对产能结构性过剩的石油行业来说,业务整合成为重组的主要途径。
因为欧盟碳排放配额(EUA)价格将上升360%,天然气价格将上升70%,因此我们将电价预测值从36欧元/MWh提升至66欧元/MWh,上升了81%。风能和太阳能将面临限电问题和价格的走弱。
在季节性储能方案尚未出现前,风能和太阳能的需求将开始饱和,2029-2040年间的弃风和弃光,将从1%上升至11%最新发布的《2016年全国电力工业统计快报》显示,西藏2016年全社会用电量同比增速21.4%,居全国首位。西藏电网2016年售电量达41.8亿千瓦时,增幅居国家电网经营区域首位。我们深入开展电能替代工程,全年完成替代电量1.42亿千瓦时,为售电量大幅增长发挥了积极作用。西藏2016年经济增速逆势上扬与电力供应起到了相互促进作用。
此外,电能替代工程也带来了较大用电需求。国网西藏电力有限公司董事长刘晓明说,十三五末,西藏有望实现电能替代10亿千瓦时,相当于节约17.71万吨标煤。这引发了一种担忧:市场化的最终目的是要由市场来配置资源和形成价格,如果市场化交易需要寄生在滚动可调的优先发电基础上,那么以计划为根的市场树冠,到底是市场起配置资源的决定性作用,还是计划起配置资源的决定性作用?基本规则回答了这个问题,优先发电一经确定,即可视为一种政府授权合同,其作为中长期合同的本质与市场交易形成的中长期合同没有任何区别,其全部电量交易、执行和结算均需符合规则(基本规则)相关规定。
甚至有些地方计划部门指出:双轨制是改革的必然,没有优先发电这个开口可调的计划手段,怎么能保证市场交易合同的执行?确实,在目前实操过程中,市场交易电量优先执行,产生的所有不平衡均由调整计划这个手段进行调整。基本规则可以说最大限度的求取了顶层设计和基层创新的公约数,但是无可避免的将面临非常大的挑战:挑战一地方已经形成了各种带有地方特色的直接交易规则,基本规则立足于开放的市场设计,希望通过统一各地交易规则的基本框架、基本原则和基本内容,实现市场间的无壁垒,为下一步扩大市场范围做好准备。在没有现货市场的背景下,必然产生偏差电量,随着交易量放大,偏差电量会越来越大,引发市场主体间的矛盾。基本规则出台之前的主要市场交易规则基本上只考虑单一的交易品种,如跨省区交易、直接交易、发电权交易等的交易规则。
顶层设计是全世界电力批发市场的通用道路,相信在基本规则的推动下,最终还是会发展到现货+中长期市场模式的道路上来。创新二:首次全流程设计电力交易。
基本规则首次对电力交易和生产执行进行了全环节描述,任何一个环节都有清晰的界定,改变了电力交易摸不到看不着,只有一张结算单的现行格局,只要执行到位,各个环节都是清晰可再现的,说句玩笑话市场主体打官司能轻松的找到该告谁,同样考虑全流程的交易规则使电力市场监管也有了基本依据。此外,基本规则还明确了交易时序安排,各地交易机构只要按图索骥,便可系统的开展交易,特别体现了起草者在电力监管和运行中的经验,考虑到各地的计划往往滞后,甚至个别地区上半年都处在未印发计划、无合同交易的状态,基本规则明确规定年度交易开始前仍未确定优先发电的,可由电力调度机构参考历史情况测算,预留足够的优先发电空间,确保交易正常进行。现货交易确实需要一个一层楼,这个一层楼是中长期合同当中要带发用一致的功率曲线,不管配套文件二中的分散式电力市场中长期实物合同需要的实物功率曲线,还是集中式电力市场中长期差价合约需要的财务绑定的功率曲线,功率曲线是计划电量分配制度改革的门槛标志物。然而,无论交易品种有多少个,合同成千上万,电力交易达成后都需要统一执行。
挑战二学界和大部分电力企业的电力市场专家,对现货+中长期的电力市场模式有着清醒的认识,对于这种过渡式的电力市场交易能否接受,特别是一些富有中国特色的妥协是否会招致批评?想来,起草者头脑是清晰的,附则中明确规定有效期3年,也就是三年之后预计问题暴露比较充分,现货交易还是方向。将优先发电视为政府授权的中长期合同并不是我国首创,新加坡改革多年后,采用的是全电量现货+中长期差价合约的市场模式,仍然存在政府授权的发电合同,只不过政府确定数额后,双方签订差价合约,全部差价合约都按市场规则执行。部分观点认为目前不带发用电一致曲线的直接交易是电力市场的一层楼,只要努力的做上一段时间,之后的现货就可以作为二层楼进行建设。应该讲基本规则的出台对规范以开展直接交易为主的中长期交易具有重大的推动作用,基本规则详细描述了计划调度+直接交易为主的中长期交易模式操作方法及流程
