尴尬的电力现货试点
尴尬的电力现货试点
新一轮电改推进四年多，建立真正的电力现货市场一直是各方所望。然而走在改革最前沿的广东，却在实践中遭遇尴尬的两难境地，广东到底遇到了什么？
一直被视为改革前沿的广东电力交易市场，近几个月来，在现货电价转轨中陷入了尴尬局面。
2019 年 9 月 18 日，广东电力交易中心门前一条醒目的横幅引人驻足——「强烈抵制与中长期交易冲突的假现货，强迫高买低卖」。
当日，广东正在试行首次以绝对价格结算的电力现货交易。悬挂横幅的是一家参与广东电力市场交易的售电公司，其利益显然在这次改革尝试中严重受损，遂出此下策。
然而，利益受损的不仅仅是这一家公司，包括售电公司、发电企业和电网企业在内的各利益群体均表示了不满，而这些不满全部指向了当时正在进行的电力现货按周试结算。
当晚 22 时，迫于各方压力，广东能源局紧急叫停了此次试结算。
这一事件令所有关注电力体制改革的人都为之震动。电力系统作为中国计划经济的最后一块阵地，从 2015 年开始步入新一轮体制改革。电力现货市场建设的目的是逐步摈弃政府定价，让市场发现价格，并通过价格信号优化资源配置，引导电力投资。
2018 年 8 月，广东成为全国首个启动电力现货市场试运行的省份。随后的一年，蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等七个地区陆续启动第一批试点，国家发改委、国家能源局还希望在 2020 年底将江苏和云南也列入试点行列。
中央政府部门急于推动电力现货市场改革，并于 2019 年 8 月发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，敦促各地积极践行。
然而，走在电改最前列的广东难言优越。「我们的改革遇到了重大瓶颈。」南方能源监管局市场监管处处长卢勇公开表示，广东现在面临的挑战，触碰到了新旧电价体系、电源电网规划、电力体制改革、宏观调控等深层次的问题。单靠广东自身根本无法冲破瓶颈。
多重矛盾使广东 2020 年电力市场交易安排延宕了一个多月。11 月下旬，广东省发改委、能源局、国家能源局南方能监局终于下发了中长期交易政策。先是 11 月 20 日发布 2020 年中长期交易合同签订通知，随后又以「特急」文件形式下达 2020 年各电厂基数电量指导计划、发电侧市场电量上限，售电公司中长期交易上限等信息 (下称特急文件)。但有关 2020 年现货市场交易的规则至今仍未出台。
从已发布的政策可以看出，广东选择了「搁置争议」的模式，并未在中长期交易中采用输配电价下的绝对价格模式，而是继续沿用了价差模式。广东也是八个电力现货试点省份中，2020 年惟一不应用输配电价模式进行中长期交易的省份。
在一些市场人士看来，「妥协」过渡是目前广东电力现货市场改革最好的选择，广东电力现货市场将走向何方？中国新一轮电力体制改革又将如何前行？
焦虑的售电公司
售电公司之所以指责 9 月广东的现货交易试结算是「假现货」和「强迫高买低卖」，是因为此次试结算首次应用了输配电价模式下的绝对价格模式。
2015 年发布的新电改指导文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，其中「管住中间、放开两头」是重要目标，即通过监管部门核定电网公司的输配电价，改变电网公司原来的统购统销「吃差价」模式，并放开发电侧与电力用户，使其自主交易形成电力市场价格。
电力市场包括了年度、月度的中长期交易，以及日前、日内和实时的现货交易。一直以来广东电力市场均实行价差模式，即比照政府核定的标杆电价上下浮动，形成市场价格。9 月突然由原来的价差模式转换为输配电价模式，让售电企业措手不及。
「转换模式后，我们卖给用户的价格低于从电厂的拿货价，这是硬亏。」深圳粤能能源技术有限公司副总经理林悦云说。
以广东省珠三角区域为例，2019 年 7 月，广东年内第二次调降一般工商业目录电价至 0.6475 元/千瓦时，而发电侧燃煤标杆上网电价加了脱硫脱硝等环保电价后，由 0.426 元/千瓦时变为 0.463 元/千瓦时，加上输配电价后，电价达到 0.6724 元/千瓦时。
这意味着，一部分售电公司从电厂买电再卖给用户时，每千瓦时要亏 2.5 分钱，出现明显「倒挂」。
