礦坑口價降至900元/噸以下。

隨著電煤供應(yīng)量和價格的穩(wěn)定，廣東電力市場的現(xiàn)貨價格有望在月內(nèi)就趨于穩(wěn)定，供給形勢也無需再擔(dān)心大規(guī)模的電力短缺。不過對于其他的一些省份來說，挑戰(zhàn)才剛剛開始。

高比例新能源困擾

11月5日，國家能源局山東監(jiān)管辦、山東省發(fā)改委、山東省能源局、國網(wǎng)山東省電力公司聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展山東省電力現(xiàn)貨市場2021年12月結(jié)算試運行的通知》。這也將是繼2020年11月之后，山東省再度開啟電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行。

“希望有意愿參與山東電力現(xiàn)貨市場的售電公司，仔細衡量自身的能力和財力，做出慎重的選擇?！鄙綎|能監(jiān)辦一位負責(zé)人在山東電力交易中心組織的現(xiàn)貨業(yè)務(wù)培訓(xùn)會上意味深長的說，“去年11月的山東現(xiàn)貨市場，很多售電公司都賺錢了。但是今年的情況可能有所不同。”

煤價和電力供需形勢是山東省兩次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運行最大的不同。去年煤價較低，電力供需相對寬松，進而導(dǎo)致11月的現(xiàn)貨市場價格整體偏低，讓售電公司可以輕松獲利。但是今年的情況卻急轉(zhuǎn)直下。

“表面上看今年夏天山東順利迎峰度夏，但實際上一直是處于電力供需緊平衡的狀態(tài)。9月份全國大面積電荒，山東省也迎來了2009年之后規(guī)模最大、持續(xù)時間最長的有序用電?！鄙綎|省能源局的一位負責(zé)人說，“電煤庫存和價格也不樂觀。盡管山東是煤炭生產(chǎn)大省，但電煤的對外依存度高達80%。今年個別電廠的電煤庫存甚至低于7天。部分進廠電煤價格一度也達到了3000元/噸?！?/p>

在各項保供措施的嚴格執(zhí)行下，10月27日之后山東省再也沒有出現(xiàn)有序用電的情況，電力供需矛盾得到了初步的緩解。但是隨著冬季供暖季的到來，電力供需的不確定性又再度增強。這無疑給即將到來的現(xiàn)貨試運行帶來了挑戰(zhàn)。

隨著全國性煤炭產(chǎn)量的增加，山東和廣東一樣，電煤短缺和價格高昂帶來的風(fēng)險大大減少。山東現(xiàn)貨市場更大的不確定性因素可能來自于其巨大的新能源裝機。

截至目前，山東省內(nèi)風(fēng)電光伏裝機超過4000萬千瓦，占到總裝機的30%以上。其中光伏裝機2534萬千瓦（集中式光伏880萬千瓦、分布式光伏1654萬千瓦）。

發(fā)電出力波動性極強的新能源一旦比例過高，就可能會給市場帶來巨大的沖擊。11月3日，山西省電力現(xiàn)貨實時市場均價突然驟降至159.84元/兆瓦時，2天前還在549.2元/兆瓦時，日前均價則更高，達605.13元/千瓦時。

造成價格巨大波動的直接原因就是山西省風(fēng)電出力的增加。根據(jù)山西省發(fā)電負荷一周內(nèi)的數(shù)據(jù)，風(fēng)力負荷從10月31日的380.3萬/千瓦時在三天內(nèi)就攀升到了11月3日的1033.8萬千瓦時。從占比山西全網(wǎng)負荷12.45%，突然飆升到33.83%。疊加光伏出力，11月2日和3日當(dāng)天新能源機組最大負荷占比分別達49.4%和54.1%。新能源大發(fā)讓火電機組出力下降，電力現(xiàn)貨價格也隨之大幅度降低。

山東省新能源裝機比例超過30%，可以說是名副其實的新能源大省。其中分布式光伏在新能源裝機中又獨樹一幟，因此山東省調(diào)度負荷曲線在白天形成了早晨、傍晚兩個用電高峰，而除夜晚外，還有中午（光伏發(fā)電出力最大時段）的另一個谷段。

但新能源發(fā)電的波動性不會隨著地理位置的變化而改變，即便是隨著太陽東升西落規(guī)律變化的光伏發(fā)電也會有“不靈”的時候。據(jù)上述山東省能源主管部門負責(zé)人介紹，今年山東省就遭遇過一次4000多萬新能源發(fā)電裝機出力僅50萬千瓦的情況。

