21世紀經(jīng)濟報道記者吳文汐 廣州報道 近日，廣東省能源局、南方能監(jiān)局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于2023年電力市場交易有關(guān)事項的通知》（下稱《通知》）。
《通知》中明確，落實國家關(guān)于有序推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求，2023年廣東電力市場規(guī)模約為5500億千瓦時，包括直接參加市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。這一規(guī)模與2022年持平。
但年度交易規(guī)模卻有了一定的變化，《通知》中安排年度交易規(guī)模上限3000億千瓦時，相比2022年的3150億千瓦時，減少了近5%。但2023年可從市場直接購電的用戶電量規(guī)模從2022年的4800億千瓦時，增加到了4900億千瓦時。
值得一提的是，廣東此次《通知》首提“一次能源價格傳導機制”和“售電公司收取浮動費用”等內(nèi)容。
受訪專家表示，當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業(yè)的成本壓力，但其實目前，前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高于發(fā)改委指導價格的。要想真正緩解火電企業(yè)的壓力，從虧損轉(zhuǎn)為正向盈利，還是需要煤價整體降下來，但從目前的情況來看比較困難。
同時，多位業(yè)內(nèi)人士認為，一次能源價格傳導在具體執(zhí)行過程中還會面臨很多困難，未來傳導機制能否真正落地還有待觀望。
適時啟動一次能源價格傳導機制
《通知》中明確，根據(jù)國家最新政策規(guī)定，當一次能源價格波動超出一定范圍時，視市場運行情況啟動一次能源價格波動傳導機制。
具體而言，當綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，煤機或氣機平均發(fā)電成本（扣減變動成本補償后）超過允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分攤。當綜合煤價或天然氣到廠價低于一定值時，煤機或氣機平均發(fā)電成本（扣減變動成本補償后）低于允許下浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行回收，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分享。
華北電力大學經(jīng)濟管理學院教授袁家海在接受21世紀經(jīng)濟報道記者采訪時表示，在發(fā)改委規(guī)定的20%的電價漲幅范圍之下，如果煤電超過限價范圍之后還有燃油成本沒有被消化，達到一定水平，可以通過一次能源價格傳導機制將成本由全體用戶分攤，這一點是比較大的突破。
今年上半年，伴隨煤價逐步上漲，我國火電企業(yè)多數(shù)遭遇成本壓力，出現(xiàn)經(jīng)營虧損，盈利能力有待修復。中電聯(lián)10月發(fā)布的《2022 年三季度全國電力供需形勢分析預測報告》顯示，今年前三季度，全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲增加成本2600億元左右，大型發(fā)電集團超半數(shù)以上煤電企業(yè)處于虧損狀態(tài)，部分現(xiàn)金流緊張。
中電聯(lián)11月14日發(fā)布的中國電煤采購價格指數(shù)（CECI）周報數(shù)據(jù)顯示，進口指數(shù)到岸綜合標煤單價已連續(xù)兩周小幅上漲，當期CECI進口指數(shù)到岸綜合標煤單價1670元/噸，環(huán)比上漲3.5%。
廣東省作為進口煤占比相對較高的省份，省內(nèi)沿海火電廠盈利壓力較大，這在一定程度上會打消火電企業(yè)的發(fā)電積極性，對能源保供造成影響。中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎向21世紀經(jīng)濟報道記者表示，對于廣東這一制造業(yè)大省而言，當務(wù)之急是保供電，特別是在目前的經(jīng)濟結(jié)構(gòu)下，可以忍受一定程度的電費上漲。所以在現(xiàn)有的機制下，不能再繼續(xù)讓火電企業(yè)虧損，出臺相應(yīng)政策是具有必要性的。
彭澎認為，當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業(yè)的成本壓力，但其實目前，前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高于發(fā)改委指導價格的。要想真正緩解火電企業(yè)的壓力，從虧損轉(zhuǎn)為正向盈利，還是需要煤價整體降下來，但從目前的情況來看比較困難。