售电公司对临时改变交易方式非常不满。一名广东售电公司负责人对财新记者说：「2018 年底签中长期合同时是按价差模式，当时也没人通知我们 2019 年几月要开始推行现货，推行几次、几天，要不要转换电价模式。为什么突然变了？」
一位广东政府监管人士坦承，不能因为政府转换电价政策而导致售电公司平白无故亏损，所以 9 月按周试结算被暂停。
针对电价「倒挂」问题，广东在 10 月试结算采用的办法是，由电网公司「兜底」，即让电网公司补贴售电公司「倒挂」的差价。
但由电网企业来「强平衡」，仍然只是暂时的解决方法。为提振实体经济，2019 年 10 月国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确提出确保 2020 年一般工商业平均电价只降不升。终端用户电价被限制的形势下，未来「倒挂」现象或将持续。
新电改启动以来，售电公司作为发电企业和电力用户的媒介被引入市场，一方面观察电价波动规律，指导用户用电；另一方面代表用户向电厂批发电量，通过议价倒逼电厂提高运行效率，降低成本。
按照价差模式，售电公司基本盈利模式即为「赚价差」，从电厂低买、向用户侧高卖，套利赚钱。
广东售电市场启动之初，2016 年 3 月至 5 月，售电公司赚取了「暴利」，在这三次月度竞价中，发电企业售电价格比标杆电价降低了 0.125 元–0.148 元/千瓦时，这部分利益多数进入了售电公司的腰包。
此后「政府之手」介入，推出了「供需比」政策，强势稳定市场。电力主管部门通过控制市场电力需求总量，调控发电厂的竞争程度，继而控制电力交易价格。广东电力市场价差逐渐缩小，2018 年广东售电公司净收益 6 亿元，发电企业月度降价幅度收窄至 0.03 元/千瓦时。
2019 年 11 月 29 日，广东电力交易中心开展了 12 月集中竞争交易，统一出清价比标杆电价降低 0.02695 元/千瓦时，创下历史新低。
「现在售电业务就像鸡肋，多数售电公司根本赚不了多少钱。」广东一家售电公司九州能源有限公司董事长张传名说。他认为，接下来会有很多售电公司退出市场，因为利润微薄，而广东的游戏规则离真正市场化还很遥远。
被挤压的电厂
「电改的目的不应该是要电厂都死掉。」珠三角地区一燃煤电厂市场营销部李伟 (化名) 有些忿忿。
李伟告诉财新记者，10 月广东现货交易试结算期间，燃煤机组市场报价明显偏低。他们更多考虑的因素是「保开机」。因为燃煤机组启停所需时间较长，通常要三到四天才能开机，启停成本较高，且频繁启停也会影响燃煤机组的寿命。
燃煤机组的低报价还希望保发电量。广东省广州市南沙区一煤电厂人士对财新记者表示，以往传统电力集团的考核指标是利润，而利润的指标就是电量。因为过往燃煤机组上网电价是国家核定的固定上网电价，上网电量越多，利润则越高。2019 年 10 月试结算，已接近年底，而且现货只试结算一周 (10 月 18 日–27 日)，电量微不足道。「集团不会为了一周的现货，改变年底的考核目标，所以电厂宁愿让价格低一点，保证开机、保证电量。」
他还提到，煤电厂想在 10 月这周保开机的另一原因在于，现货按周试结算之后，电厂就要听从电网调度指令，而不是基于市场信号。
「调度要谁开机，谁才能开，我们当时采取了市场原则，报了较高的价，停了两台机组，但现货结束后一直到现在还没能开机，全网负荷这么低，调度不需要我们开机，但如果现货试结算那周不停机，我们就很有可能一直运行下去。」他说。
更值得关注的是，明显偏低的现货出清价格，让发电企业担忧会给市场传递了错误的价格信号。
华电集团有限公司在广东市场参与 10 月周试结算期间，当地所属电厂现货出清价格较中长期交易价格下降了 0.172 元/千瓦时，该集团相关人士认为，现货试结算期间这一价格信号将传导至中长期市场，加大市场对中长期电力价格降幅预期，让本已十分困难的发电企业再添重负。
李伟也提到，煤电企业在签 2020 年中长期合同时，往往遇到售电公司或电力用户议价的情况。他们会说，「既然之前现货出清价格那么低，每千瓦时能让利 1 毛多钱，为什么长协价格每千瓦时只让利 4 分钱？」
李伟称，4 分钱是电厂愿意接受的让利程度，可以保持电厂的有利润运转，如果降价幅度太多，电厂将出现亏损。
李伟所在电厂，从参与广东电力市场交易至今，年利润约为 2 亿元，年营业收入约 23 亿元，销售利润率 9% 左右。
