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售电公司不仅可以买卖自己的电 还可以做代理

作者:中国储能网新闻中心 来源:《中国电力企业管理》 发布时间:2016-09-23 浏览:
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中国储能网讯:售电公司不仅可以买卖自己的电,还可以代理其他发电企业、用户的电能量交易,做各种电力电量的组合。《征求意见稿》明确提出培育售电企业可以作为用户的代理参与购售电竞价,并要逐步向专业化方向发展,提供交易和平衡所需的用电负荷曲线。要逐步培育一批有实力的售电公司,在用户侧形成多能互补的微电网。

在市场电的条件下,电力企业要加快向能源服务业和能源生产业相结合的业态转型,中小新能源机组可以积极地以小规模、分布式参与微电网培育建设,并与大电网协同发展。建议大型电力企业要从过去工业化时代的集中发电生产、运营方式逐步转型,尽管这个转型过程是漫长的,但这是趋势,谁也阻挡不了。

此前,国家发改委、能源局联合下发《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》(简称《征求意见稿》),是根据《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》精神,结合中央对供给侧结构性改革的总体部署和进展要求,以及在两年来各地电力改革试点开展情况阶段性评估的基础上,对电改配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》(简称《意见》)的完善和细化。总体感觉是通过机制的创新,释放了我国电力改革从计划机制加快走向市场机制的信号,值得深度思考并高度关注。为此,本刊记者专访了中电联发展规划部副主任薛静,听一听她是如何解读这个文件的。

《中国电力企业管理》:这次下发的《征求意见稿》,是基于一个什么样的背景和原因?

薛静:我认为这次文件释放的最大一个信号,就是要加快市场开放的步伐。之前《意见》中提出的“逐步放开”,在实施过程中存在一些预想不到的实际问题。

第一,“逐步放开”,导致电力企业无法按照市场化原则和价格优势策略,加大市场竞争能力建设,自主参与市场竞争。电力是一种特殊商品,从社会功能角度可以分解为市场电和计划电,计划电量主要是满足国家重点保护的保底服务用户。市场电量部分从完善的市场规则来说,应该完全放开,实施买卖双方竞争。在目前逐步放开市场电量的过渡过程中,大部分具有市场属性的电量仍然在计划电量的保护伞下,不参与交易竞争,导致很多基层发电企业对电力市场的认识仍然严重不足。对市场变化的敏感性主要还是来自煤炭价格的变化,没有做好充分市场竞争的各方面准备,“狼来了”依然停留在概念中,而不是具体的竞争能力建设行动上。在计划电量保护伞下,努力争取获得计划电量,而市场电量部分是作为边际利润看待的,忧患意识不足。

第二,“逐步放开”,造成电力调节能力下降。目前各地实施的电力交易,基本上是中长期电量合约交易。在电量平衡实施过程中,由于通道问题使得有些签订的合约不能兑现,造成法律意义上的违约问题,这是由于中长期直接交易(实际就是大用户直接交易)没有相配套的现货市场以及辅助服务市场的支撑与调节。目前在“逐步放开”过程中,发电机组被划分为计划与市场两部分,受调度的调峰调节原则上主要是由计划发电机组无偿或者少量价格补偿情况下承担的;提供市场电量的机组在没有市场激励机制条件很难主动参与峰谷差调节,导致电力系统调节能力下降,加剧了新能源上网消纳的困难。

第三,“逐步放开”,强化了地方政府的行政垄断权。既然计划电量在逐步放开过程中仍然占了较大比重,那么谁进市场、谁不进市场,就存在地方政府的行政干预。只要不是市场电量,就是按标杆电价,这种情况反而给发电企业带来计划性依赖。

第四,“逐步放开”,不利于加快淘汰落后产能或管理效益低下的“僵尸”发电企业。目前电力市场供需矛盾越发严重,特别是煤电机组,总体呈现出东部地区结构性过剩、西部地区相对过剩的局面。在这种情况下,加快淘汰落后产能或管理效益低下的僵尸发电企业,是政府和全社会的任务,但是如何让煤电企业自己增强活力,求得生存空间,实现竞争环境下更大的效益,这是企业自身的事情,不应该由于“逐步放开”,效率低下的煤电企业继续获得能够活下去的基本发电量计划,从而保护了落后产能。

第五,“逐步放开”,与目前出现的弃风、弃光、弃水现象相左。《意见》中明确水电、风电、太阳能发电等清洁能源具有优先发电权,并优先安排发电计划。但是在目前全社会用电量增速疲软而清洁能源发电能力快速增长的情况下,新增风电、太阳能发电甚至大水电直接作为市场电量参与直接交易,由此引发了国家制度安排与现实市场的矛盾。总体来说清洁能源特别是新能源和西部大水电建设成本较高,需要全社会补贴支持,还需要煤电进一步腾出空间支持。“逐步放开”节奏已经不能适应风、光以及水电快速发展的空间需求,导致弃风、弃光、弃水问题更加严重,不利于清洁能源的中长期发展;当然在目前全社会用电量增加空间有限情况下,清洁能源也不能完全依靠“优先”来完全解决市场消纳问题。为此《征求意见稿》明确要加快煤电机组放开步伐,同时也鼓励清洁能源参与市场竞争。

《中国电力企业管理》:这次的文件,您认为有哪些创新点?

