11月16日，國務(wù)院總理李克強(qiáng)在人民大會堂出席世界經(jīng)濟(jì)論壇全球企業(yè)家特別對話會。李克強(qiáng)表示，針對前一段電力和煤炭等能源供應(yīng)緊張，我們采取一系列措施加強(qiáng)能源供應(yīng)保障，目前已得到有效緩解，未來也是有保障的。

自9月底爆發(fā)全國性的電力短缺，進(jìn)而引發(fā)各地不斷地拉閘限電之后，上至國家各部門，下至各地方政府和央企、國企，都在全力保供。經(jīng)過1個多月的奮戰(zhàn)，我國煤炭調(diào)度日產(chǎn)量達(dá)到1205萬噸，創(chuàng)造了歷史新高。產(chǎn)量的增高大大緩解了煤炭價格壓力，也讓電廠存煤逐漸恢復(fù)。11月16日，國家發(fā)改委在11月份例行新聞發(fā)布會上宣布：11月14日電廠存煤1.29億噸，月底有望超過1.4億噸，目前可用22天，較9月底增加9天。

看起來情況正在一點(diǎn)點(diǎn)轉(zhuǎn)好，但進(jìn)入11月也意味著冬季即將到來。隨著冬季采暖需求的增加，電力供應(yīng)保障無疑要面臨著新的挑戰(zhàn)。早在今年9月國家發(fā)改委就在答記者問中提及，今年冬季受經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定增長、取暖用電快速增加等因素影響，預(yù)計全國最高用電負(fù)荷將逐步攀升，有可能超過今年夏季和去年冬季峰值。

10月11日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，拉開了“以電力市場化促進(jìn)電力保供”的序幕。在這場“以電力市場化促進(jìn)電力保供”的大潮中，第一批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份尤其引人關(guān)注。它們中的有一些一直在連續(xù)不間斷試運(yùn)行，全國電荒時期也沒有停止（例如山西）；更多的省份在政策的要求下在11月或12月開啟電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行。根據(jù)國家發(fā)改委的要求，第一批現(xiàn)貨試點(diǎn)省份年底前必須啟動試運(yùn)行，通過現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)更清晰準(zhǔn)確的價格信號。

11月10日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于強(qiáng)化市場監(jiān)管 有效發(fā)揮市場機(jī)制作用 促進(jìn)今冬明春電力供應(yīng)保障的通知》，進(jìn)一步明確了“以電力市場化促進(jìn)電力保供”。

9月，美國NOAA氣候預(yù)測中心預(yù)測，今年冷冬概率為80%；10月預(yù)測，冷冬概率增加到87%；11月預(yù)測，冷冬概率增加到90%，基本上可以確定了是冷冬，這意味著拉尼娜警報正式拉響，北半球氣溫越來越趨向異常。

一個寒冷的冬季近在咫尺，電力市場化的保供能力也將在這場寒冬之中接受最大限度的考驗(yàn)。

11月1日，萬眾期待的廣東11月現(xiàn)貨試運(yùn)行正式開啟。盡管此前政策已經(jīng)明確了燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價的上調(diào)幅度為20%，但現(xiàn)貨價格不受上漲幅度的限制，誰也無法預(yù)測在短缺背景下電力現(xiàn)貨價格會出現(xiàn)什么樣的上漲幅度。再加上本次現(xiàn)貨試結(jié)算會將批發(fā)價格超過基準(zhǔn)價的部分直接傳導(dǎo)，由參與市場的用戶承擔(dān)，電力市場化下的用戶自發(fā)調(diào)峰也值得期待。

11月1日，廣東電力現(xiàn)貨市場開市，當(dāng)天日前機(jī)組最高成交價高達(dá)1500元/MWH，日前平均電價836.6元/MWH。明顯的高開局面讓售電公司和用戶倍感壓力。

不過隨著時間的推移，廣東電力現(xiàn)貨實(shí)時成交均價出現(xiàn)了一定的下降趨勢。截止11月15日，單日現(xiàn)貨實(shí)時成交均價最低還達(dá)到了577.39元/MWH，幾乎接近了上漲20%后的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價（553.6元/MWH）。

“廣東的電力現(xiàn)貨價格充分顯示出了市場對于電力供需具有很強(qiáng)的調(diào)節(jié)作用，是電力保供的重要手段�！币晃浑娏κ袌鰧＜腋嬖V《能源》雜志記者。

