电力市场交易价差分析

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摘要:四川是水电资源大省，亦为电力体制改革综合试点省，目前水电装机占电力总装机的80%。水电通过自主双边交易、复式竞价撮合交易等参与电力市场年度交易，2018年成交价格差异甚大。根据四川中长期电力交易品种，分析了形成水电年度交易价差的主要原因，包括成本差别、不公平竞价环境、信号失灵等，并提出了市场环境下水电价格形成机制的有关政策措施建议。

关键词:电力市场;水电;价格;四川

四川是水电资源大省，电力体制改革综合试点省，也是第一批现货交易试点省。四川省电力市场结构十分复杂，地域特征明显:一是电网类型多样。既有国家电网，又有地方电网。国家电网分为一个直供区和100多个全资、控股子公司供区，地方电网有一个省属电网、5个市县电网和254个小水电自供区。二是电厂调度关系多样。既有国调机组(国家电力调度中心统一调度的机组)直送江苏、上海、浙江，又有网调(西南电力调度控制中心统一调度的机组)机组送往重庆;既有省调机组(四川电网调度控制中心统一调度的机组)在省内平衡消纳，还有地调机组(在不同地方范围内调度的机组)在市、县范围内消纳，还有不参加统一调度的自备电厂。另外，还存在“一江三调”(雅砻江梯级水电受国调、西南网调、省调三级调度)，“一厂两调”(溪洛渡电站同时受国网、南网调度)。三是送电方式多样。四川电网与西藏、重庆、陕西、华中、华东电网有输电网连接，既有复奉、锦苏、宾金“点对网”外送，又有川渝、川陕“网对网”外送;既有直流外送通道，也有交流外送通道。四是水电调节性能多样。多年调节、年调节、季调节、日调节和无调节(径流式)电站兼有，季以上调节性能水电约占水电总装机的37%，丰枯出力差别大。水库电站在保障电力系统安全稳定运行中起重要作用，而且还承担防洪、灌溉供水、航运、生态供水等社会公益性功能。五是流域梯级水电关系复杂。既有省内河流电站，也有金沙江界河电站。除雅砻江及一些中小河流由单一业主开发外，大部分梯级水电为多业主开发，不同时期、不同业主、不同调节性能、不同并网点的水电不协调问题突出，下游水电受上游干支流电站出力影响大。六是水电建设成本差异大。既有运行几十年的老电站，基本无折旧和财务费用，也有近年新投产的电站，债务利息负担重。同时期建设的水库电站相比一般径流式电站成本偏高，另外，在建和后续开发的水电建设造价更高［1］。七是电价类型多。历史形成的还本付息电价、经营期电价、标杆电价、分类标杆电价、分时电价、“三州”留存电量电价、川电外送电价、留川电量电价、扶持电量电价等水电上网电价多达33个，火电上网电价也有9个标准。销售电价更加复杂，国网四川电力公司经营区内大部分实现同价，部分低价区尚未同价。省属电网20多个价区和市县电网仍是“一县一价”。

