山東電力現貨報告:現貨來襲 山東電力市場現狀如何?

2019-10-15 08:30:06
  來源:享能匯  作者:享能匯工作室 

序章:兩輪電改第一輪電改:行業不平衡暴露

2002年第一輪電改,山東電力市場從電力用戶向發電企業直購電起步,在探索和博弈過程中緩慢進展。2005年和2006年的全國性電荒和2007年、2008年的全國煤炭價格暴漲,導致第一輪電改的夭折。

(來源:微信公眾號“享能匯”作者:享能匯工作室)

回溯到2004、2005年全國缺電時,山東不缺電,一度成為山東招商引資的一張閃亮名片。然而2008年,受經濟高速增長和電煤成本上漲等因素影響,山東發生嚴重電荒,日電力缺口最高時竟達需求的1/3。提高省內電力的供應,無法一蹴而就,必然承擔電荒帶來的陣痛。

電力供應緊張問題,根源是能源發展方式不適應經濟社會發展的要求。

2010年,為了平衡各發電企業的利益,山東電網按照華北電監會指導,開始實行“兩個細則”的政策,但由于當時的新能源企業極少,且用戶不分攤輔助服務費用,實際成了一個火力發電企業之間的“零和”游戲。

2011年至2013年,火電企業隨著煤炭價格下降,盈利水平提升較大,社會上降電價的呼聲較大。2014年山東省啟動了電力直接交易工作。

新一輪電改:走在前列的山東

2015年新一輪電改到來,從國家到地方發布了一系列電改政策。

2016年8月30日,國家發改委、能源局發布《關于同意河南省、新疆維吾爾自治區、山東省開展電力體制改革綜合試點的復函》,9月7日,發改委發布8個省區電改綜合試點批復文件,包括對《山東省電力體制改革綜合試點方案》的批復。2016年9月2日,山東省經信委發布《關于征求<山東省電力市場建設實施方案(征求意見稿)>意見的通知》,明確了2016年至2018年的近期目標和2019年后的中遠期目標。

2016年11月29日,山東省經信委發布《關于征求<山東省電力市場建設方案(征求意見稿)>等專項方案意見的函》,附件除《山東省電力市場建設方案》外,還包括《山東省有序放開發用電計劃改革方案》、《山東電力交易機構組建方案》、《山東省售電側改革方案》。

2017年7月12日,山東省發改委、經信委、物價局、能監辦聯合發布《關于印發山東省電力體制改革專項實施方案的通知》,一次性發布8個方案,包括《山東省輸配電價改革實施方案》、《山東省電力市場建設實施方案》、《山東省電力交易機構組建實施方案》、《山東省有序放開發用電計劃改革實施方案》、《山東省售電側改革實施方案》、《山東省加強和規范自備電廠監督管理實施方案》、《山東省推動分布式電源建設實施意見》、《山東省電力中長期交易規則(試行)》。

2017年7月26日,山東省能監辦發布《關于征求<電力市場監管實施辦法(試行)(征求意見稿)>修改意見的函》,12月4日,能監辦和物價局聯合正式印發《山東省電力市場監管辦法(試行)》。2017年5月山東能監辦發布的《山東電力輔助服務市場運營規則》,2018年3月啟動輔助服務市場,輔助服務通過集中競價方式獲取。

輔助服務市場化工作,成了山東電力現貨的前身。為實現由“三公調度模式”向現貨模式轉變,輔助服務中將本不應該作為輔助服務品種的調峰作為輔助服務項目,目的是讓市場主體熟悉和了解相關市場概念。

山東電網依據2016年國家能源局發布的《跨區省間可再生能源增量現貨交易規則》,已經更早開始了電力現貨的實踐。自2017年開始,已經參與國調組織的跨區跨省現貨交易,消納東北低谷風電及西北棄風棄光電能。

一、山東電力市場概況:

1.1電力市場背景及面臨的問題

山東是經濟大省、工業大省,連續多年經濟總量排名第三、工業產值排名第二。社會經濟快速發展,能源需求持續增長。在用電方面,近年都以10%的年增長遞增,2016、2017、2018年全省全社會用電量分別達到5,390.7、5,430.16、6,083.88億千瓦時,均為全國第三(低于廣東、江蘇)。

山東的產業結構,決定了其能耗一直居全國首位,其中煤炭消費量更是占全國近10%,轉方式、調結構壓力很大。老牌工業地區自備電廠很多,幾乎全是燃煤機組,占總裝機近1/3,是名副其實的全國自備電廠第一大省,成為歷史遺留問題。

山東全省煤電占總裝機一度達到90%,承擔97%的供電重任,也是全國首位,而且大約80%的燃煤要從省外調入,電煤博弈一直是難以化解的矛盾。

山東在調整能源結構的同時,又要實現減排降耗的經濟增長。一邊實施“一去二停四推進”壓減燃煤,一邊不能隨意增建電廠。小火電陸續關停,少量新增煤機也是熱電,新能源發電受政策影響和技術經濟性制約較大發展緩慢,省內又幾無水電資源,按規劃爭取2020年增長2倍、2030年增長6倍,目前裝機占比剛需超20%。

同時,西電東送是國家大戰略,銀東、魯固、昭沂、特高壓幾條大通道直指山東。一條1000千伏高壓線路,一天滿負荷輸入電量可達1.2億千瓦時,相當于每天運送14列火車煤炭,或每年1000趟萬噸列車運送1500萬噸標煤,買煤不如買電。于是各界逐漸形成共識,需求側實施電能替代,供給側推進“外電入魯”。

根據2018年9月17日山東省政府發布的《山東省新能源產業發展規劃(2018-2028年)》,到2022年,山東省力爭實現兩個30%,即新能源發電裝機容量占全省電力總裝機比重達到30%、可接納省外來電能力占全省可用電力裝機的比重達到30%。

山東電力市場相對于其它省級電力市場體現出一些比較鮮明的特點,體量大、規模大,市場主體較多,市場環境相對復雜,在國網范圍內較早開展交易,交易品種較為典型,交易規則漸進完善,同時又是跨省區交易的主力。

1.2山東省發電裝機情況:

1.2.1 裝機概況

截至 2019年6 月底,山東電網直調電廠共 62 座、機組 194 臺,裝機總容量 6655.0萬千瓦。其中,直調公用電廠 48 座、機組 162 臺,裝機容量 5970.5萬千瓦;直調自備電廠 14座、機組 32 臺,裝機容量 684.5萬千瓦。

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30萬千瓦及以上機組為山東電網的主力機型,共計 117臺,裝機容量 5410萬千瓦,占到總裝機容量的 81.29%。單機容量最大的機組為海陽核電兩臺 125萬千瓦機組。

具體情況為:100萬千瓦級機組 10 臺,容量 1071萬千瓦,占總裝機容量的 16.09%;60萬千瓦級機組 25 臺,容量 1635.0萬千瓦,占總裝機容量的 24.57%;30萬千瓦級機組 82 臺,容量 2704.0萬千瓦,占總裝機容量的 40.63%;20萬千瓦級機組 17 臺,容量 388.5萬千瓦,占總裝機容量的 5.84%;12.5萬千瓦級機組 57 臺,容量 828.5萬千瓦,占總裝機容量的12.45%;10萬千瓦級及以下機組 3 臺,容量 28萬千瓦,占總裝機容量的 0.42%。

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在山東的統調機組容量中,華能和華電兩家公司的裝機占比超過69.75%,華能、華電、大唐、國家能源四家公司占比超過92%。山東是典型的雙寡頭市場。(數據不含涉外機組等不參與電力現貨的機組)

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1.2.2風電場裝機情況

截至6月底,山東電網共有風電場 152 座,機組 6846臺,裝機總容量為 1190.28萬千瓦。風電場分布在全省 15個地市,主要集中在沿海地區和部分山區(煙臺、濰坊、威海、東營、青島、濱州、日照)。

