尷尬的省間電力交易

武魏楠

2021年，寧夏電網聯絡線外送電量突破900億千瓦時，達904億千瓦時，創年度外送歷史新高。其中，新能源累計外送183億千瓦時，創新能源年度外送電量歷史新高。

然而就在時間從2021年跨向2022年之際，寧夏首條直流外送工程——銀東直流的外送省間電力交易卻遭遇尷尬的一幕：作為直流特高壓“點對點”交易的試點，銀東直流的實際成交電量遠不及原定電量額度。“如果按照校核之后的曲線，最終2022年一季度競價交易只成交5億度電，落地山東之后，預計省內售電公司虧損1億元。”一位知情人士說道。

與此同時，第一批電力現貨改革試點省份浙江突然暫停了1月的現貨試結算，據悉，背后的原因也與浙江外來電參與本地電力市場的問題息息相關。

我國雖然地大物博，但實際上資源分布十分不均勻，風、光、水等可再生能源集中分布于西北、西南地區，而電力負荷又集中在東部沿海地區。在這樣的資源稟賦特征之下，再加上“碳中和”戰略對于可再生能源的需求，意味著可再生能源電力的跨區域、長距離交易不可避免，甚至是部分地區實現碳中和的關鍵因素。

過去6年，在新一輪電改有關電力市場化的改革中，省間電力交易一直是未被太多觸及的“禁區”。讓送端電源“點對點”地參與受端省份的電力市場化交易，國家發改委迄今只同意銀東直流的一部分電量進行試點。在更多的省份里，外來電由電網公司統一購買，扮演著電力市場邊界的角色。

在電力短缺問題爆發、電力改革加速推進、燃煤上網電價開放、工商業用戶全面入市的大背景下，傳統的省間電力交易模式已經難以為繼，而新的交易模式卻遲遲未能明確，這或許將引發更多的問題。

買賣雙方都不滿意的交易

2022年元旦前后的十幾天，參加了銀東直流

“點對點”試點交易的山東省內售電公司心情就像是坐上了一趟不停翻滾的過山車。

“原本想著在銀東直流上價格能比省內便宜一點，可以多賺一些。”一家參與了銀東直流交易的售電公司負責人說，“沒想到還要面臨這部分交易虧損的可能。”

在銀東直流280億度的輸送能力中，180億度電量由電網公司直接收購，輸送至山東電網。剩余的100億度電量就是“點對點”（送端發電側電源與受端用戶）直接交易試點。其中40億電量是銀東直流3個配套電源與用戶雙邊交易，60億電量則面向整個西北地區的火電和新能源。

“在此之前，銀東直流的外來電不管量是多少，都是一個價格。但實際上對售電公司來說沒有影響，因為省內也都是一個價格。銀東直流的價格還相對便宜。”山東省電力市場的知情人士說，

“但是在現貨市場開啟之后，就不一樣了。”

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，因此山東省調度負荷曲線形成了早晨、傍晚兩個用電高峰，而除夜晚外，還有中午（光伏發電出力最大時段）的另一個谷段。

截至目前，山東省已經進行了多次的現貨連續試結算運行。從過往幾次試運行結果來看，由于光伏大發的影響，白天時段的山東電力現貨價格普遍偏低。

從銀東直流的競價交易結果來看，發用雙方都報出了0.4739元/度的頂格電價（山東省燃煤發電基準上網價格0.3949元/度，上浮20%之后的價格）。單從交易價格來說并不算意外。進入2022年，電力供需形勢和煤炭價格基本面都沒有表現出明顯好轉的趨勢，頂格上漲20%的電力中長期價格幾乎是備省的標配。

問題就出在了山東的現貨價格上。對于售電公司來說，與省內發電企業簽的中長期價格并非最終的成本。省內中長期+現貨，最終的結算價格要低于0.4739元/度。

但送端省份的發電企業也不滿意。因為銀東直流的送電負荷曲線實際上是帶調峰的。“簡單地說，銀東直流的標準曲線是在中午減送部分電量的。”熟悉銀東直流的人士說，“所以中午低價時毆售電公司虧得少，但高價時段售電公司賺得多。”

于是這場發電側、用電側都不滿意的神奇交易就這樣誕生了。在40億電量的定向配套雙邊交易中，發用雙方最終的協商價格略低于0.4739元/度。最終的成交電量也只有38億度——低于原定的40億電量額度。

