6月27日，國家發展改革委在網站公布《全面放開經營性電力用戶發用電計劃有關要求的通知》（以下簡稱《通知》），深度能源觀察專家組對全面放開經營性發電計劃文件進行了討論解讀，初步分析無關對錯，現就要點和專家組主要觀點和市場主體分享。

 

（來源：深度能源觀察 ID:shendu-energy 作者：深能智庫專家組）

 

問題1：如何整體看待這個文件？

 

今天的政策是對前幾年工作的深化和大規模放開的補課。首先建議關注經營性電力用戶的定義，我國居民、農業和重要公用事業和服務占全社會用電量的21%，其中還有12%的廠用電率（5%~6%）和電網輸送線路損耗、升降壓（6%），還有15%左右的自備電廠。按照一季度發改委信息公開通報會上的計算口徑，扣掉這些以后剩下50%以上，按2019年來說有3.5萬億的量。這部分放開以后有兩個去處，一個是市場化交易，到今天大型用戶基本都進入市場，后期進入的大都是中小企業。理想情況下，如果不打折扣完全落地，2018年有1.6萬億的直接交易，這份文件6月底出臺，下半年底可以增加1萬億，即2019年總體可達近2.5萬億的直接交易量，到2020年可能就達到3.5萬億千瓦時的直接交易量。如果不進入市場，例如有些省一般工商業已經放開了直接交易，但中小用戶不愿意進入，那就是在醞釀討論的現有機組價格改革。該部分電量可以由電網代理向發電企業購電，基于國家近幾年倡導的基準電價上下浮動購買。

 

其次文件第五部分是慣例，一部分是優先購電用戶保障性工作，一部分是清潔能源保障發電工作，這里面一部分是未來無補貼平價上網，發不出來的部分可以轉讓發電權。政策的意思是占全社會用電量50%以上的電量要放開，這部分放開要發電企業去尋找自己的用戶，如果找不到，那就電網代理向發電企業購電。這是站在用戶側一次性放開了發用電計劃。難點在兩處：一是各地政府有沒有動力去放開，因為如果過分過快的放開，發電企業能否承受，如火電還有50%以上虧損，這是地方政府要考略的；二是沒有現貨市場，調度是沒法同時保證保價保量保清潔能源的，因此還有很長的一段路要走。因為是6月份出臺，今年很多長期合約都已經簽掉了，很難再改，所以整體效應上不會很強，真正發揮威力預計在明年。這個機制的設計是比較有效力的，因為這要求發電企業自己去尋找用戶，如果不找，那就由電網企業代找。

 

問題2：自備電廠未來的發展？

 

2002年廠網分開后各種政策出臺了，今天的政策相當于是對過去20年的總結，以前收的上來的都收上來了，收不上來的壓力很大。對于自備電廠來說，如果沒有根本性地政策，沒辦法解決現在的問題。同時，自備電廠參加交易的動力不足。部分地區現在甚至不知道自備電廠的發用電計劃。因此對于自備電廠來說，文件要說，但不是文件實施的重點。

 

問題3：對新能源平價項目有和影響？

 

從目前規則來看，國家要保平價和走向平價的項目，未來消納空間優先讓這些機組使用。按現在的空間來說，這些機組參加交易的動力不大，反而是以前不棄風棄光的機組，現在在優先順序中往后靠了，他們會參加交易。

 

問題4：這些機組的交易價格是否會比以前低？

 

對。

 

問題5：之前提到的配套的關于浮動價格的文件，現在到什么進度了？

 

這應該是標桿電價制度改革，具體內容還不得而知。

 

問題6：后面的火電電價怎么看？

 

從過去20年來看，煤電企業利潤的上升往往是電量增長放緩，營收增長放緩的階段，所以某種意義上說煤電是逆周期的。如果正面不好判斷的話，那就反向判斷處于什么周期。煤電企業70%以上的成本在于煤炭，煤炭價格直接決定了煤電企業的利潤，煤炭價格和經濟增長曲線不吻合，煤炭價格斜率遠遠大于經濟增長的曲線斜率。單純的看政策對煤電來說影響很小，要綜合考慮。