廣東電力市場新政的推出，受到業(yè)內(nèi)廣泛關(guān)注，但多位受訪人士表示，能否具體落地還有待觀望。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在接受21世紀經(jīng)濟報道記者采訪時表示，這一傳導機制是很好的實踐，但具體執(zhí)行上會面臨很多困難，未來是否能夠執(zhí)行還要看經(jīng)濟的運行情況如何。電力市場的運行是系統(tǒng)性的，也必須系統(tǒng)性地解決。“通知中未明確分攤的具體比例，也為后續(xù)的調(diào)整留出了一定空間。”
重視用戶側(cè)疏導發(fā)電成本
從《通知》中可以看出，通過用戶側(cè)來疏導發(fā)電側(cè)成本壓力是主要方向，廣東電力市場化程度或?qū)⑦M一步提升。
例如，《通知》中的另一大亮點是提出按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費用”的模式，開展零售合同簽訂，價格范圍為0.372-0.554元/千瓦時。其中，浮動費用為可選項，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費用，上限為0.02元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。同時，在現(xiàn)貨市場分攤費用機制，相較2022年，不再由發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)分攤現(xiàn)貨市場分攤費用，新增售電公司作為分攤主體。
可見廣東對于用戶側(cè)分攤及分享電力市場損益的態(tài)度正在逐步明晰。林伯強表示，廣東的電力市場化相對其他省市而言走得更快，因為廣東市場基礎(chǔ)較好，經(jīng)濟實力較強，能夠包容一定程度上的電力市場的波動對于經(jīng)濟的影響。
與此同時，《通知》中明確，按照《廣東新能源試點參與電力現(xiàn)貨市場交易方案》、《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）》等有關(guān)要求，有序推動220kV及以上電壓等級的新能源參與現(xiàn)貨市場，持續(xù)開展可再生能源綠電交易。
有業(yè)內(nèi)人士向記者表示，新能源最大問題是波動性和短期、超短期功率預測精度非常長。在新能源發(fā)電量在不斷提升的背景下，其造成的電力系統(tǒng)波動需要有主體來承擔成本。一方面，電網(wǎng)網(wǎng)架方面需實現(xiàn)平衡；另一方面，需要提升新增傳統(tǒng)火電來提升靈活性和支撐能力。
彭澎認為，新能源參與現(xiàn)貨市場是大勢所趨，新能源的波動性對于火電企業(yè)而言是利好的，例如在新能源大量發(fā)電時，火電可以不參與發(fā)電，而是提供相應(yīng)的輔助服務(wù)或是調(diào)頻服務(wù)，亦或是火電之前簽出去的長協(xié)現(xiàn)在可以在市場上購買到價格比較低的新能源現(xiàn)貨，這些都可以有助于火電企業(yè)的增收，這一舉措在山西的現(xiàn)貨市場中已經(jīng)能夠體現(xiàn)出來。
據(jù)了解，目前，廣東、山西、山東等“現(xiàn)貨大省”均提出購電側(cè)加入輔助服務(wù)費分攤的政策。例如，山西在最新發(fā)布的11月電網(wǎng)代購電價中，首次發(fā)布了輔助服務(wù)補償費用價格表，對向市場交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶共同分攤自動發(fā)電控制（AGC）輔助服務(wù)補償費用，折合0.005295元/千瓦時，該費用將體現(xiàn)在用戶電費賬單中。山西電網(wǎng)發(fā)布的AGC到戶價格，也是全國首個向終端用戶分攤的輔助服務(wù)費用項目。
2018年9月，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，確定南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川和甘肅等8個地區(qū)作為第一批試點。廣東是全國首個區(qū)域級調(diào)頻輔助服務(wù)市場，也是全國首個通過“中長期+現(xiàn)貨市場”組合機制落實國家深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的省份。
彭澎認為，未來，廣東、山西等地的實踐或?qū)⑦M一步向其他地區(qū)復制推廣，特別是一些經(jīng)濟比較發(fā)達的區(qū)域。