价差模式竞价已经使煤电企业扭曲报价，若切换到输配电价模式，根据中央政府的政策一般工商业用户的电价只能降不能升，只能继续倒逼电厂让利，而长期的大幅度降价对电厂来说难以为继。
以广东省最大的电力上市公司——广东电力发展股份有限公司 (下称粤电力， 000539.SZ /200539.SZ) 为例，粤电力 2017 年扣非净利 7.2 亿元，同比下滑 33%，2018 年扣非净利 4 亿元，同比下降 43%。
不满的电网公司
「2019 年 5 月到 6 月进行的六天电力现货试结算，电网公司承担了省内燃气机组 1.19 亿元的补贴。」卢勇称，如果按这样的补贴比例，电网公司全年需拿出补贴资金接近 80 亿元。
广东电网有限责任公司 (下称广东电网) 是卢勇提及的「兜底」方，而广东省内的燃气机组也具有其非常特殊的身份，其不仅作为广东电力调峰机组，近几年还承担了部分基荷发电功能。
所谓「基荷发电机组」是指作为基础电源长期开机发电的机组，天然气原料成本高昂，一般不作为基荷机组应用。例如，广东燃机平均标杆上网电价 0.665 元/千瓦时，是燃煤机组平均上网电价的近 1.5 倍，高出 0.21 元/千瓦时。目前广东省内承担基荷机组的燃机约占整体燃机的 50% 左右，主要是「以气定电」或「热电联产」机组，年利用小时数达到了 3000 小时左右。
截至 2019 年 7 月底，广东燃气机组装机占省内电源装机比重为 19%，比 2015 年增加了 5 个百分点；与此同时，广东燃煤机组占比 49.2%，比 2015 年降低约 10 个百分点。
云南、贵州的水电通过「西电东送」入广东，但枯水期必须有调峰电源作备用，加之不同时间点的电力需求一定会发生变化，也需要备用电源存在。燃煤机组和燃气机组都可作为调峰电源，但近年来，广东从环保角度出发，不允许新建燃煤机组，燃气机组作为备用电源得以大规模上马。
从环保角度看，燃气机组比重提高、燃煤机组比重下降符合「清洁能源发电占比提升」的大原则，但作为基荷发电的燃气机组必将整体推高广东省的电力成本。
在广东电力市场交易背景下，为了使燃气机组可以与燃煤机组同台竞价，广东省采取了对燃气机组直接补贴的方式，即每发 1 度电补贴 0.2 元。
截至目前，燃气机组的补贴成本主要由广东电网承担，目前这部分补贴总额已累计 120.45 亿元。
且不说单独给一类市场主体补贴，是否符合电力现货市场竞争的公平性原则，单单不断扩大的补贴额，就已经难以持续。
上述特急文件显示，广东 2020 年还要再投产 500 多万千瓦燃气机组、100 万千瓦海上风电。昂贵的电，意味着高昂的补贴，问题变得越发棘手。
广东电网的母公司——南方电网有限责任公司 (下称南方电网) 党组成员、副总经理贺锡强告诉财新记者，未来若采用输配电价模式，电网企业只是平台，电源侧高价机组成本，应该由参与市场的主体来承担，但当下试结算中，政府让电网企业暂时来承担这些补贴，电网不得不同意。
「电网企业是国有企业，还得要听政府安排，但未来肯定要走市场，『电价不能涨』也只是暂时的，长远来看，『电价不能涨』不符合市场发展要求。」他说。
相较于广东给予高成本燃气机组度电补贴的方式，浙江省采取的是给燃气机组以容量补偿。所谓「容量补偿」，即将辅助服务机组发电容量作为一种服务或产品，对发电容量进行定价，并由辅助服务收益方支付容量费用，「谁受益、谁承担」。
一位浙江电力行业人士表示，电力现货市场应该由不同成本、不同效率的机组同台竞争，成本越低、效率越高的机组越多发电。而给予燃气机组补贴，相反会「激励」燃气机组多发电，多发电意味着需要更多补贴成本，同时也会带来更多天然气消耗，不仅推高气价，还会进一步增加燃机发电成本，引发恶性循环。
不仅针对燃气机组，清华大学电机工程与应用电子技术系副教授陈启鑫认为，广东省内大量的燃煤机组也可以参照上述容量补偿机制，让燃煤发电企业实现合理回收成本、合理报价。
两难的广东
各市场主体「牢骚满腹」，而广东相关决策者似乎也陷入了「无计可施」的困境，只能竭力维持现状。
在中央政策定调「一般工商业用户电价不断下降」背景下，广东省已连续两年降低一般工商业电价，降价幅度超过 19%，在电力现货市场中，电价无法正常疏导，甚至出现「倒挂」或大幅压缩发电企业利润的现象，这体现了宏观政策调控与电力体制改革大方向之间的矛盾。