薛静:这次文件的创新点主要有六个方面。

第一,设立煤电发电小时基准数,使长期以来的国家投资部分逐步通过全社会沉没消纳。《征求意见稿》中,基准小时数最高不超过全年5000小时。目前来看,这对山东、江苏和宁夏出力较好的煤电机组影响不小。我认为,不同地区可以根据实际情况设定不同的基准小时数,并相应地核算出不同容量机组等级的基准小时数,重点保障100万、60万机组利用小时。不同容量等级机组设定不同的发电利用小时数,以体现节能环保和高效利用,体现“十三五”的能源利用提质增效理念。设立基准发电小时数,是目前实施发用电有序放开、稳步过渡的创新举措,是承认我国发电机组建设投资从计划安排到市场安排的历史发展过程,即保证所有发电企业在过渡阶段有基本、公平的发电权,使国家多年的资本投入部分,通过全社会承担予以逐步过渡并沉没消纳,而且基准小时数是逐年减小。企业如果希望获取更多的电量、获得更高的收益,就得在基准小数外通过市场竞争得到。

第二,市场电量促煤电机组尽快转型。在《意见》安排的逐步放开过程中,较大比重的煤电机组发电量仍然保留在计划电量内,并逐步过渡。《征求意见稿》则要求煤电机组加快放开到市场中去,并必须自己去找到买家,签订购售电合同,从而可以尽量腾出发电计划空间,并尽量使核电、水电、新能源这些机组得以优先安排。这对煤电机组来说是一个很大的挑战,实际上是“逼着”煤电企业尽快向市场竞争转型。对于热电联产机组是按照“以热定电”原则安排发电的,这种安排实际是变相保护了煤电机组,导致了近年来新投产的煤电机组基本都是热电联产的,压缩了新能源发电的消纳市场,尤其在冬季。《征求意见稿》明确了在“以热定电”过程中,热电机组也要加大进入市场的比例,让热电机组更多地参与到冬季市场调节中,同时鼓励新能源直接供热创新模式。

第三,引导用户参与市场竞争,转变只有电量是市场交易品种的基本概念。《意见》中规定用户有序按电压等级逐步放开。根据《征求意见稿》,用户一共有三类,一类是直接交易,一类是售电代理,一类是保底服务。除保底服务的用户之外,售电代理和大用户都要尽快全部进入市场。从文件看,基本是2018年前全部进入,这与煤电企业全部进入的时间基本上是对应的。同时,为避免参与交易的大用户、售电企业(负荷集成代理)出现盲从交易现象,逐步培育电力竞价的技术和经济相结合的综合能力,要让参与交易的用户、售电企业逐步认识和学会预测电力负荷,提供负荷曲线,加深对电力瞬间平衡的专业概念。在售电过程中,不再把电力交易品种只停留在如白菜交易那样的数量平衡,而要提供电力保障供需关系。《征求意见稿》改变了电力市场交易就是电量不是电力的基本概念。这对要求参与交易的大用户和售电(负荷集成代理)企业,变相提出了专业技术门槛要求,敦促他们加快对用户用电监测技术手段的建设和应用,通过大数据分析,提供专业化服务。

售电公司不仅可以买卖自己的电,还可以代理其他发电企业、用户的电能量交易,做各种电力电量的组合。《征求意见稿》明确提出培育售电企业可以作为用户的代理参与购售电竞价,并要逐步向专业化方向发展,提供交易和平衡所需的用电负荷曲线。要逐步培育一批有实力的售电公司,在用户侧形成多能互补的微电网。还要培育一批配售一体化的企业,直接承担结算业务;如果不是配售一体化的,但资本金雄厚,也可以进行市场结算业务。这对向着专业化、规范化发展的售电公司来说是一个利好,也是对《意见》中售电企业定位的重要补充。

第四,适时取消标杆和目录电价,促使企业充分竞争。目前,发电侧交易竞争规则(典型案例是广东平台交易规则)是在标杆电价基础上降多少钱,用户侧是在目录电价基础上降多少钱,也就是说不管怎么样都有一个基准值参考。《征求意见稿》打破了这种关系,可以让企业在价格上充分竞争。政府将力促逐步取消具有计划痕迹的标杆电价和目录电价,简化电价的品种,真正实现价格市场化,煤电联动政策也将逐步退出历史舞台。

