2019年四川省電力交易市場報告（下）：四川現貨難在哪？要向北歐市場學什么？

6.1 電力現貨進程

2019年6月20日，四川開始啟動第一階段現貨模擬試運行。

6.2 電力現貨規則

交易品種：

現階段四川電力現貨分為日前電力現貨市場及實時電力現貨市場，后期逐步放開日內市場、輔助市場、輸電權交易等。

參與主體：

現有所有參與中長期的發電商、售電公司、大用戶都可以參加現貨。同時參與主體也會限定參加現貨的申報范圍（申報體量/實際體量）。

出清方式：

省內日前現貨市場和實時現貨市場均采用系統邊際電價，集中競爭、統一出清。

日前市場：

出清計算以全網購電成本最小化為目標。

棄水期以運行日負荷預測、省間中長期交易、國分調機組留川、非水清潔能源發電、火電發電、燃氣機組發電、水電優先電量等為邊界條件；非棄水期以運行日負荷預測、省間中長期交易、國分調機組留川、非水清潔能源發電、燃氣機組發電、水電發電、火電優先電量等為邊界條件。

考慮電力平衡、電網運行安全、機組運行特性等約束條件，進行市場出清計算，計算結果包括 96 點成交電力及系統邊際電價。

省內日前現貨市場以 15 分鐘為時間間隔，出清運行日 96 點的系統邊際電價，同時發布分區邊際電價。

實時市場：

省內實時現貨市場以全網購電成本最小化為目標，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，以“集中優化、統一出清”的方式，在日前的機組組合基礎上對未來每一小時進行優化出清，形成各發電機組需要執行的發電計劃和實時統一出清電價。

省內實時現貨市場出清后，富余水電電量再參與省間日內市場出清。

省內實時現貨市場每小時出清未來一小時以 15 分鐘為時間間隔的系統邊際電價，同時發布分區邊際電價。

輔助服務市場：

省調根據系統運行需要，確定運行日或者日內未來某一時段系統運行所需要的調頻、燃煤機組短期備用等輔助服務總需求量。市場交易主體按照不同輔助服務交易品種的交易時序進行報價，通過集中競爭的方式確定輔助服務提供者及相應輔助服務價格。

輔助服務市場與電能量市場分別優化，獨立出清。

6.3 現貨市場建設的主要障礙

6.3.1 徑流式水電站為主，調節能力差

參與四川省電力交易的電廠以水電為主，超過70%，其中6成以上是徑流式電站，缺乏調峰能力。無調節水庫的電站稱為徑流式水電站。此種水電站按照河道多年平均流量及所可能獲得的水頭進行裝機容量選擇。

這類電站全年不能滿負荷運行，枯水期發電量急劇下降，小于50%，有時甚至發不出電，而豐水期又有大量的棄水。

目前四川省正在建設雅礱江兩河口、大渡河雙江口兩個龍頭水電站。龍頭水電站水庫的建成投產，理論上能夠增加水電站在枯水期發電量。

除此之外，還需要政府出臺相應的龍頭水庫帶來梯級效益的返還政策，需要結合實際執行情況進行總結，進一步完善龍頭水庫帶來梯級效益的返還機制。否則，發電企業將缺乏對龍頭電站投資的積極性。

6.3.2電源結構不合理

以水電為主的裝機結構決定，火電在枯水季節才能發電，火電主要擔任調峰之用。近年來，受水電裝機容量快速增長，市場需求持續低迷，外送通道嚴重不足，國調機組留川電量大幅增加以及受端省市接納意愿減弱等因素的影響，四川電力市場形勢嚴峻。

四川火電企業為響應國家節能減排號召，支持地方經濟和水電新能源的發展，不斷為四川水電和新能源發展出讓發電空間，發電利用小時數呈斷崖式下降，經營形式急劇惡化。為保障電力供應和電網安全運行的需要，火電機組在四川電力系統中仍然具有不可替代的作用。為節能減排和緩解水電站棄水壓力，四川火電按電網需求的最小運行方式動態安排開機發電。

盡管目前燃煤火電廠通過技術改造升級等方式，在調頻、備用、無功調節、黑啟動等輔助服務功能方面實現突破。但其效率和收益依然無法同燃氣電廠的輔助服務相媲美。

6.3.3 電網發展不平衡

6.3.3.1 大小電網不平衡

國家電網供區占全省人口的95%、占全社會用電量的96%，另有16個縣是四川能投集團的供區范圍，11個縣由國家電網公司和國家能源投資集團交叉供電，同時還有322個小水電供區。不同的電網區域導致電網重復建設、管理跟不上、安全難保障等問題。如何將屬于不同公司的電網及供電區域統一納入到全社會電力交易市場當中去，需要平衡多方利益主體的利益。

6.3.3.2 區域電網不平衡

四川省發電企業在雅安、甘孜、涼山裝機數量較多，分別占比19.53%、16.6%、9.81%。水電從容量上分析，水電主要集中在甘孜州，裝機1111.51萬千瓦，占水電全省總裝機26.96%。但甘孜、阿壩、涼州三地電網基礎薄弱，10千伏互聯率不到30%，同時還存在相當比例的單線單變。

