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发电企业应对市场电策略

国际电力网  来源:中国电力企业管理  日期:2017-08-02
发用电计划放开到一定比例后,将形成一种倒逼机制推动市场机制的完善;否则,计划将无法进一步放开。从这个角度看,广东等地的情况对于研判全国范围的市场化趋势具有很好的参考价值。 为推进中长期交易规范运作和发电计划加快放开,近期《电力中长期交易基本规则(暂行)》、《关于有序放开发用电计划的通知》(简称“两份文件”)先后出台,标志着电力市场化从试点期进入过渡期。由于两份文件在各地的落实进度不一,全国范围看过渡期的市场化进程出现分化:大部分省份“放开”快于“规范”,广东等个别省份“放开”和“规范”基本做到协同推进,代表着未来的趋势。发电企业需要把握主流,看清趋势,有效应对。 两份文件的主要内容 两份文件内容较多,各有侧重,又互有补充。综合来看,提出了“统一口径、覆盖全程、处置偏差、多重避险、衔接现货”五项措施,规范中长期交易;按照“两条脉络、四个方面”的框架,推进发用电计划放开。 规范中长期交易 五项措施中,“统一口径、覆盖全程”着眼当前,主要规范中长期交易中的各种现实问题;“处置偏差、多重避险”着眼未来,以保障发用电计划大比例放开且现货市场尚未建成时,中长期市场化交易的正常运作。 “统一口径”是指,将当前的所有交易品种,包括各类市场电(含跨省区交易、直接交易、发电权交易等市场电量)、计划电(包括优先发电电量和基数电量)统一纳入中长期交易范畴,统一由《基本规则》规范。《基本规则》出台前,有关部门下发了若干单项交易规则,各规则基本上只考虑某一交易品种,各“单行本”彼此衔接不够甚至不一致。“统一口径”解决了规则“打架”问题。 “覆盖全程”是指,针对此前交易规则主要着眼于交易的组织、其他环节的规定较为原则、人为操作空间大的问题,细化了从双边协商(集中竞价)、签订合同、安全校核、调度执行、计量结算到偏差处理全流程各环节的程序,更加注重交易闭环,更加突出程序严密。特别是细化了各品种的交易时序和结算时序安排,有利于实现交易透明化。 “处置偏差”是指,将试点阶段“市场电量优先结算,其执行偏差由计划滚动调整”的偏差处理方式,调整为“优先发电、基数电量合同优先结算,通过预挂牌月平衡等方式处理偏差”的市场化偏差处理机制。随着市场电量比例的逐步提升,其执行偏差越来越难以通过计划“滚平”,因此前种方式限制了计划电量的放开幅度。为此,《基本规则》确立了市场化偏差处理机制,可以在现货市场缺位的情况下实现发电计划的大比例放开。 “多重避险”是指,在发用电计划大比例放开、用户全电量入市,而现货市场尚未建成的情况下,发电企业和用户(售电企业)应对供需临时性变化的手段不足,合同执行偏差考核风险大。为此,建立了合同转让、互保协议、次月分解计划调整三种手段,提供了年度、月度、3日(合同转让)三个时间窗口,为各主体提供多种避险措施。避险机制的建立意味着电力交易二级市场开放,市场将出现套利行为。 “衔接现货”是指,两份文件引导交易双方在中长期交易中使用发用功率曲线。《基本规则》鼓励双方签订合同时约定功率曲线,明确在安全校核和交易执行中优先保护和执行约定曲线的合同,并规定“直接交易双方发用电曲线一致的,对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用”。《通知》进一步明确,“争取在两年内,初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。”使用功率曲线是从计划分配电量过渡到现货市场的重要一环,在中长期交易中提前引入发用电曲线,目的是培育市场主体特别用户的市场意识,为现货市场作准备。 放开发用电计划 “两条脉络、四个方面”是指,围绕放开价格(包括发电上网电价和用户目录电价)与缩减计划电量两条脉络,具体从放开煤机发电计划、放开跨省区送电计划、推动用户入市,以及从发电计划过渡到优先发电计划四方面,放开发用电计划。 对存量和增量煤电机组采取不同方式放开发电计划。对存量机组,逐年缩减基数电量对应的利用小时数,今年利用小时数要在去年基础上缩减20%。对于增量机组(9号文下发后核准的机组),原则上不再安排发电计划。 从存量与增量、煤电机组和非煤电机组两个维度,分四种组合明确了跨省跨区送电计划的放开方式。原则是,煤电机组视同受电地区机组参与市场化;非煤机组的优先发电量参照受电地区的燃煤机组标杆电价定价,剩余部分参与市场化。 加快推进用户规范入市。一是扩大用户放开范围,降低进入的电压等级和用电量门槛,新增大工业用户原则上应进入市场。二是要求用户全电量进入市场,这将削弱用户的市场地位,促进零售市场的发育。三是规范用户的退出机制,入市后的用户不得随意退出,退市用户将接受高额电价。 推动现有的发电计划过渡到优先发电计划。过渡期内发电计划分三类:保量保价部分(对应基数电量和第一类优先发电计划电量)、保量不保价部分(对应第二类优先发电计划部分)和市场化部分。过渡期内,基数电量逐步缩减直至取消,相应的发电计划演变为优先发电计划。优先发电量中第一、第二类的划分比例由各地确定。 