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    新版《電力中長期交易基本規則》來了,對售電公司是福還是禍?

    來源:南方能源觀察  撰稿人:  發布時間:2020年07月10日 瀏覽:
    摘要:

      2020年6月10日,國家發改委、國家能源局聯合發布了《電力中長期交易基本規則》(發改能源規〔2020〕889號)。自《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784號)發布以來,經過三年的探索與實踐,全國電力市場化交易比重不斷擴大,市場交易機制日趨完善,市場價格機制逐步理順,可再生能源電力需求日益凸顯,售電市場蓬勃發展。新版規則的出臺恰逢其時。

      新版規則在暫行版規則的基礎上,由原有的十二章一百條修編為十二章一百二十八條,對相關章節進行了系統化的調整,對市場主體的權責進一步明確和定義,對交易品種、周期的內涵進一步完善。同時,結合當前市場運行中存在的問題提出了一系列的處理原則或具體措施,引導規范市場、深化改革。

      作為本輪電改的新興主體,售電公司自9號文發布至今得到了蓬勃的發展,全國經公示的售電公司已超過4千余家。針對售電公司,在新版規則中的五點變化影響深遠,是售電公司必須面對的重大挑戰。

      市場化比重進一步擴大

      與發改運行〔2019〕1105號文的有關要求呼應,新版規則取消了10千伏以上電壓等級電力用戶的限制,經營性用電原則上均可參與市場化交易。

      近年來,伴隨電力市場化改革的進程,終端電力用戶通過參與市場化交易切實享受到了電改帶來的紅利。市場建設初期,終端用戶單體用電體量較大、批零價差較大以及價格機制尚不成熟的特點,售電公司一度成為市場追捧的熱點。但隨著改革的深入,批零價差逐步縮小、單體用電量持續降低以及價格機制不斷完善的影響,經營性用戶市場化比例的擴大帶來并不僅僅是機遇。

      從成本收益角度考慮:市場化比重的擴大使得大量年用電量僅100萬千瓦時甚至更低的電力用戶進入市場,在市場中的占比不低。與傳統零售市場以中小企業和自然人為主不同,電力零售市場的主體基本為各種類型的企業。由于不同企業的管理制度和經濟屬性等多方面因素,一家年用電500萬千瓦時的電力用戶的開發難度并不一定低于一家年用電量5000萬千瓦時的電力用戶。但是,代理一家年用電500萬千瓦時所產生的售電收益恐難以覆蓋售電公司針對該用戶所付出的開發、維護以及交易成本。因此,市場化比重增加形成的大批中小用戶,對于售電公司來說食之無味棄之可惜。如何控制相關成本,提高開發效率將會是不得不面對的問題。

      從市場化價格機制考慮:目前大量新進入市場的用戶通常為價格敏感型用戶,特別在四大行業(煤炭、鋼鐵、有色、建材)中,利用峰谷電價錯峰排產是一個常見的現象。從理順價格機制的角度出發,市場化用戶的用電價格應按照“上網電價+輸配電價+政府基金及附加+輔助服務成本”的模式形成,簡稱順價模式。在當前的實踐中,采用順價模式改變了此前峰谷目錄電價的形成機制,導致了峰谷價差消失或大幅縮小的現象。盡管部分區域正在研究中長期分時段簽署合約的解決方案,但是實際效果仍然有待檢驗。售電公司代理此類錯峰排產用戶進入市場,由于零售合約往往對標目錄電價的現狀,容易造成巨額的虧損。

      偏差電費結算邏輯的改變

      相較于暫行版規則采用偏差考核處理偏差電量結算,新版規則中不再采用偏差考核費用的表述,通過引入偏差電量電費、超用電量懲罰系數和少用電量懲罰系數,對發電側、用電側采用不同的偏差電量電費計算邏輯,實現差異化管理。

      不妨以某省現行中長期交易規則進行分析。在該省現行規則中,偏差限額的計算基準為中長期合約電量,偏差限額內執行加權合同電價,偏差限額外按照超用或者少用執行相應罰則,結算電量為實際用電量。假定允許偏差為±2%,當月中長期合約電量為1000萬千瓦時,加權合同電價為390元/兆瓦時,實際用電為1200萬千瓦時,則1020萬千瓦時的電量可以按照390元/兆瓦時進行結算,超出的180萬千瓦時則需要按照相關罰則進行結算。當采用新版規則中的偏差電費結算模式,允許偏差的概念則不再存在,僅中長期合約電量1000萬千瓦時依據390元/兆瓦時的價格結算,偏差的200萬千瓦時則需完全按照上調服務加權平均價乘以相應懲罰系數進行結算。同時,此前參與需求側響應和儲能響應產生的偏差電量也明確為用戶自主行為,納入用戶偏差承擔范疇。因此,售電公司作為用電負荷的聚合商,其中長期交易優化邏輯將面臨較大的調整。