6.4 現貨結算試運行分析

9月20日，四川省電力交易中心宣布擬于9月26日-30日開展現貨市場連續調電試運行和結算試運行，交易平臺預設置的典型曲線為0:00-9:00時段電量占日電量比例20%，9:00-18:00時段電量占日電量比例50%，18：00-24:00時段電量占日電量比例30%。不過后來由于系統安全升級，四川電力交易中心取消了9月29日現貨結算試運行用電側日前市場申報。在四川省的現貨試結算運行中，發電側出現了大量“0”價格或者負價格報價。對于發電側來說，由于合約內的電量按照合約價結算，所以沒有損失。即使申報電量可能無法全部中標，但由于現貨價格低于自身發電成本，不發電收益反而更高。對于用電側來說，超用的電量在現貨結算時，能夠以優惠價格結算。但是這種絕對“雙贏”的局面很難長期持續。如果用電側因為傾向于更低的現貨價格，對于中長期合約簽訂的意愿降低，那么發電側的超低價策略就沒有合約對沖，很可能會導致自身利潤嚴重受損，甚至出現巨額虧損。如果用戶繼續選擇中長期合約。那么發電側不發電盈利比發電更多，也有可能會讓四川省內電力供需比發生變化，反而導致現貨價格上漲。因此本輪現貨結算試運行出現的超級報價策略在未來的四川市場中難以持續。除了市場本身的調節之外，政策制定者也很可能根據實際情況對報價規則進行修改，設計限價方案。

售電公司的轉型

自國家電改9號文頒布以來，全國各地的售電公司猶如雨后春筍般地拔地而起，爭搶萬億市場。作為電力市場里的“鯰魚”，售電公司為國家電改的推進、電力市場的活躍做了很多貢獻。

時至今日，售電行業已經從0門檻盈利發展到行業洗牌階段。“價差”盈利模式已經無法讓大多數售電公司繼續生存下去。2019年10月，山東電力交易中心公示了55家售電公司退市。

售電公司急需轉型。在享能匯的調研中，四川省售電公司也在積極尋求新的盈利點。除了其他省份售電公司普遍開展的表計安裝、節能改造等增值服務。四川省售電公司也在尋找新的轉型路徑。

7.1 轉供電

什么是轉供電用戶？因為供電歷史原因、用戶特性等多種因素，供電企業未能直接供電到終端用戶，需要由其他主體進行轉供電，即所謂的“轉供電”。

四川省內涉及轉供電的用戶約100多萬戶，主要集中在商業綜合體、產業園區、寫字樓等，占全省一般工商業用戶的40%以上。2017年四川電網一般工商業平均電價每千瓦時約0.8元，而轉供電主體大多按每千瓦時1元—1.5元左右的標準向終端用戶收取電費，個別甚至高達1.7元、1.8元。

2018年10月，四川省發改委下發《關于明確清理規范轉供電環節加價有關事項的通知》。明確要求落實國家有關降低一般工商業用電10%政策，傳導至終端用戶。未來全省各地要健全清理規范轉供電環節加價工作機制，將各項降價措施涉及的金額全額傳導到終端用戶。

即便如此，對于很多售電公司來說，轉供電依然是巨大的盈利點。目前四川省內售電公司能夠參與轉供電的方式，是以投資的形式入股相關主體，然后通過電價回收成本，與物業企業形成合作共建。

7.2 增量配電網

2018年12月26日，，四川省發改委發布了《貫徹落實〈中共四川省委四川省人民政府關于促進民營經濟健康發展的意見〉的具體措施》。文件明確支持社會資本依法依規入股、參股建設、運營增量配電網。

而在之前的2018年10月22日，四川省能源局發布《關于進一步做好增量配電業務試點工作的通知》。《通知》指出，國家電網公司（包括國網四川省電力公司）不得控股增量配電網運營企業，可以參股。

除了增量配電網項目本身，售電公司還可以此為依托，開展電力運維和電力工程項目，從而拓寬了電力零售之外的業務。增量配電網項目還能夠為售電公司帶來更多類型的園區客戶、大客戶，這讓售電公司在批發市場中，無論是現行交易還是現貨交易，都會有更多的交易選擇和對沖空間。

電力現貨的國際經驗

四川省電力交易市場的發電電源，以水電為主。這一特性從全球角度來看，僅北歐電力交易市場與其有類似性。

盡管北歐電力交易市場的電源結構相比四川省電力交易市場更加多元化（包含燃煤、燃氣火電，水電、核電、風電、生物質發電等），但其20多年的發展、改革及建設經驗依然值得我們借鑒和參考。

8.1 北歐電力交易市場發展歷程

北歐電力交易市場包括了挪威、丹麥、瑞典、芬蘭四個北歐國家。其電力交易市場建設始于挪威，它也是四個國家當中水電占比最高的國家，比例超過90%。

1990年, 挪威議會通過了新能源法案, 在挪威電力行業實行市場改革, 改革的內容包括在發電和電力交易領域引入競爭, 同時加強中央政府對輸電和配電的控制, 新法案于1991年1月1日執行。挪威的電力市場改革目的是引入競爭，大型電力公司在當地不再具有壟斷地位。