然而誰也不會想到，更大的問題出在了那60億的競價交易之中，這也是可能導致售電公司1億元虧損的直接原因。

曲線被變動

60億的年度電量，平均到每一個季度即15億度電。“考慮到春節停產的因素，一季度的出清電量大概是不到14億度。”知情人士說，“但是沒想到一季度的競價出清之后，西北調度直接把9點到17點白天時段以外的負荷曲線校核掉了，最終成交只有5億多度電。”

據了解，調度對交易出清后的送電負荷曲線進行校核是正常的操作流程，而砍掉部分時段的負荷曲線在以往也有先例。“2021年銀東直流就被砍掉了部分高峰時段，但沒有今年這么大的規模。而且沒有現貨的話，售電公司也就不存在太多虧損的問題。”知情人士說。

2021年嚴峻的電力短缺問題可能是導致西北調度采取極端曲線校核的原因。作為送端，寧夏乃至整個西北地區看似電力裝機容量相比于用電負荷是嚴重過剩的，但實際上存在著不少隱患。由于西北地區新能源裝機比例較高，因此電網對于調峰的需求也更高。

從西北地區用電負荷來看，一季度的晚高峰負荷甚至還大于早高峰。西北調度直接“截留”整個晚間時段的負荷，也保證了西北地區一旦遭遇晚高峰電力緊缺的情況，有足夠的備用電源。

西北地區電力安全穩定供給更有保障了，但銀東直流的發電與用電側要受苦了。發電企業少了穩定的發電量，而且寧夏地區的上網電價無疑要低于山東市場的電價（寧夏燃煤發電上網基準價為0.2595元/度）。用電側的售電公司一下子缺少了原本高現貨電價時段的盈利機會，只能在白天的低現貨電價時段高買、低賣，這才有了預計的售電公司1億元虧損。

據山東電力市場相關人士猜測，西北調度的曲線校核背后的動力來自于送端的地方政府。而地方政府則可能是疊加考慮了保障電力供給穩定的因素。無論原因如何，這一結果都給山東省內市場主體造成了很大的震撼。

“校核結果出來之后大家都很懵，不知道后續會怎么發展。”一家售電公司負責人說，“還有傳言說可能會重新組織交易。”

顯然，重新組織交易對于省間交易的嚴肅性會是極大的打擊。在元旦前山東方面出具校核不通過的意見之后，北京電力交易中心陷入沉默，直到元旦之后，才算有了定論。

“按照銀東直流的標準曲線出清，最終1月成交0.98億度電。”山東省內知情人士說，“西北最終只給出了15萬的送電負荷。”

從一季度接近14億度電，到一季度S億度電，再到現在最終1個月僅0.98億度電。銀東直流的“點對點”競價交易成交量直線跳水。而且目前也只解決了1月份的交易問題，2月、3月的交易該怎么辦尚無頭緒。“三四季度銀東直流的曲線不太好，可能到時候參與的售電公司更少了。”知情人士說。

銀東直流“點對點”交易的這幕大戲可謂是高潮迭起。暫時落幕之后，把視線再轉向另—個外來電大省——浙江。

外來電逼停現貨？

2022年1月10日，浙江電力交易中心發布《省能源局關于做好2022年度電力市場化交易相關工作的補充通知》，其中明確規定了部分省外來電可以直接與購電側簽約：“寧東基地煤電……參與省內市場化交易，與電力用戶或售電公司簽訂市場化交易合同……皖電基地煤電與省內電力用戶或售電公司開展年度、月度雙邊協商意向洽談……”

這給了浙江省內售電公司當頭一棒，因為在2021年12月10日印發的《浙江2022年電力市場化交易方案》中寫的很清楚：“除保障居民、農業用電的保障性電源外，其他各類電源的省內外發電企業參與電力市場化交易，確保市場內發用兩側可交易電量規模匹配。”

僅僅只過去了1個月的時間，浙江省能源局就改口給出了不同的政策。“而且寧東煤電和皖電基地的電量基本沒剩多少了。90%都已經被電網公司在2021年12月一口氣打包買下。”浙江省內一家售電公司負責人無奈地說。

按照國家發改委的指示，浙江省在2021年12月啟動了電力現貨雙邊結算試運營。在這次試運行中，浙江嚴格遵照《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）的指示，推動全部的工商業用戶開放進入市場。