1.2.3光伏電站裝機情況

截至6月底,山東電網光伏裝機容量1437.28萬千瓦,同比增長 14.91%,其中光伏電站228座,裝機容量652.12萬千瓦,分布式光伏785.16萬千瓦。

1.3負荷平衡情況

2019年上半年,山東電網直調裝機容量6,655.0萬千瓦,省外來電 1,789萬千瓦,全省風電場裝機容量 1,149.50~1,190.28萬千瓦,光伏裝機容量 1,382.3~1,437.28萬千瓦,直調最高用電負荷 6,363.5萬千瓦。除夏季或外部通道期間檢修,供需相對富裕。新能源大發階段,存在調峰困難的問題。

從統調機組的裝機構成看,山東省內無常規水電,燃機受經濟性差影響,與廣東、江蘇相比,也配置較少。山東光伏裝機達到1,437萬千瓦,約為火電機組容量的21%,風電裝機1,190萬千瓦,約為火電容量的17.6%。可再生能源每日運行的間歇性較大,其中,風電日最高瞬間出力達970萬千瓦,光伏日最高瞬間出力達到700萬千瓦。當風光疊加時,新能源發電瞬時可達到了系統總負荷的30%。當風停止和太陽落山后,新能源又降低到接近零功率的狀態。在水電、燃機等優質調峰資源缺失的情況下,調峰壓力主要壓到了省內火電廠的身上。

1.4市場化交易情況

1.4.1 年度交易量情況

2014年有效交易電量為78.18億千瓦時;2015年全年交易規模達到200億千瓦時;2016年交易累計完成電量616.85億千瓦時,其中省內交易電量500.28億千瓦時、跨省區交易電量116.57億千瓦時;2017年交易電量956億千瓦時,其中省內達成交易電量785.86億千瓦時、跨省區交易達成電量170.14億千瓦時。2018年省內和跨省區總交易電量不低于1300億千瓦時。2019年,電力市場擴大到1600億,市場化電量已占統調公用電廠電量計劃的60%。

1.4.2 2019年月度交易情況

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1.5交易品種

1.5.1省內交易品種

2014年開始的直購電交易遵循《山東電力市場直接交易規則》,采取年度合約交易模式,通過自主協商方式簽訂年度電力直接交易合同,在2015、2016年都組織了多批次交易。直到2017年下半年開始,依據《山東省電力中長期交易規則》組織開展月度雙邊協商、月度集中競價交易和其他交易品種。

2017年組織了年度雙邊協商交易,自7月起每月開展月度雙邊協商和月度集中競價交易,不定期組織合同電量轉讓交易6宗,年度開展7-11月合同偏差電量預掛牌交易,自12月開始每月組織月度偏差電量預掛牌交易。除上述主要交易品種外,還組織跨省區交易轉省內集中競價、電量替代交易、抽水蓄能電站低谷抽水電量招標等交易。

2018年上半年組織了3批次年度雙邊協商交易,每月開展月度雙邊協商、月度集中競價交易、月度偏差電量預掛牌交易。1.5.2跨省區交易品種

跨省區電力交易依據北京電力交易中心的省間電力中長期交易規則組織開展,涉及山東的跨省區交易主要采用雙邊協商的交易方式,2017年部分跨省區交易采用了掛牌的方式。二、山東電力市場轉入電力現貨市場階段的必要性 2.1轉入現貨市場,既是改革方向,也是山東電力市場的必然選擇

電力市場建設中,有“無現貨,不市場”的說法。沒有電力現貨的市場,市場化電價的標桿為政府的基準電價,市場化電量本質上是政府計劃的變形形式,而非真正的市場。

在新的環境形勢下,山東面臨的困難是多方面的。山東政府既要降低煤炭用量,又要滿足省內的電力需求增長。能源結構調整和新增電力負荷需求,既要靠可再生能源的發展,又要靠外電入魯通道的建設。外電和新能源,壓縮了火電機組的運行容量;為了保證電網安全,對省內機組調節性能,將日益升高。省內火電機組對電網的作用,將由電量提供者改為調節量提供者。