 

問題7：是否可以認為今后全部由市場化的方式形成交易電價？

 

應該說是市場化的起步階段，但不能說是全部是市場化電價，因為還有21%的電量沒放開。另外即使放開了還有部分煤電機組不能放開，因為還有保供保民生，比如東北供熱機組。如果放開電價這部分機組一定虧損，因為東北熱價很低。要保證煤電生存，要保證電價。因此即使全部放開，也不能完全落地，這也是不能說電價完全市場化的一個原因。同時要認識到真實的供需才能決定真實的價格。現貨市場的價格才是真實的供需，沒有現貨市場的不是真實的電價。另外從全球來看，沒有一個國家現貨市場開啟以后電價有下降，所以也不能說未來煤電價格一定會下降。

 

問題8：電網企業可能代理放開的用戶交易嗎？

 

至少初期很有可能，因為售電公司還沒做好準備，需要一個過程，也需要現貨市場建設。一般工商業也好，非居民、農業其他用戶也好，有優先選擇權，可以去市場上和售電公司等去談，但也可以維持原狀。但這部分政策上是放開了，在不具備條件的情況下，用戶可以把這部分電量的代理權交給的電網，由它代理向發電企業去買。過去4年里有這樣的事情發生過，北京電采暖用戶大部分在農村和老城區，不能熱網改造，電采暖是二次能源，不是熱電聯產的，成本高于用氣采暖，經濟性差。北京電力公司就代理這些用戶單邊采購，相當于招標，比如按最高出0.25元/千瓦時買電，由發電企業向下競價。雖然上限價格很低，但是現在電量指標珍貴，因為我國對發電企業不僅有利潤考核要求，也有量的要求。受到另外指標的干擾，招標可能出現很低的價格，這也是為什么要設立最低限價的原因。

 

問題9：這個政策與這兩年降一般工商業電價10%的協同作用？

 

降電價針對的是不進入市場化的部分，但是進入市場化以后就沒有降電價的說法了，都是浮動電價了。

 

問題10：各位專家對于新能源降電價能否再多說一些？

 

我國可再生能源法是要求可再生能源全額收購，可再生能源之間的優先順序取決于他們內部的經濟性，平價項目一定是最優先的。如果沒有棄風棄光那沒問題，但是如果有棄風棄光，那一定優先平價項目。越經濟的可再生能源順位越靠前。這個文件沒涉及可再生能源價格調整，潛臺詞是如果都保障不了可再生能源全額上網，優先讓越便宜的可再生能源受損越少。

 

問題11：自備電廠的理解有兩種，一種是自發電不繳納交叉補貼，一種是要先補齊交叉補貼，再進入市場，哪種對？

 

兩種都可能對，又都可能錯。前面說了交叉補貼，談了20年收交叉補貼，但自備電廠高速發展了20年。專家普遍認為去談這部分沒有特別大的商業意義。另外，大型自備電廠一般都是孤網運行，即使交了補貼，也和大電網沒關系。比如有1000萬千瓦的電廠，即使交了補貼，他和大電網也不相連，他沒有成為市場合格主體，參加市場的動力，所以不必花很多精力在這上面。

 

當年自備電廠建設時，是因為公用電網供電能力不足。當時都是切掉了企業辦職工福利的錢辦的動力車間，而且是鼓勵自備電廠上網支援國家建設的，自備電廠為平衡大電網作出了巨大貢獻。但是到了今天形勢發生了變化，所以情感上很難說對錯。

 

問題12：跨省跨區的水電是否也要競價？

 

