【独家】电力交易第三篇:从各地实施细则看新能源未来

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【独家】电力交易第三篇:从各地实施细则看新能源未来

2016-04-04 17:20:40
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来自：SOLARZOOM光伏亿家
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郑重说明：本文为SOLARZOOM新能源智库专题报告文章的简要版，如对本文内容感兴趣，请发送邮件至 think.tank@solarzoom.com 免费索取完整版。

3月下旬，对于“新能源参与电力交易”而言有两个重要性的事件：一是国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，二是新疆、广东出台了2016年电力直接交易实施细则。前者的意义在于通过将可再生能源发电分为“保障性收购电量”和“市场交易电量”，对新能源的最低发电小时数和收益进行“托底”。后者的意义在于，通过各地试点逐步清晰电力交易的推进思路，从而加速推进电改和市场化建设。

在上两篇电力交易的分析报告（《国内西部电站复苏的曙光：初论电力交易》、《电力交易是“新能源全面替代火电”的充分且必要条件吗？再论电力交易及电力定价模型》）中，我们通过对银东直流电力交易的案例分析及对电力定价模型的理论探讨阐述了电力交易是解决新能源限电问题的充分且必要条件。而本篇报告作为电力交易的第三篇，则将从各地实施细则的角度展开深度分析，探讨各地交易规则将如何影响市场运行，并最终再次落脚于新能源限电问题的解决。

【电力交易各地实施细则的比较和讨论】

2015年底以来，随着六个电改配套文件的出台，各地电力交易主管部门纷纷出台实施细则。随着3月下旬新疆及广东的细则出台，电力交易试点省份数量进一步扩大，电力交易试点内容亦不断向纵深方向发展。截止目前为止，各参与试点省份的市场特征各不相同，如：广东是全国用电量最大、发电用电比较低的“电力净输入”省份；山东是发电及用电相对平衡、直购电较为发达的省份；云南是发电用电比较高、水电占比较高的“电力净输出”省份；甘肃、新疆则是发电用电比较高、新能源占比较高且严重限电的省份。虽然电力交易早在2013-2014年时就已经开始试点，但本批实施细则的出台是在中共中央电改9号文及六个配套文件出台后的第一次，也是吸收了两三年试点经验后的一次全面升级。

表 1为SOLARZOOM新能源智库对甘肃、云南、山东、新疆、广东五个试点省份电力交易实施细则的汇总和比较（详见完整版）。从中，可以得到以下初步结论：

（1）从购电主体的角度看，电力大用户被允许参与电力交易，“用电容量达1MVA、200万度电”或将成为一个参与电力交易的分水岭；售电公司在广东的实施细则中首次被纳入，而其他省份的实施细则还没有将其考虑在内。售电公司在电力交易中的出现是提升价格发现能力的重要标志之一，原因在于，售电公司作为一个以电力交易为主营业务的主体，其专业性及对于价格的敏感度将远高于电力用户。

（2）无论是购电主体还是售电主体，电力交易的强制性参与条款暂时尚未在各地细则中得到强化和体现。

（3）交易期限方面，除了云南展开了日前交易外，其余省份的试点仍然以中长期交易为主——“月度”则是一个相对主流的交易期限。目前的各地试点中，尚未出现日内交易的身影，除了山东外也没有太多试点省份针对目前的峰谷电价设定规则，这意味着电力交易的价格发现功能仍将在较长时期内存在一定缺陷，并且很难通过价格机制诱导电力用户作出需求侧响应。

（4）电量申报限制方面，各地细则基本上都不允许发电企业的申报值超过其发电能力，这是电力市场化交易尚处于初期阶段的一个重要表现。缺乏卖空、投机、套利力量的参与，将限制电力价格的有效发现。

（5）价格申报限制方面，云南、山东省份设置了一定的限价区间，而其他省份尚未明确作出规定。其中较有特色的是，云南省的价格申报区间设置以标杆上网电价及用户目录电价为上限，并以0.1元/KWH作为限价区间的下限，“力求”市场交易电价的大幅降低。

（6）最小交易单位方面，除广东外的大多数省份均设置了1万KWH为门槛；最小报价单位方面，除新疆外的大多数省份将其设置为0.001元/KWH。

（7）价格模式方面，除了云南作为第一批输配电价改革试点的省份外，其余省份均以“顺推法”作为购电价格的定价依据，保持目前电网买卖价差的不变。

（8）报价方式方面，云南省采用绝对报价法，其余试点省份采用相对报价法，本质上并无太大差异。

（9）在价格出清规则方面，除了山东采用与股票市场相同的“边际价格统一出清”规则外，其余省份试点中的出清价格较大程度上依赖于市场参与主体的报价（即，不能实现“同一时期按相同价格成交”的公平性原则）。市场参与主体为了实现更大的经济利益，会在一定程度上扭曲其报价行为，从而市场出清价格中将更多包含“博弈”的成分，限制市场价格的有效发现。而比较有特色的是，在云南的交易规则中，电网将购电、售电主体申报价差的30%用于平衡机制，从而支持辅助交易市场的发展。

（10）结算顺序方面，集中交易和双边交易的优先顺序在各地试点中有所不同，云南以双边交易为优先，而其他省份更多以集中交易为优先，这将在很大程度上影响场内交易和场外交易各自的发展规模占比。而年度、月度的结算顺序在各地也有所不同。