山東省在去年11月的現(xiàn)貨結(jié)算試運行中也感受到了分布式光伏出力波動對負荷預(yù)測的較大影響。2020年11月5日，盡管日前全省11個地市多云，但日內(nèi)實際大部分地區(qū)陰天，光伏出力負偏差高達39%。這導(dǎo)致9：30至15：00這5個多小時里負荷正偏差2000~3000MW，市場競價空間大大增加。

最終該時段實時出清均價為399.35元/MWH，比日前平均價高出了146.74元/MWH，實時與日前的最大價差也高達246元/MWH。

不過，新能源也并非都是“攪局者”的角色。高比例新能源也意味著巨大的消納難題。山東省作為新能源裝機超過4000萬千瓦的省級電網(wǎng)，新能源裝機增速遠超負荷增速和調(diào)峰能力增速。由于光伏（尤其是分布式光伏）比例很高，山東省內(nèi)午間調(diào)峰壓力日益增加，時段性消納矛盾突出。

而到了供暖季，由于供暖機組采取“以熱定電”方式確定開機容量，山東省調(diào)直調(diào)供暖火電最小開機達到了3700萬千瓦，系統(tǒng)調(diào)峰能力下降至700萬千瓦。

2021年正月初一（2月12日），山東省負荷低谷時段集中式新能源和10千伏以上分布式光伏全部棄電，在火電機組深度調(diào)峰后電網(wǎng)仍然負備用不足，又調(diào)用6臺火電機組滑參數(shù)調(diào)峰才滿足低谷負荷平衡需求。

此前一直是山東省電改核心矛盾的外來電，此次將成為電力市場的邊界條件?！巴怆姾炛虚L期合約，并進行偏差考核結(jié)算，也是一定程度的進入市場?！鄙綎|省內(nèi)人士說。

在電力供需寬松的情況下，外電努力想要進入用電省份。而隨著電力供給的緊張，外電不得不重新開始考慮如何才能實現(xiàn)利益最大化。而曾經(jīng)在各地外電入市問題上扮演重要角色的電網(wǎng)公司，也不得不重新考慮自身定位。

電網(wǎng)慘敗？

11月10日，浙江省發(fā)改委和浙江省能源局聯(lián)合印發(fā)《2021年浙江省深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》。自國家發(fā)改委10月11日發(fā)布《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（即發(fā)改價格〔2021〕1439號文，以下簡稱“1439號文”）之后，各省區(qū)市政府都陸續(xù)發(fā)布了類似的文件。但浙江省這份文件中的有這樣一條內(nèi)容：“寧東、皖電等省外燃煤配套電源通過政府協(xié)議、掛牌交易、競爭性招標(biāo)等方式確定上網(wǎng)電價。非統(tǒng)調(diào)地方燃煤發(fā)電通過掛牌交易、競爭性招標(biāo)等方式確定上網(wǎng)電價?！?/p>

看到這條內(nèi)容，靈紹直流配套電源企業(yè)大概可以長出一口氣了。10月17日，靈紹直流配套電源的6家火電企業(yè)就上報浙江省發(fā)改委希望能夠?qū)`紹直流配套電源送浙江的電量電價按照浙江省基準(zhǔn)電價上浮20%。寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委也組織了靈紹直流配套電源與浙江省發(fā)改委開展洽談工作。

但截止10月30日，在浙江省發(fā)布的《關(guān)于調(diào)整我省目錄銷售電價有關(guān)事項的通知》和《關(guān)于調(diào)整2021年度電力直接交易的通知》、《2021年12月省統(tǒng)調(diào)燃煤上網(wǎng)電量集中競價工作方案》等文件中，并沒有對外送電價格進行調(diào)整。

10月31日，靈紹直流配套電源企業(yè)直接致函國家發(fā)改委經(jīng)濟運行調(diào)節(jié)局，請求對送浙電量的電價進行調(diào)整。根據(jù)靈紹直流配套電源企業(yè)的說法，今年以來由于煤炭價格持續(xù)上漲，導(dǎo)致發(fā)電成本與電價倒掛，火電廠虧損嚴重，現(xiàn)金流斷裂，企業(yè)經(jīng)營舉步維艱。

根據(jù)《能源》雜志了解，靈紹直流送浙電量電價此前為寧夏基準(zhǔn)點價+特高壓輸電價格。此次靈紹直流配套電源提出希望組織中長期集中競價交易，給予外送火電與省內(nèi)煤電機組同等政策待遇，允許其參與省內(nèi)市場交易。

