尴尬的省间电力交易
本该是平衡资源禀赋差异利器的省间电力交易却遭遇重重问题。这个尴尬的电力交易模式应该如何改进？800多年前，一代民族英雄岳飞带着“踏破贺兰山缺”的遗憾走向了风波亭。在漫长的中国古代史中，宁夏是游牧民族与农耕民族的分界线，同时也意味着这里征伐不断，是一片动荡之地。而现在，山地迭起、盆地错落的宁夏不仅依靠着地下蕴藏着的丰富
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矛盾与痛点
同为外来电比重较高的用电大省，浙江与山东遭遇的外来电困局一定程度上暴露了目前省间电力交易存在的一系列局限性。
在银东直流的案例中，无论是电网方面还是山东的市场主体，都表示问题的爆发让人遗憾。“站在受端的角度来看，用户侧的利益确实受到了损害。”山东能源主管部门内部人士对《能源》杂志记者说，“但调度的做法，还有地方政府的考虑也都是实实在在存在的问题。所以并不能简单的将责任推给任何一方。”
事实上，山东省内的售电公司自己也要承担一部分责任。据了解，按照银东直流交易规则，用户侧实际上可以分时段进行报价。“但省内售电公司都习惯了原来的一口价按电量交易的模式。没想到交易结果出清后按时段校核了。”上述知情人士说，“现货条件下，中午的价格比0.4739元/度差不多要低0.2元/度。5亿电量就直接亏了1亿元。”
如果说用电侧的问题会随着市场经验的积累逐渐减少，那么发电侧的行为更多凸显了地方政府在当前规则下，面对电力短缺问题的无奈。
在2020年和2021年国网宁夏电力公司的有序用电方案中可以发现，尽管宁夏电力供应整体仍呈现供大于求的局面，但区域性、时段性电力紧张的局面仍有可能发生，宁夏电网电力电量平衡情况已由“电力电量富余”转变为“电量富余、部分时段电力存在缺口”的现象。
2021年9月份之后的全国性电力短缺中，宁夏当地政府相关用电企业开展了20余次错避峰用电生产计划，但供需矛盾仍然突出。考虑冬季采暖用煤需求加剧，发电厂电煤供应问题、煤质差导致发电出力减少、区外电力调剂降低等因素，加之用电负荷持续增长，预计今（2021年）冬明（2022年）春部分时段电力缺口约200-600万千瓦，全区电力供需形势十分严峻。
在这样的情况下，西北地区自然不会眼看着数百万千万的电源全力参与山东省的电力交易，而放大本地的电力短缺风险。“这是对当地的居民、工商业，乃至经济发展负责的做法。”
发电企业更愿意参与受端省份电力交易自然也没错。前文已经提及，山东与宁夏的燃煤发电基准电价相差超过0.1元/度，即便是算上特高压的“通道费用”，发电侧在山东市场的收益也明显更多。
“而且被留在当地的电源其实发电小时数要少很多。毕竟宁夏的电力需求有限，真正需要这些电源出力的时间段可能只有迎峰度夏、冬季高峰等少数时间段。更多的时候，火电机组要给新能源发电让路，偶尔承担调峰作用。”
而浙江的案例则可以直接宣判传统的“网对网”省间电力交易模式进入终结。工商业用户全部入市的情况下，外来电是否参与本地电力市场对市场内供需平衡产生了极大的影响，甚至可能左右市场价格。尽管有传言说浙江电力公司通过转让合同的方式，把多余的电量出售给了售电公司。但这种某种意义上违背政策的做法，只能说是权宜之计。
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省间交易：动了谁的蛋糕？
看得出来，尽管“点对点”的省间交易存在诸多问题，但还是比现在绝大多数的“网对网”或“点对网”省间交易要进步些许。可银东直流依然还只是“千顷地里一棵苗”的试点。
据《能源》杂志获悉，在2021年12月23日的国家发改委会议上，国家能源局与央企发电集团在谈及省间电力交易时就提出更多地放开“点对点”交易。但国家电网公司依然表达了反对意见。
“对于电网来说，省间交易的大规模改革可能会产生诸多影响。”一位接近电网的人士说，“从这些角度来看，电网公司很难主动的改革省间交易模式。”
首先最直接的就是省间交易电量会发生变化。全面放开“点对点”交易之后，什么时间、交易多少电量，都与电网公司没关系，而是发、用双方协商谈定。而这可能直接导致现有的省间交易电量下降。
“即便是对外电需求比较大的省份，也并不是一年四季都需要外电的补充。”上述人士说，“一般夏季和冬季是外电需求的高峰，春秋季外电需求偏少。但是目前电网往往会在外电需求淡季也保持一定的外电比例。”
省间交易电量的多少与直流特高压的利用率直接相关。目前部分特高压线路的利用率没有达到接近100%的水平，即便是目前高利用率的线路，在开放“点对点”后，也可能在春秋淡季出现电量减少的情况。
而这就直接引发了下一个问题——投资回报率下降。目前国内特高压线路建成投产大多不超过10年，还处在投资回收的阶段。省间交易电量的下降直接影响了电网相关收入。而且工商业用户全部进入市场后，电网无法再赚取差价电费，特高压收入来源仅为单一的输电费用。
特高压线路获批建设之前必然都有投资可行性报告。但彼时电网收入结构相对更多，除了输配电价，还有峰谷电价下的交叉补贴费用、售电差价。如今砍去了枝枝蔓蔓，输电价格可能独木难支。
浙江一家售电公司负责人告诉记者，浙江省电力公司打包了皖电和宁电之后，可能会通过挂牌市场出售。“转卖电量可以让电网多一笔收入。原本峰谷电价的价差补贴差不多可以达到3分钱，单靠输配电价，电网的收入缺口可能弥补不上。”
最后，也可能是最重要的一点，“点对点”交易规则的完善，意味着原本“交易结果服从调度”的原则将会变化成为“调度服从交易结果”。类似今年银东直流交易出现的情况未来将很难再出现。
这不仅对电网的调度权力产生了挑战，在电力紧缺的大背景下，对地方政府也有着不小的压力。直流特高压往往配备了配套电源，还可能会有受端省份企业的参股，不过这些电源的调度权却归于送端区域。这种搭配模式在电力供给相对宽松的时期，虽然也偶有Bug，但最终还是能达到皆大欢喜的程度。
可一旦电力短缺，资源对于地方政府就成为香饽饽，但是资源又会天然朝着价格更高的地区流动。这就形成了不可调和的矛盾。“但电力短缺是短期性的问题，不可能长期存在。如果重新进入电力富裕阶段，外送电的地位可能就会下降了。到时候也许会出现送端想卖，受端却不想买的情况。”电网内部人士说。
中国坚强的大电网建构对于大规模的省间电力交易是一个积极因素，但是电量输送份额如何从国家电网的统一调度到直接交易的转变，仍需厘清电网、发、售两侧的利益。物理连接便利性的提升，也意味着电价在不同区域之间的趋同性在增强。除非以行政命令和物理手段隔绝，否则发电资源一定更愿意选择价格、收益更高的市场，进而逐渐拉近不同市场间的价格。
多元化的买方与卖方，这必然会是省间交易不可逆的趋势。在这样的情况下，明确配套电源归属、界定好送端电源参与受端市场的边界程度，这是摆在规则制定者面前的当务之急，也是考验地方政府平衡短期利益与长期收益的关键点。电力体制改革改革就是变法，新法出台需要立木赏金建立的信誉，如果因为短期事件老是临时调整政策，最终必然失败。
作者：武魏楠 来源：能源杂志 责任编辑：jianping
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