在集中式電力現(xiàn)貨市場中，邊際成本是機(jī)組報價的重要基礎(chǔ)，而燃料成本占據(jù)了機(jī)組絕大多數(shù)的邊際成本，所以燃料成本是影響電力市場價格的重要因素之一。根據(jù)廣東電力交易中心公布的沿海60萬燃煤機(jī)組度電燃料成本速算表（見下圖），我們可以大致了解煤價與度電燃料成本之間的關(guān)系。當(dāng)然，表中的數(shù)據(jù)采用單機(jī)60萬千瓦燃煤機(jī)組的平均煤耗計算，不同類型、不同容量的機(jī)組都會存在一定的差異。

根據(jù)中國沿海電煤采購價格指數(shù)（CECI沿海指數(shù)），第179期（10月28日至11月4日）的5500綜合價格為1220元/噸，第180期（11月4日至11月11日）的5500綜合價格為1095元/噸，第181期（11月11日至11月18日）的5500綜合價格為983元/噸。也就是說沿海60萬機(jī)組的度電燃料成本大約在500元~600元/MWH左右。

從11月初約800元/MWH到600~700元/MWH，廣東的實(shí)時電價出現(xiàn)了下降趨勢，一度接近度電燃料成本。充足的燃煤供給和電廠更強(qiáng)的保供意愿是十分重要的原因。截至11月16日，廣東電廠存煤共計843萬噸，全省存煤可用天數(shù)22天，較9月底增加7天。

現(xiàn)貨價格直接傳導(dǎo)至用戶也起到了一定的調(diào)峰作用，在供給逐步增加的情況下，用戶可以根據(jù)電價情況更自主地選擇用電時段。而需求在某些時段的減少，又會進(jìn)一步對電價下行產(chǎn)生影響。

“現(xiàn)貨價格波動一定會影響到用戶側(cè)的用電持續(xù)性，同時價格變化又會調(diào)動發(fā)電積極性。最終會起到促進(jìn)電力保供的作用�！蹦超F(xiàn)貨試點(diǎn)省份人士對《能源》雜志記者說，“當(dāng)然，作用的顯現(xiàn)會有一個過程。”

目前，電煤的供給仍然在穩(wěn)步上升之中，而且煤炭價格繼續(xù)保持下降之勢。秦皇島港5500大卡動力煤現(xiàn)貨平倉價降至1095元/噸左右，降幅超過1000元/噸。晉陜蒙主產(chǎn)區(qū)煤礦坑口價降至900元/噸以下。

隨著電煤供應(yīng)量和價格的穩(wěn)定，廣東電力市場的現(xiàn)貨價格有望在月內(nèi)就趨于穩(wěn)定，供給形勢也無需再擔(dān)心大規(guī)模的電力短缺。不過對于其他的一些省份來說，挑戰(zhàn)才剛剛開始。

11月5日，國家能源局山東監(jiān)管辦、山東省發(fā)改委、山東省能源局、國網(wǎng)山東省電力公司聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展山東省電力現(xiàn)貨市場2021年12月結(jié)算試運(yùn)行的通知》。這也將是繼2020年11月之后，山東省再度開啟電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行。

“希望有意愿參與山東電力現(xiàn)貨市場的售電公司，仔細(xì)衡量自身的能力和財力，做出慎重的選擇。”山東能監(jiān)辦一位負(fù)責(zé)人在山東電力交易中心組織的現(xiàn)貨業(yè)務(wù)培訓(xùn)會上意味深長的說，“去年11月的山東現(xiàn)貨市場，很多售電公司都賺錢了。但是今年的情況可能有所不同。”

煤價和電力供需形勢是山東省兩次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行最大的不同。去年煤價較低，電力供需相對寬松，進(jìn)而導(dǎo)致11月的現(xiàn)貨市場價格整體偏低，讓售電公司可以輕松獲利。但是今年的情況卻急轉(zhuǎn)直下。

“表面上看今年夏天山東順利迎峰度夏，但實(shí)際上一直是處于電力供需緊平衡的狀態(tài)。9月份全國大面積電荒，山東省也迎來了2009年之后規(guī)模最大、持續(xù)時間最長的有序用電。”山東省能源局的一位負(fù)責(zé)人說，“電煤庫存和價格也不樂觀。盡管山東是煤炭生產(chǎn)大省，但電煤的對外依存度高達(dá)80%。今年個別電廠的電煤庫存甚至低于7天。部分進(jìn)廠電煤價格一度也達(dá)到了3000元/噸�！�

在各項保供措施的嚴(yán)格執(zhí)行下，10月27日之后山東省再也沒有出現(xiàn)有序用電的情況，電力供需矛盾得到了初步的緩解。但是隨著冬季供暖季的到來，電力供需的不確定性又再度增強(qiáng)。這無疑給即將到來的現(xiàn)貨試運(yùn)行帶來了挑戰(zhàn)。

