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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,上期谈到了怪圈的成因(点此阅读),这一期就来谈谈如何破局吧。
以下文章为甘肃市场主体撰稿,不代表晶见立场。
上一篇对甘肃省2018年直购电的现状进行了罗列(点此阅读),行业同仁们也了解,其中涉及到对一些政策和做法的质疑,也是客观存在的问题。当然,另一个很关键的因素是由于甘肃特殊的工业结构和装机结构造成。
发电方面
一是新能源装机的占比达到总装机的45%,发电量接近总发电量的25%,这在全国来说都处于领先水平,而大规模的新能源投产需要火电机组保持最小开机方式为其调峰,所以曾今某位地市领导告诉媒体火电挤占了新能源是立不住脚的,火电企业也在哀叹:既生瑜,何生亮;
二是为减少弃风弃光、提高新能源省内消纳能力与保障民生采暖需要、热电联产机组发电以及水电不弃水之间矛盾比较突出,且与直接交易用户侧电量匹配困难,也就是说用户分月电量并不是真正意义上的匹配到不同的发电企业,实际执行中是结算出来的;
三是省内公用机组非优先发电为“0”,也就是说省内用电空间已经无法保障全部优先发电计划安排;
四是煤价高位运行,火电企业毫无竞争力可言,参与直接交易能力较弱。
用户方面
甘肃以原材料加工为主的工业结构明显偏重,20%大工业用户掌握着80%的工业用电量,工业发展和电力生产之间依赖性较大。且由于市场影响和行业性质,生产存在着一定的“随机性”。一方面是发电企业的不断让利,挣扎在垂死边缘,一方面是用户怎么让都达不到期望,且频频减产、甚至停产。而且从这几年的情况来看,一味的让价不但没有从根本上拉动用电量的上升,还使得发电企业入不敷出,“输血”并没有变成“造血”。有业内人士开玩笑说:这就如同扶贫,扶了三年,穷的没扶起来,自己却变成了更穷的。
甘肃直接交易似乎总是在这个怪圈中绕来绕去。笔者也和同仁交流过一些看法,得出的结论是:甘肃火电再无空间进行直接交易。从现实情况来看也是如此,这就导致直接交易规模不可能不断做大。同时新能源企业的同仁们似乎也不太理解,觉得新能源必须要保障,不能参与直接交易。
曾在2016年,甘肃省工信委下发了一份文件,规定甘肃省风电按500小时、光伏按400小时的基数进行保障性收购,一时间引起一大批专家学者和新能源企业的抵制,最后迫于压力被国家收回,从当时甘肃电力市场实际出发,笔者认为甘肃已无能力达到更高的保障要求,出此下策实属无奈,是政府和企业都不希望出现的结果。
那么再说直接交易的话题。现阶段解决矛盾的途径似乎都可以归结到发展上,长期来看,经济的不断发展,市场的不断完善都可以化解现有的矛盾,问题的关键是我们的火电企业可以坚持多久?真正困难的用户能不能坚持下去?
从短期来看,用电量的快速增长可以解决一部分矛盾。经济学角度认为扩大生产要基于生产成本的下降或成品的价格提高。用户只有扩大生产规模用电量才会上升,发电侧只有电量不断的增长才会生存下去。直接交易的目的是让大家都活起来,不是把谁压榨干了,然后死了,那样最终的结果是谁都活不下去,“皮之不存毛将焉附”,不管是火电企业、新能源企业、用户都是相互依存的,所以各方都要回归理性,增进共识。如何走出直接交易“怪圈”,是摆在大家面前共同的问题。
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