從這份文件來看，省內扣掉居民、農業，省級政府分配的計劃都放掉了。但是部委層面的計劃基本沒動。這和電源構成有關系，省內主要是煤電，部委層面是各種各樣的，特別是有為實現國家戰略建設的電源和專用通道，有水電，有其他電源，問題是比較復雜的。有興趣的朋友，可以自己算一下，扣掉21%的電量，再對應省內的可再生能源，如果不放開省外來電，兩邊不平。那就是兩種選擇，一種是用戶不放，一種是省外來電等比例放開。這份文件也不會一步到位，文件也寫了逐步放開。但是業內專家普遍認為大水電的放開已經不是一個很遙遠的事。過去的5年里，已經有大水電參加網對網、點對網的交易了。隨著市場化進程，大水電跨區計劃放開已經在目光可及的一件事了，大水電也感受到了巨大的壓力。

 

問題13：棄風棄光如何理解？未來是否存在電價實際下降可能？

 

沒棄風棄光的地區不用談，有了棄風棄光的地區，要求核定保障利用小時數，在這之外的要參加交易。補充一點，文件中有個小細節，在第20款，要求分為保量保價和保量競價兩部分，有一部分要求競價，但是對平價項目會有一定照顧，要求全部納入優先保障。原來存量機組可能要棄風棄光給平價項目讓路。對于前面其他專家說的假如省內全放開要動省外來電，怎么辦？長期來看，很可能列入與20款同樣方式，保量不保價，與省內21%的保障用電相對應。

 

存量的可再生能源在經營期內的電價一定不會變，但是可再生能源總量會變大。隨著平價項目增多，可能原來發1500小時，現在只能讓它發1000小時。

 

問題14：請熟悉核電的專家解讀文件中變更了核電為首要優先發電電源，這傳達了什么信號？

 

總體上講保障政策中，非水可再生能源聲音最大。核電有一定調節能力，所以基本沒有發聲。個別地區核電5000小時也生存的還可以。核電和風光不一樣的地方有個換料周期，國家要檢查核安全，這個不管這個料是否已經用完，必須按照周期更新。因此核電關鍵是經濟性問題，而不是說核電的技術特性一定要求它功率高，利用小時數數高。真正考慮保護的是風光，因為是靠天吃飯的，而且經濟性上差。核電只是經濟性上有問題，技術上沒有問題。

 

問題15：火電企業未來市場化趨勢如何變化？

 

如果以現貨市場定義為電力市場，這個市場化過程還需要時間，只是少部分地區面臨市場化。其他地區只是以指標為核心的直接交易。如果按外界普遍的觀點，市場還在前進，煤電沒有計劃了，這是很明顯的一個趨勢，火電發電量應該是來自與用戶的交易。

 

問題16：火電參與輔助服務部分定價趨勢有何變化？

 

輔助服務的市場化必須依托電能量的市場化，國內的調峰市場屬于原來的全國輔助服務補償機制，用競爭手段來選擇調峰提供者而已。站在今天現行機制，抬高輔助服務的定價是沒有太大意義的。因為現在的輔助服務是發電企業出錢的，發電企業拿錢自循環。但是從世界范圍內看，輔助服務全部是用戶買單的。即使是可再生能源消耗了調峰服務，畢竟是用戶用了這部分清潔的電，也應該是用戶付費。對于全國性大型企業來講，現行機制實際上是左兜到右兜，不創造新的價值。要想走下去，應該向用戶轉移費用，羊毛出在羊身上，而不是像現在羊毛出在狗身上。隨著風光平價上網，調峰價格大幅下降。東北市場出現了過補償問題，例如風電標桿電價6毛，而火電要出1塊錢調峰去換。從經濟學上來講這不合算，消納清潔能源要注重經濟性。清潔能源會說實際上只要給6毛錢就行了，不必要去發電啊，現在還要清潔能源分攤補償費用。如果現在平價項目的電價變成3毛、4毛了，難道還用1塊錢去換嗎，可再生能源企業不會同意的，所以未來調峰市場的價格一定會下降。

 

問題17：工商業用戶進入市場后，能否馬上參與日內和實時交易？

 