盡管浙江省最新政策僅限于2021年的燃煤上網(wǎng)電價，而且也沒有明確靈紹直流電源參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場。但也讓外送煤電可以通過市場化手段形成價格。同時省外電源主動提出以同等身份參與省內(nèi)市場，也會在未來的現(xiàn)貨市場改革中，有利于打破外來電入市難的問題。

“外送電主動要求參與受端省份的市場交易是一種進步?！鄙鲜鲭娏＜艺f，“電網(wǎng)公司組織外送電的模式實質(zhì)上是送端發(fā)電廠相互直接競爭，是在送端電價水平上的競爭。送端省份往往電價水平較低，一旦出現(xiàn)煤價高的情況，送端電源就要承受很大的壓力。但受端省份往往經(jīng)濟發(fā)達、電價水平更高。參與受端市場是在受端電價水平上與受端電源競爭，送端電源具有成本優(yōu)勢，對送端電源來說更有經(jīng)濟效益，也更容易拿到足夠多的電量合同，無疑是最明智的選擇?！?/p>

只不過這種對送端電源好的事情，在供需緊張的情況下對受端省份來說可能就要承受漲電價的困擾。而在這個注定無法多方共贏的局面里，更受傷的是電網(wǎng)公司。

掌握外送電負荷曲線、電量、電價是電網(wǎng)公司在受端省份市場化改革中死守的底線，也是最為人詬病的一點。從本質(zhì)上說，這是電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷模式在外送電中的延續(xù)。然而隨著“以電力市場化促進電力保供”的推進，電網(wǎng)公司的“統(tǒng)購統(tǒng)銷”已經(jīng)逐漸顯露出敗像。

“1439號文出臺，電網(wǎng)公司慘敗?！币晃浑娏π袠I(yè)從業(yè)者毫不避諱的評論道。

除了全部開放燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價外，1439號文的另一大突破就是推動工商業(yè)用戶全部進入市場。而且明確規(guī)定了暫未直接從電力市場購電的用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，代理購電價格主要通過場內(nèi)集中競價或競爭性招標(biāo)方式形成。

盡管看起來電網(wǎng)公司還能夠通過代理購電掌握用戶，但隨后國家發(fā)改委又發(fā)布了《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》（即發(fā)改辦價格〔2021〕809號，以下簡稱“809號文”），徹底打破了電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷的局面。

首先，809號文明確規(guī)定“各地要結(jié)合當(dāng)?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展情況，不斷縮小電網(wǎng)企業(yè)代理購電范圍”。這也意味著即便是電網(wǎng)代理購電，也是有時間上限的，不能持續(xù)下去。

此外，對電網(wǎng)購電的方式也進行了細化。無論是2021年12月底前的掛牌交易，還是2022年1月后的價格接受者參與市場出清，都堵死了電網(wǎng)代理購電潛在的價格優(yōu)勢，避免電網(wǎng)掌握代購電的定價權(quán)。

從時間限定和購電方式限定這兩項規(guī)定不難看出，政府明確了電網(wǎng)代購電只是一個過渡性措施。這也意味著2015年中發(fā)9號文中規(guī)定的“電網(wǎng)企業(yè)不再以上網(wǎng)電價和銷售電價價差作為收入來源”進入正式的執(zhí)行和貫徹階段。

當(dāng)然了，讓電網(wǎng)企業(yè)退出購售電乃至代理售電市場都是需要時間，甚至是需要政策強制的。

11月1日，國家發(fā)改委辦公廳和國家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于國家電網(wǎng)有限公司省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則的復(fù)函》。文件透露出國家電網(wǎng)公司在此前已經(jīng)報送《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則》，兩部委對此做出函復(fù)。

在復(fù)函中，兩部委要求不斷擴大市場交易范圍，逐步引入受端地區(qū)大用戶、售電公司等參與交易，優(yōu)先鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發(fā)電企業(yè)直接交易。

實際上，2017年北京電力交易中心就曾發(fā)布《跨區(qū)域省間富?？稍偕茉措娏ΜF(xiàn)貨試點規(guī)則（試行）》的公告，開啟了省間電力現(xiàn)貨的相關(guān)工作。盡管文件中也規(guī)定了買方市場主體包含了用戶、售電公司和火電企業(yè)，但時間過去了四年之久，仍然只有電網(wǎng)公司參與其中。

“電網(wǎng)公司可能并不打算讓用戶和售電公司參與省間現(xiàn)貨?！鄙鲜鲭娏κ袌鰧＜艺f，“對于電網(wǎng)來說，掌握省間交易屬于核心利益。只要是逐步放開，就會被無限期拖延。”