1电力市场概况

1.1发用电情况。2018年四川省全口径装机容量9832.67万kW。其中，水电装机7823.95万kW，占全口径装机的79.57%;火电装机1575.15万kW，占比16.02%;风电装机252.82万kW，占比2.57%;光伏装机180.75万kW，占比1.84%。2018年四川省全口径发电量3760.84亿kW•h。其中，水电、火电、风电、太阳能发电量分别为3249.10亿、434.67亿、54.65亿、22.42亿kW•h。2018年，发电设备平均利用小时数为3859h。其中，水电、火电、风电、太阳能发电平均利用小时分别为4186、2724、2333、1441h。2018年，四川省全社会用电量2459.49亿kW•h，统调最大用电负荷超过3700万kW。其中，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分别为11.16、1561.99、419.99、466.36kW•h，分别占比为0.4%、63.5%、17.1%、18.9%。2018年四川省与区外电网已形成“四直六交”联网格局。即，通过复奉、锦苏、宾金三条±800kV直流、±500kV德宝直流以及川渝六回交流通道外送电力。2018年全口径外送电量1333.25亿kW•h。1.2中长期市场交易品种。截至2018年底，四川电力市场主体3346家，其中统调发电企业286家，电力用户2864家，其中220kV用户21家，110kV用户153家，35kV用户204家，10kV用户2485家，6kV用户1家，售电公司196家。目前，四川省开展省内电力中长期交易，交易周期涵盖年、月、周，形成了以“年度交易确定规模、月度交易促进增量、周交易处理偏差”的市场交易机制，交易方式有自主双边交易、复式竞价撮合交易和拍卖转让交易等。以年度交易为主，按月开展月度偏差电量调整交易、短期发电辅助服务交易、丰水期居民生活电能替代交易等。按周开展直购电增量交易、富余电量交易、年度双边调整交易、电厂合同电量转让交易。交易品种主要由批发市场、零售市场组成，批发市场交易有直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易四大类，直接交易的品种有常规直购、铝电合作、战略长协、跨省联动、富余电量、低谷弃水、留存电量和居民替代等，合同电量转让交易又包括发电侧合同电量转让交易、关停火电补偿交易、用电侧合同电量转让交易、强退售电企业合同转让等，零售市场的交易品种也有常规直购、战略长协、跨省联动、富余电量、低谷弃水、留存电量等。1.3水电成交价格。［2］2018年，四川省内年度市场化交易电量达712.06kW•h，共计650家市场主体参与直接交易，总成交电量614.73kW•h，其中水电成交电量483.46kW•h、火电128.62kW•h、风光2.65kW•h，水电参与直接交易成交电价0.214元/(kW•h)。水电企业参与年度市场交易的成交价格相差甚大。