國內對用戶參加現貨市場報價有很大誤解，也過于熱切。想問個問題，明天電價3塊錢一度電，你好朋友來家里做客，你能不用空調嗎？你如果是雪糕店，明天5塊錢一度電，你會關掉冰箱嗎？不會。從世界范圍看，用電用戶實際是不參加現貨市場競爭報價的，多采用報量接受價格。真正參加市場的是售電公司，但它代理這些用戶也是價格接受者，而不報價。報價的是有儲能設施，有柴油發電機的企業。當電價偏高時，用其自身設備發電。對于真正的用戶，現貨和你沒關系直接競爭關系，只有結算關系，你只要報負荷曲線，選個比較好的合同（售電公司）就行了。大部分用戶未來也不會是差價合同，售電公司會基于你的情況給你一個一口價，這和現在的配電公司供電方式很相似。因為用戶沒有短期調節負荷的能力，只是價格被動地接受者。像澳大利亞做了20年也禁止用戶進入現貨市場。國內對美式現貨是誤解的，把日前和可靠性機組組合混在一起了。日前市場是個金融市場，用戶參加市為了避險，但是用戶不會參加可靠性機組組合。所以不用太關心這件事，意義不大。

 

問題18：云南棄水嚴重，未來能否送到廣東廣西從而影響當地火電企業？

 

目前來看，輸電價格水平對結果的影響是非常直接和重大的。輸配電價高，云南水電就不是廣東火電的對手。因為對廣東火電來說，增量空間，只要按邊際成本報價就行。按現在百萬機組，云南水電出省+過路費，以及隨電量交水資源費等各種費用，即使一分錢不出，到廣東落地價也可能高于廣東火電的變動成本。在24條說了，支持網對網、點對網、網對點的跨省區直接交易，這是9號文內容的擴展。例如，有條件的地區用戶可以買西部某個電網的電，也算直接交易。這個允許了一頭生產者或者一頭用戶進入市場，比以前進了一步。現在可以和對方電網談，受端電網也可以和遠端電源談，在跨區線路上，還有百億電量輸送能力可用于西部電量消納。通過不同時間、空間優化，還有很大的紅利空間。跨省跨區的空間會因為這份文件快速加大，不加大也不行。

 

問題19：清潔能源消納競價，不同類型機組在量上有什么比例？

 

不保量不保價的競爭就是看價格，誰便宜用誰，不同類型的機組不存在量的比例。水電不見得是最便宜的，水電因為有各種資源費，但是風光可以殺到負價格，可以只拿補貼。所以最后一定是所有電源一起競爭。這個和當地電源裝機、棄風棄光有關系。

 

問題20：現貨市場電力交易情況是否達到當初預定效果？

 

不能那么急，現在就下結論過于武斷和急切。現在除了浙江、廣東外其他只是做了詳細方案設計，部分地區甚至詳細的方案設計有一部分要點還沒定下來。目前只有廣東結算了6天，其他都沒試結算。澳大利亞現貨做了20年，規則改了85次，因此很難說現在是否達到預期。大家要有耐心，相信各地的實踐，既能夠容錯，也能夠糾錯，這是個艱辛的過程。

 

問題21：火電是否沒有太大的優勢？火電是否會出現互相殺價的現象？

 

不好說，市場是沒法彌補投資的失誤。短期的過剩和富余在歷史上都出現過。

 

問題22：對電網公司盈利的影響？

 

有。因為電網原來是有交叉補貼的，現在高價用戶都進入市場了，剩下都是低價用戶和價格較高的電源，所以利潤肯定受到擠壓。

 

問題23：送端電網到用戶的輸配電價如何定？

 

每段都有核價。如四川到浙江。四川省要收出省費，因為電源接在我的交流網上，要交出省費。賓金直流要交專項輸電費，到了浙江還要交省內的輸配電價。

 

問題24：水電要交多少費？

 

太多了，這個可以專門詳細交流。但是算過，水電增量如果不是棄水，按照保投資成本的價格，現在競爭不過對面的火電，如果不是因為受控煤政策限制，增量甚至少部分存量水電送不過去。

 

原標題:深度能源觀察專家組|經營性發電計劃放開專家討論紀要