至于长期以来由计划电量承担的偏差调整可以通过市场方式来解决。这种偏差问题,最简单的解决方法就是开展实时(平衡)市场,要求发用双方的功率曲线实物(或财务责任)一致,这样既符合电力的物理属性又能够准确发现电价,只是这种方式尚未被广大市场主体接受,基本规则也未涉及。
挑战五月度为实物交易周期可能导致年度合同兑现率下降,年度合同的实物性减弱,避险作用上升。基本规则还提出发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议,一方因特殊原因无法履行合同电量时,经电力调度机构安全校核通过后,由另一方代发(代用)部分或全部电量,这样可以促进市场主体之间合作避险,也可推动售电公司作为整合用户和发电企业的媒介,确立其通过为市场成员规避风险而赚取风险收益的盈利模式。
以往的交易规则通常把重心放在了主体准入和交易方式上,大篇幅的描述市场主体的准入条件和边际出清、配对撮合、挂牌等交易方式,缺乏对电力调度机构执行交易的规定,也缺乏交易执行后,电力交易机构结算行为的规定,电力交易和运行生产脱节的感觉强烈,电力买卖仿佛就是最后结算上的价格高低,甚至被人直接指责为优惠电。挑战三电力调度机构能否接受。创新六:首次提出多种避险手段。对于发电企业和用户而言,电能计量表计上只有一个数字,依靠多个单行本的规定人工进行拆分,即使单行本彼此之间的结算规定不打架,结算顺序也会对市场主体利益影响较大;对于电力调度机构来说,其无法区分哪一种合同,不管有多少单行本,电力调度机构都只能执行一个日前发电计划,甚至包括可以滚动的计划分配电量,各个单行本与计划分配电量(含可再生能源发电)之间的矛盾,让电力调度机构恼火不已;对于电力交易机构来说,多个交易品种之间开市的顺序等自由裁量权对全社会购电成本影响很大,是其不能明言的苦恼和压力。造成市场主体签订合同后,即使抱有强烈的按合同执行的愿望,仍然感觉后边看不清,不知道自己签订的合同如何得到执行,不知道从什么机构哪个环节能看到准确的进展,也就无法做出对未来交易的风险评估。部分观点认为目前不带发用电一致曲线的直接交易是电力市场的一层楼,只要努力的做上一段时间,之后的现货就可以作为二层楼进行建设。
现货交易确实需要一个一层楼,这个一层楼是中长期合同当中要带发用一致的功率曲线,不管配套文件二中的分散式电力市场中长期实物合同需要的实物功率曲线,还是集中式电力市场中长期差价合约需要的财务绑定的功率曲线,功率曲线是计划电量分配制度改革的门槛标志物。在月度进行预挂牌,未通过竞争摘牌的机组只要按照月度计划(含优先发电)发电,偏差与之无关,当系统整体出现偏差,由摘牌的机组提供上下调整服务(调整自身月度计划),解决偏差电量问题。
基本规则提出的合同转让交易,不仅仅包括传统的发电企业间的发电权交易,还包括用户之间的用电权交易,合同转让交易原则上应早于合同执行3日前完成,意味着只要提前三天判断无法按照合同执行部分电量,即可进行转让避险,这在我国电力交易史上属于首次提出。受我国电力工业长期施行计划机制以及电力系统运行专业性较强等因素影响,市场主体普遍对现代电力市场以现货为核心的概念认识不深,并且现货交易对技术水平和市场主体素质要求较高,开展现货交易需要在技术支持系统、电力系统调度运行方式等方面做2-3年准备,因此国内目前尚无按照配套文件二开展现货+中长期市场建设的地区,各地开展的均是计划调度+电力直接交易的交易模式。
例如中长期合同要求带有发用一致功率曲线这种正确的要求,可能会受到一些不该直接进入批发市场的中小工业用户抵制。创新五:首次在交易规则中提出了带发用电曲线。