（11）在偏差电量的处理方面，一般省份均允许发电企业转让无法实现的年度合同以避免违约，但对于电力用户间的合同转让山东省明令禁止。偏差电量的容忍度方面，除广东为5%以外，其余试点省份均设置在3%左右。而在偏差电量超过容忍度设置时的惩罚方面，各省均不涉及对电力用户多用情形；在电力用户少用及发电企业偏差的情形下，惩罚金额从0.03元/KWH到0.10元/KWH不等。

（12）在遇到标杆电价及目录电价调整的情形时，采用价差法报价的试点省份一般都随政策调整而调整电力交易价格。在月度及更高频率的交易中，由于政策性调整一般提前公示并自次月开始执行，该问题对价格几乎没有影响；但在年度交易中，上述政策将限制市场参与主体提前出售其电力，以实现套期保值的诉求。

（13）从对新能源的影响来看，云南试点明确规定新能源电厂不得参与电力交易，但必须同比例接受因电力交易而导致的市场交易价格的下跌，甘肃的细则中则规定新能源必须按照1:4的比例与火电打捆交易，该政策在严重限电的甘肃并未实质性的解决限电问题，同时却限制了新能源发电的市场价格水平。整体来看，在电力过剩的大背景下，电力交易对电价的影响本身就是偏负面的，而在上述规则的作用下，新能源在试点阶段内，受电力交易的负面影响（价格及现金流受损）大于正面影响（解决限电问题）。

（14）从各地试点占整体电力市场的比例来看，目前都不是特别高，部分试点省份的实施细则中出现了一定的规模限制，从而将导致价格的发现功能无法完全实现。

总结上述要点，SOLARZOOM新能源智库对本批试点省份电力交易实施细则的基本感受是：（1）国家对于各地试点的定位似乎更多着眼于比较各种规则的差异，因此在相当一段时间内，各地规则的不统一仍将持续，（2）目前各地的电力交易实施细则下，市场的价格发现能力是较为薄弱的。售电主体参与较少，缺乏日内高频交易，限制卖空、投机和套利，价格出清规则存在不公平性，以上种种在一定程度上将限制市场的有效性。当然，从监管当局的角度而言，我们非常理解目前的现状。一方面，国内电力市场上无论是电力用户还是发电企业对于电力交易的陌生程度均较高，另一方面，正是因为电力体制改革的重要性，现阶段的核心任务应当是“充分比较各种规则的设置”而非“提升价格有效性”，目前的试点工作的开展情况非常符合当前的核心任务。

而回到新能源的问题上，看似上述电力交易区域试点实施细则的出台与解决新能源限电没有太大关系，短期而言在价格上还将带来负面影响，但SOLARZOOM新能源智库坚定认为，全国范围内的电力交易是解决限电问题的唯一途径，只有跨区域电力输送按经济学规律开展运行，才能解决“清洁安全、边际成本低廉，但存在波动性、间歇性、不可预测性特征”的新能源电力的消纳问题。而区域电力交易试点，则是全国范围内展开电力交易的前奏曲。

【新能源电力消纳的基础构架】

2016年3月24日，国家发改委在其所发布的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中明确指出，将可再生能源发电分为“保障性收购电量”和“市场交易电量”，如表 2所示（详见完整版）。其中，前者由国务院能源主管部门会同经济运行主管部门核定保障性收购年利用小时数后公布，并由地方有关主管部门负责落实，电网公司按新能源标杆上网电价全额收购；后者则由市场化的方式解决——虽然在电力整体过剩及新能源限电的双重背景下市场交易价格必然低于发改委所规定的脱硫煤上网电价，但可再生能源标杆上网电价与脱硫煤上网电价的差额部分（可再生能源电价补贴）则可以完全获得。

从政策连续性的角度看，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中关于可再生能源保障性收购的表述其实早在2015年11月末的六个电改配套文件中就有所体现。在《关于有序放开发用电计划的实施意见》中“优先发电制度”就得到了重点阐述。《意见》指出，“通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划”，“为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电”。由于六个电改配套文件是未来十年我国电力市场改革及发展的纲领性文件，我们不难得到，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的执行力度有望得到充分的保障。

但从目前的角度看，还存在几个重要问题有待在未来进一步明确：（1）在甘肃、新疆等严重限电地区，保障性收购年利用小时数的水平到底有多高，（2）电力交易的推行能否保证市场交易电量接近于满发电量扣减保障性收购电量后的剩余部分，（3）电力交易全面推开后的市场交易价格水平到底在什么位置。SOLARZOOM新能源智库在《再论电力交易》中指出，在封闭的区域市场中，由于火电最低出力水平的限制，当新能源发电装机占比接近或超过理论极限时，限电是必然事件；只有通过特高压输送通道的建设及全国范围内的电力交易将新能源占比较高及较低的区域打通并形成利益驱动主体，才能保障上述第二个问题。而实际上，由于考虑输配电价后的异地新能源在边际成本上仍然低于本地火电，只要特高压输送通道存在富余且展开全国范围的电力交易，也必然能保障上述的第二个问题。而至于第一个及第三个问题，事实上占据从属地位，只在一定程度上影响新能源电站收益率的高低。但至少从电网及火电企业的角度而言，相比没有《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的情形，电网不全额收购保障性收购电量的成本更高，而火电企业发电挤占新能源消纳空间和输送通道的成本也将更高。因此，保障性收购政策的出台，对于新能源行业而言，仍然是有一定的利好作用。