第五,调整跨省、跨区送电计划平衡。《意见》明确指出,市场中跨区电量是按大水电、大火电的顺序考虑的,并优先纳入受端地区平衡关系。但《征求意见稿》作了相应调整,分为两种情况:一是电源点跨省跨区链接受端电网的,其发电机组无论哪种能源类型都直接参与受端地区电力电量平衡,这就打破了跨区跨省的发电机组可以优先计划安排发电的格局,点对网供电要通过受端地区市场竞价,培育市场意识,充分发挥好跨区跨省发电成本差异和峰谷差地区差异的优势,这对发电企业的地区性电源布局,尤其对西部地区布局具有很好的战略引导作用。二是电源通过送端电网接入受端电网的,过去是考虑受端电力电量比重结构关系做全年发电计划安排,《征求意见稿》明确也要逐步调整比例关系,向市场化调节方向努力。

第六,对新增机组全部作为增量的影响评估。《意见》综合考虑历史发展与市场培育关系,提出了发电机组的存量和增量概念,并且提出100万千瓦、60万千瓦容量等级机组可以优先纳入发电计划安排。《征求意见稿》明确,2017年3月15日以后投产的煤电机组,全部进入市场。言外之意,在目前煤电机组相对过剩的格局下,新投产机组的市场、财务风险不再由政府、社会承担,即把原来政府批准企业投资、企业要求效益回馈的责任转化成企业自身对市场评估的责任,这对目前煤电无序投资建设是一个强烈的预警信号。当然由此可能会出现在2017年3月15日之前煤电机组抢建、抢投的现象,导致短期过剩加剧的问题,发电企业要做好防范。

《中国电力企业管理》:有序放开发用电计划以后,对煤电企业影响很大,您觉得下一步煤电企业发展应该注意哪些问题?

薛静:我认为,煤电企业要加快向能源服务业和能源生产业相结合的业态转型。

首先,要加强管理,降低煤耗。同时,在市场竞争过程中,既要抢电量也要抢电力,加快机组改造后参与辅助服务市场竞争。在这个基础上,通过资本运作,使企业效益与发电利用小时、发电量不完全挂钩,实现综合效益。“十三五”期间,集中发电和分布式发电将协同发展。协同发展是为了培育分布式能源、清洁能源,这是能源发展的方向。建议煤电企业充分认识到这个历史趋势,除了作为主力供电外,还要做清洁能源和分布式能源发展的“陪跑者”,积极配合做好“助手”。在这个基础上,是否也能拓展成为分布式和清洁能源的组成部分,实现多种能源、多种形式互补调节,实现能源效益和经济效益最大化呢?

其次,过去发电企业就是典型的生产型企业,随着能源利用业态的发展趋势以及市场化建设加快,今后将电力用户侧也纳入了电力市场体系。发电企业利用自身优势资源拓展能源服务业,为电力用户提供专业化服务。能源服务和能源生产相结合,对社会可以提高能源利用效率,对企业可以获取更多交叉的发展空间和经济利益。发电企业从产业链综合角度,可以将业务视野一直延伸到用户端,从用户端的负荷响应与管理反馈到发电侧、反馈到全产业链调节,这是发电领域大数据智慧化概念,这个技术现在已经开始应用。发电企业既要在市场上通过电量获得效益,也要通过电力来获得效益;要通过辅助服务和现货市场获得效益,也要在资本市场获得效益,通过互联网手段,逐步健全增值服务和综合交叉服务。

《中国电力企业管理》:目前来看,那些中小新能源机组进入市场还不具备优势,您认为他们应该如何积极应对市场?

薛静:中小新能源机组可以积极地以小规模、分布式参与微电网培育建设,并与大电网(公共电网)协同发展。当前,国家对分布式能源的支持政策很宽松。中小规模的新能源布局优势应该在用户侧形成分布式能源与用电的有机组合,以智能网架形成局域电网或者微电网,并与大电网友好协同,实现多能互补地为用户服务。从发展眼光看,不久的将来,一定是微网和大电网协同发展,大电网为微网、局域网提供外来能源或备用,这意味着大电网发电的利用效率将越来越低,从保障可持续安全供电角度,将会通过市场机制,逐步提高大电网供电价格。在我国南方地区,分布式能源资源不足,在没有解决大规模储能问题之前,电从远方来的跨区跨省大电网必不可少。大电网保电和买保险的概念相似。小微网规模毕竟小,供应能力有限,在储能没有大规模发展情况下调节能力不足。而大电网容量大、消耗成本高、保险系数高,价格也就将提高。微网将逐步形成价格比较低廉的末端能源供应,这是与能源互联技术发展相适应的“人人用电、人人发电”的前景。“十三五”是培育起步阶段,大约要在几十年以后,微电网将逐渐成为人类重要的能源供应方式之一。建议大型电力企业要从过去工业化时代的集中发电、运营方式逐步转型,尽管这个转型过程是漫长的,但这是趋势,谁也阻挡不了。(本文刊载于《中国电力企业管理》2016年9期)

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