广东省能源局一位负责人表示，受一般工商业电价两次下调和大批高成本机组投产影响，如果引入输配电价，实施中长期绝对价格的电力现货市场模式，原来由电网承担的高成本机组费用将传导至用户或发电侧，导致发电企业亏损面扩大或用户电价上涨，进而引起用户退出市场等问题。多种边界约束下，广东尚无法一步到位全面采用引入输配电价的绝对价格模式。
在陈启鑫看来，广东电力改革进入「深水区」。矛盾的本质是政府政策目标叠加的结果。电力市场不可能一方面承担发现价格的职能，另一方面又承担刺激经济、为实体经济「让利」的职能，同时还要兼顾环保、扶贫等多种目标。
与此同时，为促进粤东西北地区发展，广东电价体系中划分了珠三角五市、深圳市、惠州市、江门市肇庆和东西两翼、粤北山区等六个电价价区，珠三角地区工商业电价较高，粤东西北地区工商业电价较低，珠三角地区用户通过电价补贴了粤东西北地区用户，同时，考虑交叉补贴因素后的输配电价同样存在珠三角地区高，东西两翼、粤北山区低的情况。
而实施电力中长期绝对价格交易模式下的现货市场，将意味着现有广东电价平衡体系被打破，同时将影响地方政府借电价扶持广东省内落后地区发展的政策。
陈启鑫提到，区域之间发展差异较大，这是广东特有的情况。「当地政府有自己的考虑，顾虑用户电价上涨、退出市场等风险，2020 年中长期暂时用价差模式。但我们认为长远应该要引入输配电价。」
一位甘肃地区电力领域人士告诉财新记者，电价模式转换带来利益重新调整，上述矛盾其他现货试点也或多或少存在，例如甘肃省保留了电解铝、电石部分高耗能大工业用户销售电价中的优惠电价，220 千伏生产电解铝用户高峰期电价比其他大工业用户电价低 0.08 元/千瓦时。在转换输配电价模式中，甘肃省也会出现用户电价上涨风险。不过广东因历史形成的分区电价体系问题，导致矛盾特别突出。
此外，广东电力市场交易并未将全部市场主体纳入，恰恰是占全省近三分之一的「西电东送」电源，仍以「计划」的形式供应。
2016 年，广东省人民政府、云南省人民政府和南方电网签署《「十三五」云电送粤框架协议》，明确云南水电送广东年度计划送电量为 935 亿千瓦时，计划送电量落地电价参照广东省燃煤机组标杆上网电价。除此之外，贵州也有部分水电输送给广东。
「上半年由于云南水电超送广东，我们电厂基数电量打折打得太厉害了。」深圳一家燃气电厂人士对财新记者表示。
李伟也提到，他所在的电厂本来是深圳的电源负荷中心，但电厂旁边不远之外就是云南水电的接收站之一。「云南水电送过来，广东就要消纳，西电优先发电，挤占我们煤电空间。」
与此同时，云南水电向广东的输送量还在逐年增加。上述特急文件显示，2020 年广东初步安排外购计划电量约 1700 亿千瓦时，同时西部富余水电增送电量约 200 亿千瓦时、乌东德直流工程送电等合计约 300 亿千瓦时，预计 2020 年外购电总量约 2000 亿千瓦时，同比增长 3.1%。
广东省能源局在向国家发改委、能源局汇报时也提及这一难题：2019 年上半年由于水量丰沛，云南水电大幅超送广东，且不进入市场降价，不仅推高广东购电成本，并严重挤占广东本省火电机组发电空间，导致机组基数电量大幅打折，影响机组参与市场积极性，对现货市场冲击较大。
电力市场不应仅仅囿于一个省的范围内，跨省电量也应被纳入市场范围内，否则对其他市场主体就意味着不公平。而要使西南水电参与广东省电力市场交易则需要中央政府部门的相关政策和协调。
值得一提的是，除了云南水电，广东省现有电力现货方案也将水电、核电、风电、光伏发电排除在电力市场之外。这些排除在外的电源，都对市场内的竞争主体产生压力。
广东采用的是「双轨制」的试点模式，一位电力领域资深人士对财新记者表示，未参与现货市场的机组仍是通过传统计划调度方式运行，这中间调度存在不透明以及运作空间，对参与市场的机组不公平。更为重要的是，电力供给端没有全部被纳入市场，市场难以发现真实的价格。
2019 年 11 月，国家能源局在北京召开全国八个电力现货试点省份会议上，广东省能源局人士在会上恳请：国家放开「西电东送」发购电计划；统筹好政府行政降电价和由市场交易形成电价的关系，给予市场更大空间，也给予广东更多自主权。
在陈启鑫看来，电力体制改革本身非常复杂，牵一发而动全身，电力行业利益格局是长期形成的，不同阶段有不同的政策，各市场主体位置、利益、诉求也都不一样，要想突破改革过程中的藩篱和桎梏并非易事。
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