【资料图】
作 者丨吴文汐
近日，广东省能源局、南方能监局联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》（下称《通知》）。
《通知》中明确，落实国家关于有序推动全部工商业用户进入电力市场的要求，2023年广东电力市场规模约为5500亿千瓦时，包括直接参加市场交易电量和电网企业代理购电电量。这一规模与2022年持平。
但年度交易规模却有了一定的变化，《通知》中安排年度交易规模上限3000亿千瓦时，相比2022年的3150亿千瓦时，减少了近5%。但2023年可从市场直接购电的用户电量规模从2022年的4800亿千瓦时，增加到了4900亿千瓦时。
值得一提的是，广东此次《通知》首提“一次能源价格传导机制”和“售电公司收取浮动费用”等内容。
受访专家表示，当前的传导机制可以在一定程度上疏导火电企业的成本压力，但其实目前，前端购买煤炭的渠道很多时候价格是高于发改委指导价格的。要想真正缓解火电企业的压力，从亏损转为正向盈利，还是需要煤价整体降下来，但从目前的情况来看比较困难。
同时，多位业内人士认为，一次能源价格传导在具体执行过程中还会面临很多困难，未来传导机制能否真正落地还有待观望。
适时启动一次能源价格传导机制
《通知》中明确，根据国家最新政策规定，当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次能源价格波动传导机制。
具体而言，当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。当综合煤价或天然气到厂价低于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）低于允许下浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行回收，相关费用由全部工商业用户分享。
华北电力大学经济管理学院教授袁家海在接受21世纪经济报道记者采访时表示，在发改委规定的20%的电价涨幅范围之下，如果煤电超过限价范围之后还有燃油成本没有被消化，达到一定水平，可以通过一次能源价格传导机制将成本由全体用户分摊，这一点是比较大的突破。
今年上半年，伴随煤价逐步上涨，我国火电企业多数遭遇成本压力，出现经营亏损，盈利能力有待修复。中电联10月发布的《2022 年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年前三季度，全国煤电企业因电煤价格上涨增加成本2600亿元左右，大型发电集团超半数以上煤电企业处于亏损状态，部分现金流紧张。
中电联11月14日发布的中国电煤采购价格指数（CECI）周报数据显示，进口指数到岸综合标煤单价已连续两周小幅上涨，当期CECI进口指数到岸综合标煤单价1670元/吨，环比上涨3.5%。
广东省作为进口煤占比相对较高的省份，省内沿海火电厂盈利压力较大，这在一定程度上会打消火电企业的发电积极性，对能源保供造成影响。中国新能源(600617)电力投融资联盟秘书长彭澎向21世纪经济报道记者表示，对于广东这一制造业大省而言，当务之急是保供电，特别是在目前的经济结构下，可以忍受一定程度的电费上涨。所以在现有的机制下，不能再继续让火电企业亏损，出台相应政策是具有必要性的。
彭澎认为，当前的传导机制可以在一定程度上疏导火电企业的成本压力，但其实目前，前端购买煤炭的渠道很多时候价格是高于发改委指导价格的。要想真正缓解火电企业的压力，从亏损转为正向盈利，还是需要煤价整体降下来，但从目前的情况来看比较困难。
广东电力市场新政的推出，受到业内广泛关注，但多位受访人士表示，能否具体落地还有待观望。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受21世纪经济报道记者采访时表示，这一传导机制是很好的实践，但具体执行上会面临很多困难，未来是否能够执行还要看经济的运行情况如何。电力市场的运行是系统性的，也必须系统性地解决。“通知中未明确分摊的具体比例，也为后续的调整留出了一定空间。”
重视用户侧疏导发电成本
从《通知》中可以看出，通过用户侧来疏导发电侧成本压力是主要方向，广东电力市场化程度或将进一步提升。
例如，《通知》中的另一大亮点是提出按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式，开展零售合同签订，价格范围为0.372-0.554元/千瓦时。其中，浮动费用为可选项，售电公司和零售用户可在零售合同约定对全电量收取浮动费用，上限为0.02元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。同时，在现货市场分摊费用机制，相较2022年，不再由发电侧和电网侧分摊现货市场分摊费用，新增售电公司作为分摊主体。
可见广东对于用户侧分摊及分享电力市场损益的态度正在逐步明晰。林伯强表示，广东的电力市场化相对其他省市而言走得更快，因为广东市场基础较好，经济实力较强，能够包容一定程度上的电力市场的波动对于经济的影响。
与此同时，《通知》中明确，按照《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》、《广东省可再生能源交易规则（试行）》等有关要求，有序推动220kV及以上电压等级的新能源参与现货市场，持续开展可再生能源绿电交易。
有业内人士向记者表示，新能源最大问题是波动性和短期、超短期功率预测精度非常长。在新能源发电量在不断提升的背景下，其造成的电力系统波动需要有主体来承担成本。一方面，电网网架方面需实现平衡；另一方面，需要提升新增传统火电来提升灵活性和支撑能力。
彭澎认为，新能源参与现货市场是大势所趋，新能源的波动性对于火电企业而言是利好的，例如在新能源大量发电时，火电可以不参与发电，而是提供相应的辅助服务或是调频服务，亦或是火电之前签出去的长协现在可以在市场上购买到价格比较低的新能源现货，这些都可以有助于火电企业的增收，这一举措在山西的现货市场中已经能够体现出来。
据了解，目前，广东、山西、山东等“现货大省”均提出购电侧加入辅助服务费分摊的政策。例如，山西在最新发布的11月电网代购电价中，首次发布了辅助服务补偿费用价格表，对向市场交易用户、电网企业代理购电用户共同分摊自动发电控制（AGC）辅助服务补偿费用，折合0.005295元/千瓦时，该费用将体现在用户电费账单中。山西电网发布的AGC到户价格，也是全国首个向终端用户分摊的辅助服务费用项目。
2018年9月，国家发改委和国家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，确定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川和甘肃等8个地区作为第一批试点。广东是全国首个区域级调频辅助服务市场，也是全国首个通过“中长期+现货市场”组合机制落实国家深化燃煤发电上网电价市场化改革的省份。
彭澎认为，未来，广东、山西等地的实践或将进一步向其他地区复制推广，特别是一些经济比较发达的区域。