过渡期市场化交易的若干特征 全国已有27个省份开展了市场化交易,各地在“放计划”上普遍积极,但是在“建市场”上进度不一。广东等少数省份在市场化机制建立方面更主动。发用电计划放开到一定比例后,将形成一种倒逼机制推动市场机制的完善;否则,计划将无法进一步放开。从这个角度看,广东等地的情况对于研判全国范围的市场化趋势具有很好的参考价值。 售电业务快速发展 用户全电量进入市场后,普遍不具备用电管理、合同偏差控制、市场竞价等专业能力,且失去了目录电价的兜底保障。绝大多数用户为规避偏差考核、价格波动风险,不再选择直接进入批发市场与发电企业交易,而是通过售电公司“代购”电力,这将促进售电业务快速发展。 这一趋势在广东得到体现。在2016年(旧的市场规则,即用户部分电量进入+没有偏差考核)全部7次月度竞价交易中,大用户自行购电与售电公司购电比例约为三七开(电量比例分别为28.63%、71.37%)。而按照新规则开展的2017年度竞价交易中,97%的电量通过售电公司完成。 售电企业加快专业化转型 售电企业代理用户参与批发市场竞价,也承接了用户的市场风险。这要求售电企业通过负荷的预测、组合以及调节,有效控制合同执行的偏差;否则,将面临巨额偏差考核。参与广东今年2月份月度交易的92家售电公司中,有77家被偏差考核,偏差考核费用合计0.62亿元,受考核影响最大的一家售电企业月亏损额高达1452万元。 这一市场形势要求售电企业加快转变“一低两无”(低成本、无技术含量、无社会效益)、单纯“吃差价”的经营模式,树立为用户创造价值的理念,提升对用户“需求预测分析、合同优化组合、负荷整合控制、能效管理提升”的专业化服务能力,通过需求侧增值服务实现“有价值”的经营效益。 市场格局和利益流向将发生变化 售电业务及售电企业的变化与转型,将推进市场格局的变化:由试点阶段发电企业与大用户之间的博弈,转变为发电企业与售电公司在批发市场上的博弈,以及售电企业之间在零售市场上的竞争。与用户相比,售电公司具备更强的竞价专业能力,发电企业的市场压力更大。试点阶段,市场的利益流向是发电企业向用户大幅度让利。在过渡阶段,由于用户的市场地位弱化,发电企业的让利将主要流向少数能够在批发和零售两个市场上取得优势地位的售电企业;用户在零售市场上得到的降价幅度小于试点阶段在批发市场上的获利程度。 2016年,广东年度交易的单位价差为-11.1厘/千瓦时。2017年,这一价差扩大到-64.0厘/千瓦时。与2016年相比,2017年月度交易的成交价差也呈拉大趋势。从广州交易中心对各主体报价行为的统计分析情况看,大部分用户采取了跟随市场价格的保守策略,售电公司在竞价中居于主导地位。 发电企业需要关注的几个问题 市场风险防控问题。过渡期发电企业面临用户欠费、合同履约率低、安全校核受限、偏差考核等风险。其中,安全校核受限需引起高度关注。传统计划模式下,发电机组利用小时数基本一致,系统潮流相对均衡;市场化交易规模扩大后,潮流不确定性、不均衡性增加,通道受限更为普遍。发电企业实施“以量换价”策略时,可能因校核受限无法取得预期电量。这要求发电企业在制定竞价策略时需了解系统运行方式,提前考虑校核受限问题。 新机组投产达效问题。按照《通知》要求,新机组的经营形势较存量机组更严峻。煤电机组原则上不再分配基数电量,水电机组部分列入优先发电计划,但是量价如何确定由当地决定;跨省区送电项目由受端的市场政策决定。从近期部分投产新机组情况看,受消纳环境、市场形势、送出配套等因素影响,面临达效困难问题。从长远看,市场化还将重塑未来的项目开发边界条件。 如何发挥发售一体优势的问题。从国外市场化经验以及我国市场化趋势看,发售一体的企业在电力市场中具备独特优势,能够通过营销策略组合,在批发市场上取得相对于其他售电企业的竞争优势,在零售市场发挥为用户更好创造价值的电力企业专业化优势,以较小的价损获取大的零售市场份额。从广东等地的市场实践看,部分企业的这一优势有待进一步发挥,发售环节衔接不畅、售电业务份额较小、无法与发电业务匹配,造成发电环节在批发市场上的让利,难以从售电环节“收回”。 应对发电计划放开的工作建议 以提高可靠性和降低发电成本为重点,夯实新形势下参与竞争的基础。加强设备管理,提高设备健康水平和稳定性,减少非停避免偏差考核。深化配煤掺烧,强化可控成本控制,提升低成本竞争力。论证比选火电(热电)机组灵活调节性改造、蓄热改造等不同技术路线,及早启动试点,应对辅助服务市场启动。 分类强化营销能力建设,针对性提升新形势下的经营工作。从各地市场化进程不同步、规则不统一的实际出发,以服务直购电工作为重点强化厂级营销能力建设,“一地一策、一企一策”打好“阵地战”。把握售电市场发展趋势,选择售电业务开放的重点地区加强营销公司建设,探索“发售有效协同、发挥专业优势、创造客户价值”、在整个企业有探路示范意义的业务模式。 应对市场化对项目发展的影响。一是做好新机组投产达效工作。指导系统企业跟踪各地新机组投产政策,加强厂内厂外、基建生产营销工作的协同,确保即投产、即稳定、即盈利。二是重视能源转型与市场化形势下火电向容量电源定位转变的要求,以及对煤电发展技术路线的影响,跟踪研究适应宽负荷调节与频繁启停需求的关键技术进展。
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