如2018年度成交的常规直接交易电量336.87亿kW•h中，水电成交电量237.30亿kW•h，交易均价0.265元/(kW•h)，区间为0.245～0.320元/(kW•h);长协直接交易电量140.79亿kW•h，其中水电成交电量116.99亿kW•h，交易均价0.194元/kW•h，区间为0.134～0.230元/(kW•h);自备替代交易电量36.81亿kW•h，水电交易均价0.189元/(kW•h)，区间为0.085～0.205元/(kW•h);电能替代交易电量1.90亿kW•h，水电交易均价0.148元/(kW•h)，区间为0.141～0.225元/kW•h;铝电联动及精准扶贫交易电量为49.51亿kW•h，水电交易均价0.124元/(kW•h)，区间为0.036～0.146元/(kW•h)。从上述交易价格看，最小与最大交易价差高达1倍以上，如此大的价差会导致不同水电企业收益显著不同。

2水电交易价差成因分析

2.1电站成本差异大。省内水电企业分别建设于不同时期，有计划经济体制下建设的，也有市场经济体制下建设的。一是新老电厂成本相差甚大，有的小水电度电成本只有几分钱，新开发水电的成本却高达0.4～0.5元。二是水库电站与无调节电站成本差别大，在电网中的作用也不尽相同。水库电站在优化电源结构、保障电力系统安全稳定运行、调频调压和备用以及防洪、供水、航运等方面发挥诸多公益功能，移民安置、环境生态治理修复等成本也显著高于一般径流式电站。目前的竞价规则均未对新老电站、水库电站与一般无调节电站、调频电站与一般电站区别对待。如，常规直购年度双边交易水电实行均按基准电价0.288元/(kW•h)上下浮动15%限价，月度交易均按0.288元/(kW•h)执行丰枯浮动后上下浮动15%限价。“一刀切”的竞价机制造成新老水电、水库电站与无调节水电不平等竞争，水电站间矛盾突出。2.2公平竞价环境缺失。一是送出通道受阻严重，影响部分水电全电量交易。目前，攀西断面受阻容量约550万kW，受阻率近30%;康甘断面受阻480万kW，受阻率约为60%。这两个断面的水电只能部分参与市场交易，弃水严重。二是四川电力外送通道使用矛盾凸显。国调水电优先使用外送通道，省调水电外送通道严重短缺，国调、网调水电使用76%的通道资源，省调水电仅能使用24%的外送通道。三是电力消纳政策不一致。国调机组按国家能源局确定的跨省电力消纳方案运行，“点对网”直送江苏、上海等地，年发电利用小时数5000h以上，基本不弃水;地调机组在供区内自我平衡，“弃水”较少;省内电网平衡压力几乎全由省调机组承担，机组利用小时仅为国调机组的70%。四是不同调度主体发电企业参与市场交易的深度不同。省调机组参与市场交易;而两家国调机组留川电量执行政府批复电价，量价均保，不参与省内市场竞争。国调机组与省调机组盈利水平差异大，两家国调、网调水电企业实现的利润，占全省水电企业的87.7%。国调、省调水电企业间缺乏公平、统一的竞争环境，导致国调与省调水电企业呈现“冰火两重天”现象。2.3市场价格信号失灵。目前，四川电力总体供大于求，汛期水电弃水严重。在电力供需严重失衡的情况下，市场化交易演变为发电侧“纯降价”。市场竞争价格往往成最低限价，市场价格信号失真，难以传递出体现水电建设成本和清洁能源价值的信号，也无法有效调节供需;加之市场规则限制等因素，导致市场价格机制难以发挥应有的作用，上网电价逐年下降，不到批复电价或标杆电价的80%，影响水电企业的合理收益。有些企业生存面临挑战，挫伤了企业开发水电资源的积极性，难以有效引导水电开发投资，有碍四川水电健康可持续发展。目前，四川水电新开工项目明显不足，2018年水电装机仅增长1.4%，2019年水电装机增幅约3%，发电装机增速整体放缓，预计未来2～3a内枯水期将面临缺电，需外购电力予以满足。