      高比例中長期合約

      與發改運行〔2019〕1982號文的有關要求呼應,新版規則明晰了電力調度機構從年度、月度和月內如何實現95%中長期合約占比的具體工作內容。

      從目前全國主要電力市場運行情況來看,特別是現貨試點省份的現貨出清情況分析,保證高比例中長期占比有利于市場平穩過渡,避免出現大幅價格波動的情況。以某省現貨試運行出清價格為例開展研究,如圖1所示。在依據實際分時用電量的95%作為中長期合同進行分解的情況下,經優化后的報價策略相較不優化的結果比較,購電成本僅降低了不足0.5%。但是從隨著全面現貨連續結算試運行的啟動,特別是對于電力供給緊張時段,大比例中長期將較大可能鎖定收益,降低購電成本上漲的風險。

      因此,對于售電公司,高比例中長期占比是一個顯著的不確定因素。

      高頻次中長期交易的出現

      新版規則明確了中長期交易中,年度、月度和月內、周、(多日)電量交易,增加了多日交易,鼓勵雙邊和滾動撮合交易連續開市。

      從目前可再生能源富集區域開展連續周交易的運行實踐來看,交易周期接近運行日且連續開市,有利于售電公司更加精確預測用電負荷,精準參與市場。但是,相關區域在為市場主體提供多種手段控制用電偏差的同時也相應提出了更高的偏差考核要求。

      以某西南水電大省為例,對于超出偏差范圍以外的超用電量按照對應水期的上限價格結算,少用電量按照當月合同均價考核。如4月為枯水期,當月加權價假設為300元/兆瓦時,超出偏差范圍的多用電量均按照上線415元/兆瓦時結算,少用電量均按照300元/兆瓦時進行考核。相較于收取的服務費來說,該考核標準讓售電公司難以承受。

      針對上述情況,售電公司往往提出了負荷預測的需求。但是從實際來說,往往面臨如下問題:

      零售合約時限較短,數據儲備不足。目前,我國大部分區域零售市場合約簽署期限為1年,部分區域允許簽署大于1年的合約。合約期間,售電企業可通過電網關口數據或自行安裝表計獲取小時級或日級用電數據。考慮到用戶更迭較快,對于新代理的用戶而言,通常可獲取數據的時間維度較短。同時,對于部分代理了大量小規模用戶的售電公司來說,該類小規模用戶往往存在原始計量設備缺少分時計量功能的可能,且由于數量眾多難以逐一自行安裝表計,難以合理建模進行負荷預測。

      用戶負荷互補性不強。相較于大系統而言,售電公司擁有的用戶數量較少,用戶負荷互補性相對較差。部分售電企業存在代理單體用電量達到總代理電量20%以上的狀況,且用戶用能計劃可控性差。

      因此,如何適應高頻次中長期交易將會是售電公司專業性的重大考驗。

      可再生能源消納保障機制的實施

      與發改能源〔2019〕807號的有關要求呼應,新版規則明確了購電側主體(電網、用戶、售電公司)對清潔能源消納責任。

      近年來,在國家宏觀政策的引導支持下,可再生能源技術得到了快速的發展。同時,用電主體對于電力清潔化的訴求也不斷提高。但是從目前的實踐,受限于多方面的物理性約束、政策性約束和經濟性約束,可再生能源市場化直接交易僅在部分可再生能源富集地區開展,對于傳統用電大省來說,盡管能源主管部門已出臺相關支持可再生能源電力交易的政策,但從實施層面,無論是分布式“隔墻售電”還是集中式直接交易,售電公司或電力大用戶通過市場化交易直接采購可再生能源電力依然存在困難,可再生能源消納仍然以電網公司的“網對網”采購交易來實現。

      伴隨可再生能源消納責任保障機制的啟動,相關責任主體一直在積極研究落實消納責任的實施路徑。但從當前全國主要省份的交易規則來說,電力用戶和售電公司直接通過市場化直接交易采購可再生能源仍沒有有效的實施手段。同時,如完全采用購買綠色證書的形式完成消納責任,參考當前市場化交易形成讓利空間、售電公司售電服務費收取水平和綠色證書購買價格,售電公司難以承擔由此產生的相關成本。

      因此,如何代理用戶完成可再生能源消納責任將會是售電公司需要協同有關主管部門、電網企業和發電企業等共同解決的問題。

      綜上所述,新版規則在規范市場、深化改革的同時,也給售電公司帶來了重大的挑戰。市場建設的推進是循序漸進的過程。市場的成熟必然帶來準入門檻的提高。新的挑戰在引發售電市場的洗牌、整合、完善與發展的同時,也作為一股重要的外部力量促使售電公司走出低層次的市場開發和中長期購售價差模式,向專業型、技術型和資金密集型企業轉變,不斷提升我國售電市場的整體水平。

    責任編輯:上游
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