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甘肃直接交易怪圈(一):如何在降成本与保成本之间实现利益最大化

2018-05-21 08:58:31 大云网
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编者按:甘肃的年度电力直接交易最大的矛盾其实是用户侧对低电价的渴望,发电企业面对燃煤成本上升希望不亏损,面对这样的怪圈甘肃该如何走

编者按:甘肃的年度电力直接交易最大的矛盾其实是用户侧对低电价的渴望,发电企业面对燃煤成本上升希望不亏损,面对这样的怪圈甘肃该如何走出去呢?晶见在过去曾撰文简单分析甘肃的交易情况,可以作为背景知识来了解一下甘肃的市场情况:市场电力交易降成本与火电行业生存之间,两者该如何共存?以甘肃直购电困境为例

以下文章为甘肃市场主体撰稿,不代表晶见立场。

2017年12月20日,甘肃省发改委、工信委、甘肃能源监管办联合发布了《关于印发<甘肃省2018年电力用户与发电企业直接交易实施细则>及有关问题的通知》(甘发改价管〔2017〕1153),2018年1月8日,甘肃省交易中心发布了2018年直接交易公告,标志着2018年甘肃省直接交易工作正式拉开序幕。笔者翻出2017年直接交易文件和2018年进行了对比分析,发现一些变化:

第一个变化是:2018年政策明确型企业新增金昌氯碱化工循环经济产业链项目,宝兰客专、兰渝铁路牵引变用电,这也是2018年度用户准入方面唯一一个重要变化;

第二个变化是:加大水电、热电的参与力度,由20%调整为30%;

第三个是结算方式:2017年明确了两种结算模式,等额传导和输配电价模式,2018年明确为等额传导。

笔者还想发现一些政策方面的变化以证明甘肃省直购电是进步的,可是确实找不到了。

谁也拿不走谁的必发电量

用户侧:准入174家直接交易电量320亿千瓦时。其中:电解铝企业4家138.57亿千瓦时,铁合金企业30家71.25亿千瓦时,碳化硅企业35家22.95亿千瓦时,电石企业6家22.27亿千瓦时,战略新兴骨干企业57家19.45亿千瓦时,兰州新区企业28家9.49亿千瓦时,政策明确企业8家28.37亿千瓦时,铁路牵引变6家7.64亿千瓦时。

发电侧:准入127家直接交易电量320亿千瓦时。其中:火电厂22家238.2亿千瓦时,包括安全约束与调峰调频电量173.48亿千瓦时,匹配供热电量64.74亿千瓦时;水电厂105家匹配电量81.8亿千瓦时。火电厂安全约束与调峰调频电量、匹配供热电量、匹配水电电量分别占交易电量规模的54.21%、20.22%、25.57%。匹配供热电量、匹配水电电量分别占供热总电量、水电总电量约32%。

从政策到公告,一番分析下来,非常有意思的是2018年政策似乎只是在2017年基础上改了几个字,当然最大的改动是将“2017”改为“2018”,那么问题又出来了,有人说怎么没变化,我们新增了三家政策型明确企业,第二个问题又来了,什么叫政策明确型企业?纳入直购电政策明确企业的依据是什么?紧接着笔者又将《2018年电力直接交易用户公示名单》拿出来分析了一番,发现第三个问题:兰新铁路是从哪冒出来的?哪个政策明确的?为啥实施细则中政策明确性企业没有他?笔者不敢往下分析了。

于是乎我又联想到了交易组织的过程,最大的关注点是发用两侧电量匹配,320亿用户侧对应320亿发电侧,按照公告披露信息显示,安全约束与调峰调频电量173.48亿由火电厂与用户采取双边协商、集中交易的方式开展,由于安全约束与调峰调频电量是必发电量,且已经明确了各火电厂上限电量包括机组必开方式下按50%确定的供热电量、安全约束电量,以及按13%确定的各电厂调峰调频电量。也就是说,各火电厂上限电量都是其必发电量,谁的电量谁发,谁也不能通过直购电拿走别人的电量。

正是基于这一规则的设定,在第一轮交易中成交电量3205万千瓦时,第二轮交易中成交电量44.2998亿,第三轮交易中132.8亿,甘肃2018年直购电终于在历时四个月后落下帷幕,草草收场。值得注意的是,第三轮交易采取的是线下双边,事前没有任何公告发布,企业基本都是小道消息得知双方线下签订确认单可以视同交易成功,其中在第三次交易中部分用户和电厂并没有达成交易,从发布的结果来看,对电厂侧根据平均价差进行了强制结算。通过交易组织过程,笔者又发现了一些问题:

一是交易规则设定存质疑,首先供需完全平衡造成发用双方都缺乏积极性,不能有效的反映供需关系,其次是对供热、水电制定交易对象、交易电量、交易价格,存在政府“三指定”行为;

二是交易不公开透明,第三次交易前未发布交易公告,未明确具体事项,直接发布交易结果;

三是对未达成交易的发电企业进行强制结算,存在政府干预市场的嫌疑;

四是常规火电实际交易电量与173.48亿的要求不一致,对华能新增6亿电量未进行有效说明。

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