然而在工商業用戶全部進入市場的同時，浙江省并沒有能夠推動全部電源進入市場。截至2020年，浙江省外來電在全社會用電量中的比例達到36.87%。而在2010年，浙江省的外來電比重還只有99%。就是這樣一個舉足輕重的電源，且在2021年12月的現貨結算試運行中沒有進入市場。這也就意味著市場內發用兩側可交易電量規模出現了不匹配的問題。浙江市場也就傳出了“買不到電”的情況，甚至產生了“外來電直接逼停現貨試運行”的說法。

作為對外來電依賴程度較大的經濟大省，浙江省在電力市場規則制定之初就考慮到了外來電如何參與市場的問題。但在來自多方的重重阻力之下，浙江省的外來電始終由電網公司壟斷購買。

在工商業沒有全部入市的情況下，電網手中除了有保障性用電（居民、農業等）之外，還有大量的工商業用戶，外來電不愁銷量。但是隨著工商業用戶全部進入市場，電網手中的電量卻沒有減少，直接導致了外來電沒處賣，市場內用戶買不到電。

即便如此，也無法簡單得出“外來電直接逼停現貨試運行”的結論。浙江市場主體認為這一表述將復雜的問題簡單化了，而且也并不準確。“現貨暫停的主要原因還是政府認為目前的進度太趕了，需要把中長期交易等一些政策先理順。”一家省內發售一體化公司相關人士表示，“外電參與中長期交易確實存在管理上的問題，但應該相信各方的智慧，估計現貨很快會再度啟動。”

矛盾與痛點

同為外來電比重較高的用電大省，浙江與山東遭遇的外來電困局一定程度上暴露了目前省間電力交易存在的一系列局限性。

在銀東直流的案例中，無論是電網方面還是山東的市場主體，都表示問題的爆發讓人遺憾。“站在受端的角度來看，用戶側的利益確實受到了損害。”山東能源主管部門內部人士說，“但調度的做法，還有地方政府的考慮也都是實實在在存在的問題。所以并不能簡單地將責任推給任何一方。”

事實上，山東省內的售電公司自己也要承擔一部分責任。據了解，按照銀東直流交易規則，用戶側實際上可以分時段進行報價。“但省內售電公司都習慣了原來的一口價按電量交易的模式。沒想到交易結果出清后按時段校核了。”知情人士說，“現貨條件下，中午的價格比0.4739元/度差不多要低0.2元/度。5億電量就直接虧了1億元。”

如果說用電側的問題會隨著市場經驗的積累逐漸減少，那么發電側的行為更多凸顯了地方政府在當前規則下面對電力短缺問題的無奈。

在2020年和2021年國網寧夏電力公司的有序用電方案中可以發現，盡管寧夏電力供應整體仍呈現供大于求的局面，但區域性、時段性電力緊張的局面仍有可能發生，寧夏電網電力電量平衡情況已由“電力電量富余”轉變為“電量富余、部分時段電力存在缺口”的現象。

在2021年9月份之后的全國性電力短缺中，寧夏當地政府相關用電企業開展了20余次錯避峰用電生產計劃，但供需矛盾仍然突出。考慮冬季采暖用煤需求加劇，發電廠電煤供應問題、煤質差導致發電出力減少、區外電力調劑降低等因素，加之用電負荷持續增長，預計2021年冬和2022年春部分時段電力缺口約200萬-600萬千瓦，全區電力供需形勢十分嚴峻。

在這樣的情況下，西北地區自然不會眼看著數百萬千萬的電源全力參與山東省的電力交易，而放大本地的電力短缺風險。“這是對當地的居民、工商業，乃至經濟發展負責的做法。”知情人士說。

發電企業更愿意參與受端省份電力交易自然也沒錯。山東與寧夏的燃煤發電基準電價相差超過0.1元/度，即便是算上特高壓的“通道費用”，發電側在山東市場的收益也明顯更多。而且被留在當地的電源其實發電小時數要少很多。畢竟寧夏的電力需求有限，真正需要這些電源出力的時間段可能只有迎峰度夏、冬季高峰等少數時間段。更多的時候，火電機組要給新能源發電讓路，偶爾承擔調峰作用。