此外,基本规则还明确了交易时序安排,各地交易机构只要按图索骥,便可系统的开展交易,特别体现了起草者在电力监管和运行中的经验,考虑到各地的计划往往滞后,甚至个别地区上半年都处在未印发计划、无合同交易的状态,基本规则明确规定年度交易开始前仍未确定优先发电的,可由电力调度机构参考历史情况测算,预留足够的优先发电空间,确保交易正常进行。广义的电力交易包括市场主体双边协商(集中竞价)、签订合同(电子确认单)、安全校核、调度执行、计量结算、偏差处理等环节,涉及电网企业发展(计划)、营销、交易、调度等多个部门。应该讲基本规则的出台对规范以开展直接交易为主的中长期交易具有重大的推动作用,基本规则详细描述了计划调度+直接交易为主的中长期交易模式操作方法及流程。电网作为唯一购买者的时代,尚要求发电机组遵循日计划的功率曲线五分钟内电力电量过零,多买多卖格局形成后,运行和结算相对单一购买者模式是复杂了而不是简单了,因此这种模式下的发用功率不同步产生的问题更大。
针对这些现实问题和情况,基本规则借鉴了英国实时平衡市场解决电力偏差的方式解决偏差电量,这是一个创新。虽然,基本规则能够清晰界定各环节职责边界,规范交易行为,减轻一部分工作量,但是偏差电量的解决方式,实质上对调度方式有所改变,约束了电力调度机构的自由裁量权,电力调度机构很可能倾向于以结算方式消除偏差,这一粗暴但简单的偏差解决方式。
基本规则在其有效的三年内,将会被中国的电力市场建设史所铭记。基本规则条款内容对此均作了兼容,细看会发现很多类似鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线进行集中竞价)、采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户,不再执行峰谷电价,按直接交易电价结算、发电企业全部合同约定了交易曲线的,按合同约定曲线形成次日发电计划、电力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的规定。
同时突出了双边交易的重要性,多次提出如果年度(月度)双边交易已满足全部年度(月度)交易需求,可不开展年度(月度)集中竞价交易,这是符合国际成功电力市场经验的,集中竞价这种交易方式是为了降低交易成本,但是有个前置条件,必须对标准合同进行竞价,可以理解为带有功率曲线,对于不带功率曲线的电量集中竞价很可能对电价扭曲更加厉害,因此中长期交易不应将集中电量竞价作为主要交易方式,甚至最好不开展。基本规则就是基于各地目前交易的实际,从保护基层首创精神的角度,对交易行为进行规范。
当有了这条功率曲线,就可以计算发用双方实时的偏差责任,通过购买平衡服务或收取再调度费的方式,启动现货市场建设。虽然这种模式与配套文件二描述的电力市场有很大差距,但是能够适应大部分市场主体目前对电力交易的认识水平,市场主体接受程度较高。创新四:首次引入了较为公平的偏差调整方式。然而,无论交易品种有多少个,合同成千上万,电力交易达成后都需要统一执行。
中发9号文件配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出,我国电力市场建设目标是现货交易发现价格,中长期交易规避风险现货和中长期交易相结合模式。基本规则将市场化的交易电量和计划性的优先发电统筹考虑,化双轨为一轨,不再各说各话,是国内首个覆盖全部中长期电量的交易规则。
电力调度机构和电力交易机构开展交易也有了清晰、全面的依据,最大限度切除了容易引发问题的自由裁量权,长舒一口气。基本规则虽然在顶层设计方面向基层首创做了最大的妥协,但是明显倾向中长期合同应带有发用一致的功率曲线。
目前各地已出台的交易规则整体上继承了这一编制习惯,基本围绕直接交易和发电权交易制定。在2016年的交易过程中,已经出现这个问题,部分省份将按厂结算偏差改为按照电厂所属集团结算偏差,勉强在结算上缩小了偏差,但是在电厂之间制造了不公平,对于仅有一个电厂的企业,偏差电量就可能很大。