隨著全國性煤炭產(chǎn)量的增加，山東和廣東一樣，電煤短缺和價格高昂帶來的風(fēng)險大大減少。山東現(xiàn)貨市場更大的不確定性因素可能來自于其巨大的新能源裝機(jī)。

截至目前，山東省內(nèi)風(fēng)電光伏裝機(jī)超過4000萬千瓦，占到總裝機(jī)的30%以上。其中光伏裝機(jī)2534萬千瓦（集中式光伏880萬千瓦、分布式光伏1654萬千瓦）。

發(fā)電出力波動性極強(qiáng)的新能源一旦比例過高，就可能會給市場帶來巨大的沖擊。11月3日，山西省電力現(xiàn)貨實(shí)時市場均價突然驟降至159.84元/兆瓦時，2天前還在549.2元/兆瓦時，日前均價則更高，達(dá)605.13元/千瓦時。

造成價格巨大波動的直接原因就是山西省風(fēng)電出力的增加。根據(jù)山西省發(fā)電負(fù)荷一周內(nèi)的數(shù)據(jù)，風(fēng)力負(fù)荷從10月31日的380.3萬/千瓦時在三天內(nèi)就攀升到了11月3日的1033.8萬千瓦時。從占比山西全網(wǎng)負(fù)荷12.45%，突然飆升到33.83%。疊加光伏出力，11月2日和3日當(dāng)天新能源機(jī)組最大負(fù)荷占比分別達(dá)49.4%和54.1%。新能源大發(fā)讓火電機(jī)組出力下降，電力現(xiàn)貨價格也隨之大幅度降低。

山東省新能源裝機(jī)比例超過30%，可以說是名副其實(shí)的新能源大省。其中分布式光伏在新能源裝機(jī)中又獨(dú)樹一幟，因此山東省調(diào)度負(fù)荷曲線在白天形成了早晨、傍晚兩個用電高峰，而除夜晚外，還有中午（光伏發(fā)電出力最大時段）的另一個谷段。

但新能源發(fā)電的波動性不會隨著地理位置的變化而改變，即便是隨著太陽東升西落規(guī)律變化的光伏發(fā)電也會有“不靈”的時候。據(jù)上述山東省能源主管部門負(fù)責(zé)人介紹，今年山東省就遭遇過一次4000多萬新能源發(fā)電裝機(jī)出力僅50萬千瓦的情況。

山東省在去年11月的現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行中也感受到了分布式光伏出力波動對負(fù)荷預(yù)測的較大影響。2020年11月5日，盡管日前全省11個地市多云，但日內(nèi)實(shí)際大部分地區(qū)陰天，光伏出力負(fù)偏差高達(dá)39%。這導(dǎo)致9：30至15：00這5個多小時里負(fù)荷正偏差2000~3000MW，市場競價空間大大增加。

最終該時段實(shí)時出清均價為399.35元/MWH，比日前平均價高出了146.74元/MWH，實(shí)時與日前的最大價差也高達(dá)246元/MWH。

不過，新能源也并非都是“攪局者”的角色。高比例新能源也意味著巨大的消納難題。山東省作為新能源裝機(jī)超過4000萬千瓦的省級電網(wǎng)，新能源裝機(jī)增速遠(yuǎn)超負(fù)荷增速和調(diào)峰能力增速。由于光伏（尤其是分布式光伏）比例很高，山東省內(nèi)午間調(diào)峰壓力日益增加，時段性消納矛盾突出。

而到了供暖季，由于供暖機(jī)組采取“以熱定電”方式確定開機(jī)容量，山東省調(diào)直調(diào)供暖火電最小開機(jī)達(dá)到了3700萬千瓦，系統(tǒng)調(diào)峰能力下降至700萬千瓦。

2021年正月初一（2月12日），山東省負(fù)荷低谷時段集中式新能源和10千伏以上分布式光伏全部棄電，在火電機(jī)組深度調(diào)峰后電網(wǎng)仍然負(fù)備用不足，又調(diào)用6臺火電機(jī)組滑參數(shù)調(diào)峰才滿足低谷負(fù)荷平衡需求。

此前一直是山東省電改核心矛盾的外來電，此次將成為電力市場的邊界條件。“外電簽中長期合約，并進(jìn)行偏差考核結(jié)算，也是一定程度的進(jìn)入市場。”山東省內(nèi)人士說。

在電力供需寬松的情況下，外電努力想要進(jìn)入用電省份。而隨著電力供給的緊張，外電不得不重新開始考慮如何才能實(shí)現(xiàn)利益最大化。而曾經(jīng)在各地外電入市問題上扮演重要角色的電網(wǎng)公司，也不得不重新考慮自身定位。

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