而浙江的案例則可以直接宣判傳統的“網對網”省間電力交易模式進入終結。工商業用戶全部入市的情況下，外來電是否參與本地電力市場對市場內供需平衡產生了極大的影響，甚至可能左右市場價格。盡管有傳言說浙江電力公司通過轉讓合同的方式，把多余的電量出售給了售電公司。但這種在某種意義上違背政策的做法，只能說是權宜之計。

省間交易：動了誰的蛋糕？

盡管“點對點”的省間交易存在諸多問題，但還是比現在絕大多數的“網對網”或“點對網”省間交易要進步些許。可銀東直流依然還只是“千頃地里一棵苗”的試點。

據悉，在2021年12月23日的國家發改委會議上，國家能源局與央企發電集團在談及省間電力交易時就提出更多地放開“點對點”交易，但國家電網公司依然表達了反對意見。

對于電網來說，省間交易的大規模改革可能會產生諸多影響。首先最直接的就是省間交易電量會發生變化。全面放開“點對點”交易之后，什么時間、交易多少電量，都與電網公司沒關系，而是發、用雙方協商談定，而這可能直接導致現有的省間交易電量下降。

“即便是對外電需求比較大的省份，也并不是一年四季都需要外電的補充。”有關人士說，“一般夏季和冬季是外電需求的高峰，春秋季外電需求偏少。但是目前電網往往會在外電需求淡季也保持一定的外電比例。”

省間交易電量的多少與直流特高壓的利用率直接相關。目前部分特高壓線路的利用率沒有達到接近100%的水平，即便是目前高利用率的線路，在開放“點對點”后，也可能在春秋淡季出現電量減少的情況。

而這就引發了下一個問題——投資回報率下降。目前國內特高壓線路建成投產大多不超過10年，還處在投資回收的階段。省間交易電量的下降直接影響了電網相關收入。而且工商業用戶全部進入市場后，電網無法再賺取差價電費，特高壓收入來源僅為單一的輸電費用。

特高壓線路獲批建設之前必然都有投資可行性報告。但彼時電網收入結構相對更多，除了輸配電價，還有峰谷電價下的交叉補貼費用、售電差價。如今砍去了枝枝蔓蔓，輸電價格可能獨木難支。

浙江一家售電公司負責人表示，浙江省電力公司打包了皖電和寧電之后，可能會通過掛牌市場出售。“轉賣電量可以讓電網多一筆收入。原本峰谷電價的價差補貼差不多可以達到3分錢，單靠輸配電價，電網的收入缺口可能彌補不上。”

最后，也可能是最重要的一點，“點對點”交易規則的完善，意味著原本“交易結果服從調度”的原則將會變化成為“調度服從交易結果”。類似銀東直流交易出現的情況未來將很難再出現。

這不僅對電網的調度權力產生了挑戰，在電力緊缺的大背景下，對地方政府也有著不小的壓力。直流特高壓往往配備了配套電源，還可能會有受端省份企業的參股，不過這些電源的調度權卻歸于送端區域。這種搭配模式在電力供給相對寬松的時期，雖然也偶有問題，但最終還是能達到皆大歡喜的程度。

可一旦電力短缺，資源對于地方政府就成為香餑餑，但是資源又會天然朝著價格更高的地區流動。這就形成了不可調和的矛盾。“但電力短缺是短期性的問題，不可能長期存在。如果重新進入電力富裕階段，外送電的地位可能就會下降了。到時候也許會出現送端想賣，受端卻不想買的情況。”電網內部人士說。

中國堅強的大電網建構對于大規模的省間電力交易是一個積極因素，但是電量輸送份額如何從國家電網的統一調度到直接交易的轉變，仍需厘清電網、發售兩側的利益。物理連接便利性的提升，也意味著電價在不同區域之間的趨同性在增強。除非以行政命令和物理手段隔絕，否則發電資源一定更愿意選擇價格、收益更高的市場，進而逐漸拉近不同市場間的價格。

多元化的買方與賣方，這必然會是省間交易不可逆的趨勢。在這樣的情況下，明確配套電源歸屬、界定好送端電源參與受端市場的邊界程度，這是擺在規則制定者面前的當務之急，也是考驗地方政府平衡短期利益與長期收益的關鍵點。電力體制改革就是變法，新法出臺需要立木賞金建立的信譽，如果因為短期事件老是臨時調整政策，最終必然失敗。

摘自《能源》雜志