3政策建议

3.1探索试行水电“两部制”电价。为体现同网同质同价原则，实现合理补偿成本、合理确定收益，有利于电网的经济调度、电力市场的健康发展和资源的优化配置，可探索试行水电“两部制”电价，即容量电价和电量电价。容量电价主要反映电站折旧、财务费用等固定成本，容量电价按不同投产时期实行同一标准，由政府价格主管部门核定或逐步过渡到通过市场竞争形成，电量电价则主要由发电变动运行成本组成，电量电价完全通过市场竞争形成［3］。容量电价与发电计划利用小时数挂钩。通过两部制电价能较好处理不同时期投资的电站、水库电站和无调节电站等的成本和电能质量差异，为各类电源创造公平公正的竞争环境。3.2探索试行分类标杆电价+浮动机制。水电按调节性能分类定价，可以充分体现出调节性能好的水电站的资源价值和市场价值，给水电投资以强烈的引导信号，鼓励建设调节性能好的水电站，抑制调节性能差的水电站盲目建设，有利于水电事业的持续健康发展，有利于电源结构调整和优化。实践证明，水电分类定价符合四川实际。为保持四川电价政策和市场化改革的有效衔接，建议试行分类标杆电价+浮动的机制。即，按照不同时期投产水电的成本差异，水库电站与径流式电站成本差异以及丰枯期差异，合理确定分类标杆电价水平及不同上下浮动系数，发电企业在分类标杆电价+浮动范围内有限竞争。3.3完善市场机制建设。一是营造公平的市场环境。建议取消国调机组留川的国家指令性电量计划安排，将其统一纳入四川省年度电力电量平衡方案，推动国调机组留川电量参与市场机制尽快落地，参与四川电力市场交易，确保各级调度发电企业，新老电站，不同类型电站能站在同一“起跑线”上参与市场，形成公平有序的市场竞争环境。二是建立公平的价格竞争机制。理顺计划体制下投产发电企业价格，还本付息完成后的电站，重新核定电价。三是建立公益性电站发电保障机制。对公益性和调节性水库电站、电网主力调频电站等，可探索优先发电计划电量按照“保量保价”或“保量限价”形成，并实行优先发电价格波动传导机制。四是建立标杆电价动态调整机制。随着后续电源开发成本的提高，分类标杆电价也应随之调整。3.4鼓励流域梯级水电统一竞价。流域梯级水电上下游水力电力联系密切，而水库防洪、灌溉、供水、生态用水等综合利用要求复杂。按照有利于提高河流水资源利用效率，有利于梯级水电统一调度，保障流域梯级水电安全经济运行的原则，统筹考虑水电的多目标功能，研究探索流域统一调度、统一参加电力市场竞价的模式［4］，建立梯级联合调度利益共享机制，充分调动各方积极性，鼓励和引导多业主适应电力市场改革，逐步推动流域梯级水电实现单站竞价向河流分段统一竞价、分业主统一竞价或全流域统一竞价，提升流域梯级水电的优化调度、市场消纳和经济效益水平。3.5积极争取财税金融政策支持。鉴于四川未来水电建设成本攀升、市场竞争力差，为提高水电的价格竞争力，应积极争取国家财税金融政策支持，降低政策性成本。如，减免水电站水资源税，继续实行大型水电增值税超过12%的部分即征即退或允许财务费用、移民投资纳入抵扣范围［5］，降低水电企业增值税税负。积极争取甘孜、阿坝、凉山三洲藏区水电项目实行西藏地区优惠贷款利率，降低藏区水电建设成本，以提高市场价格竞争力。3.6加快输电通道建设。为更大范围配置电力资源，建议加强与国家电网(国家电力调度中心)的沟通衔接，在丰水期科学合理确定甘孜雅安、甘南攀西500kV水电通道输电的安全约束，进一步减少对现有500kV水电通道输电能力限制，发挥现有水电通道最大潜力。对已纳入国家和四川“十三五”规划的雅安加强工程、甘蜀改接和串补工程，加强线路走廊及建设用地问题协调，加快核准开工，提高送电能力。积极争取将四川省中长期目标电网及结构规划纳入国家电网调整规划，协调取得国家电网大力支持并争取尽早实施，尽早开工建设阿坝-成都-乐山-甘孜特高压交流环网工程，着力解决甘孜、雅安、阿坝地区大渡河、雅砻江流域电站当前受阻水电送出问题。督促国家电网加快第四回特高压“网对网”送出工程前期工作，尽快开工建设，早日投产，满足甘南攀西统调水电机组富余电量优先外送消纳需要，为水电参与更大范围的市场交易创造条件。3.7积极稳妥推进电价市场化改革。水电是清洁能源，水力发电和水资源利用密不可分，水电特别大型水库电站是现代社会不可缺少的重要基础设施，不仅关系着国家能源安全，关系着能源结构调整和能源供给革命，也直接关系着水安全、粮食安全、国家安全，关系着解决区域发展的不平衡、不协调和不充分问题，水电的战略地位和作用不可替代。水电除具有一般电力商品的属性外，更重要的是它具有社会公益性;而且水电与其他电源相比，由于其调节性能、建设成本、就地消纳与外送等的区别，水电之间的差异性大。四川水电占总装机80%，水电价格不仅影响其他能源价格，也影响用户电价及四川社会经济发展。因此，我们应充分认识到四川水电价格改革的复杂性、困难性和艰巨性，水电价格机制除反映电力成本和市场供需状况外，也要有利于引导电源投资。四川水电价格机制改革应在充分发挥市场在配置资源中的决定性作用和更好发挥政府作用的原则下，顺应市场发展规律，分类施策，不宜一刀切，也不能一蹴而就;应从着重解决四川电力行业的主要矛盾出发，循序渐进，认真总结现行市场化改革的经验和问题，优化交易品种，进一步完善中长期交易机制，在此基础上，稳步推进现货交易。

参考文献:

［1］刘悦，黄炜斌，马光文．提高西藏水电外送价格竞争力的政策效应分析［J］．水力发电，2019，45(2)，21-24．

［2］四川电力交易中心．四川省2018年电力交易信息公告［J］．四川能源，2018(4):117-119．

［3］马光文，王黎．水电竞价上网优化运行［M］．成都:四川科学技术出版社，2003:30-33．

［4］周佳，马光文．流域梯级水电站统一上网电价研究［J］．水电能源科学，2010，28(5):166-168．

［5］史立山．中国水电建设管理实践与探索［M］．北京:中国电力出版社，2013:126-128．

［6］昆明电力交易中心．电力市场—云南电力市场建设经验与探索［M］．北京:中国电力出版社，2017:77-92．

作者:马青 单位:国家能源集团大渡河流域水电开发有限公司