采用原有三公調度模式,不能反映電能的時間價值差異,無法為提供不同調節能力的火電廠進行合理的經濟補償,僅靠行政手段,將導致廠網矛盾、外電與省內火電機組的矛盾,新能源企業與傳統火電企業的矛盾,乃至政府和企業的矛盾加大。2.2電力現貨的三點作用

一是抑制不合理的電源投資沖動。受山東省內火電機組利用小時相對全國平均水平較高的影響,在山東上火電機組,投資回報率仍是有保障的。山東省內企業及央企對火電電源投資的興趣,仍然較大,有較大容量的未批先建的增量機組,投資的沖動,既需要政府的強力監督,也需要經濟手段的制約。

二是合理分配電網建設資源,避免過大的冗余電網建設加大社會對電網建設的負擔。比較明顯的是目前山東的外電入魯通道(如昭沂直流)的設計運行容量與實際輸電容量差別較大,存在輸電網絡利用率不高的問題。

三是通過電力現貨競爭給出的節點價格信號,合理配置大工業負荷分布,提高負荷的需求側響應能力。目前山東省內新建企業,是不考慮新增負荷要考慮線路接入能力的。地方政府招商引資的時候,也均承諾確保用電,根本也不考慮為了保證個別用電,需要增加的輸電線路增設的成本。節點電價的信號,可指導用戶考慮合理的電源接入點和管控自身的用電行為。通過網、源、荷的協調發展,在滿足電力需求的基礎上,降低電力建設投資,提高社會福利。2.3現行市場的主要問題2.3.1火電強勢,發售一體公司占據絕對優勢

根據山東省電力交易中心公布的2019年年度雙邊協商結果來看,華能、華電、大唐、國電等公司為代表的央企發電集團旗下售電公司所占據市場份額超過80%,在省內形成了絕對的壟斷地位。

除此之外,發售一體公司還可以依靠稅收,得到地方政府的支持;能夠在最大限度內給出優惠電價等。最重要的是,央企發電集團之間并不會展開價格戰,基本保持同一個價格水準。2.3.2過于依賴價差,獨立售電公司近況艱難

據了解,山東獨立售電公司的價差利潤已經從2016年的5分左右,降至2019年的8~9厘。部分售電公司甚至在2018年就只能夠實現盈虧平衡了。

除價差外,售電公司缺乏其他盈利方案。部分售電公司開展了電量貿易、節能降耗、無功減排等方面的綜合服務。但是由于中小用戶開始成為獨立售電公司客戶的主流群體,這部分用戶目前對于這類服務的買單意愿還并不強烈。綜合能源服務暫時無法成為獨立售電公司的盈利業務之一。

除此之外,2018年開始,部分獨立售電公司因為偏差考核的原因,遭遇了罰款。這種情況主要出現在客戶以水泥、建材這樣高耗能用戶為主的售電公司中。山東部分城市處在“2+26”城市的范圍內。很多簽約客戶頻繁地停產,導致售電公司的偏差考核很差。甚至有部分售電公司因此退市。2.3.3跨省區交易線路縮水,改革陷入停滯

從2017年9月的四季度錫盟-山東電力直接交易開始,山東省內售電公司開始代理省內用戶參與跨省區交易。

2019年之前,售電公司可參與銀東直流、錫盟特高壓、魯固直流三條線路的交易。但根據《關于2019年山東省電力交易工作安排的通知》,自 2019 年起,錫盟、扎魯特和上海廟特高壓線路的跨省區交易用戶,全部調整到省內參加市場交易。售電公司參與的跨省區交易線路僅剩銀東直流。

跨省區交易縮水的問題主要有價格與省內交易價格倒掛、交易方式復雜、交易參與方過多等因素。最終導致部分線路省間交易成本過高。

由于跨省交易涉及多個省市自治區及國家層面的政府部門和市場主體,因此解決跨省交易問題需要國家層面出臺相應政策,居中協調解決。


湖北快3走势图分布图 图表