挪威電力市場改革的核心特征包括以下 5 個方面：

①開放輸電網絡,無論是國家所有或者省市所有的輸電網絡,都必須向所有的市場參與者開放。配電商不再對具有專屬的排他性權利,需要和新進入市場的配電商進行價格競爭；

②電力消費者可以參與電力現貨市場的交易。由于雙邊遠期交易合同的交易者同時可以進入現貨市場交易，所以預期的現貨市場價格成為雙邊交易合同的參考價格；

③建立了與距離無關的輸電費用系統；

④消費者可以不受限制地在電力市場上進行交易;

⑤發電業務與輸配電服務分離。上下游一體化電力公司必須拆分輸電、配電、發電業務部門。

1996年瑞典加入了挪威國家電力市場，兩國聯合成立電力交易所。兩國電網公司分別擁有電力交易所的50%股份，總部設在挪威首都奧斯陸。

1997年，芬蘭的兩家電網公司合并成立國家電網公司。在此之前的1995年，芬蘭開始建立競爭性電力市場。1998年6月，芬蘭加入挪威—瑞典聯合電力市場。

丹麥在1997年和1998年分別成立了Elkraft 和Eltra 公司負責東西部地區電網。1999年7月，丹麥西部電網加入北歐電力市場；2000年10月，丹麥東部電網加入北歐電力市場。至此，囊括北歐四國的統一電力市場建設起來了。

8.2 北歐電力交易市場運行機制

8.2.1 組織機構

①北歐電力現貨交易所

負責電力現貨的市場交易。

②北歐電力金融市場

負責期貨、期權、差價合同等交易。

③北歐電力清算所

負責北歐電力市場中的電力交易提供清算工作。

④北歐電力市場咨詢公司

為政府、公共事業單位、監管機構等提供市場戰略、管理、咨詢服務。

⑤北歐電力芬蘭公司

負責北歐電力平衡市場交易。

8.2.2 市場主體

在市場主體方面值得注意的是，由于不是所有國家都像挪威一樣對上下游一體化電力公司進行了拆分，所以有些電力公司會同時擁有發電、中低壓輸配電資產以及用戶資源。

而另一種電力公司則只擁有發電資產，通過與電網公司簽訂協議，可以直接向用戶供電，也可進入市場交易。

8.2.3 市場類別

北歐電力市場是世界上第一個區域性跨國電力市場，經過十多年的建設,目前已建立起較完備的交易體系。除了OCT市場（或稱柜臺交易市場）和雙邊市場外，大量的交易發生于北歐電力金融市場、北歐電力現貨市場和北歐電力平衡市場，實時平衡由各國電網公司負責實施。

除了我們非常熟悉的金融市場和現貨市場外，北歐電力平衡市場允許交易成員在每日14：00以后（現貨市場每天12:00關閉），交易履行的1小時之前進行平衡交易，最長交易時間可達34小時。目前,芬蘭、瑞典、丹麥東部地區和德國的KONETK地區已經加入了電力平衡市場，市場交易成員達到43家。年交易電量占實際售電量的3.4%左右。

8.3 北歐電力交易市場對四川省現貨市場建設的啟示

8.3.1 建設調節型水電站，豐富電源結構

盡管北歐電力交易市場中水電的比重較大，但由于其絕大多數水電站擁有調節水庫，所以其水電出力在豐水期和枯水期的差距不至于過大。再加上瑞典、芬蘭、丹麥等國家多元化的電力結構，使得電力資源能夠充分配置，最大限度地降低了水電豐枯水期變化帶來的負面影響。

8.3.2 建設安全、高效、無歧視的輸配電網

在北歐電力市場，國家電網公司作為國有的輸電公司，除了無歧視開放輸電網外，還承擔著建立有效的電力市場和保證電力可靠供應的社會責任，要求國家電網公司發展主干網和國際聯絡線保證聯網發電廠可行發電和用戶可靠用電，為電力市場的有效運行提供基礎服務。

8.3.3 厘清跨區域交易，增強電力資源的優化配置

北歐四國電源集中在北部，而負荷集中在南部；各國電源結構也不盡相同。成功的跨區交易讓電力資源得到了最優配置。四川省是電力輸出大省，在現貨市場建立的過程中，必須積極探索跨區交易的最優解。

8.3.4 建立合理輸配電價形成機制

我國新一輪電力體制改革的思路形象地稱為“放開兩頭，管住中間”。“管住中間”，就是對自然壟斷環節的輸配電環節強化政府管理。

8.3.5 重點電力金融市場

在北歐電力交易市場的建設過程中，雖然交易價格的波動性卻大大增強，但消費端平均電價呈現出了下降的趨勢。這主要得益于北歐電力市場較為發達的金融市場平抑了現貨市場價格的異常漲落。