2017年8月28日，国家发改委、能源局下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，四川成为8个电力现货市场试点省份之一。
（来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）
作为目前国内水电装机容量最大的省份，四川省近年来一直是电力输出大户。但与之同时出现的，是愈发严重的弃水问题。发、用两端严重不平衡的四川省在电力现货市场建设的道路上，困难重重。
四川省售电公司在2019年的日子也不好过。2018年初入市场的售电公司轻松获利，但在2019年却一败涂地。什么样的问题造成了这一情况？
以水电为主要电源的北欧电力交易市场是最接近四川省电力市场的国际范例。尽管有着诸多的不同，但是北欧的成功经验对于四川省的电力现货市场建设也有着一定的借鉴意义。
本报告将详细展现四川省电力行业的现状、2019年电力交易情况、售电公司的盈亏分析、现货建设情况、北欧电力交易市场的借鉴意义。
四川省发电装机情况
四川省水能资源极为丰富，为水电开发提供了便利条件。截至2018年底，四川省水电装机7824万千瓦，占全省发电装机容量的比例高达79.6%。水电装机容量排在全国第一位。
火电是仅次于水电的四川省第二大电源。截至2018年，四川省火电装机1575万千瓦，占全省装机容量比例16%。除了水电和火电，四川省的风电和光伏装机容量434万千瓦，占比4.4%。
综合来看，四川全社会装机容量9833万千瓦，其装机容量在全国排名第五。
与四川省发电大省地位相对应的是，四川省内电力消费和需求水平并不高。2018年四川省2018年地区生产总值达到40678.13亿元，同比增速8%，位居全国第六。
在发电量方面，得益于庞大的装机容量，四川省2018年发电量3498.6亿千瓦时，排名第五。而全社会用电量为2459.49亿千瓦时，排名全国第八。显然，四川省属于典型的电力输出省份。
四川省电网情况
2.1 地方电力历史
由于历史原因，四川省内长期存在由地方、群众兴建和经营管理的水（火）电站及配套电网、输变电工程。这些被统称为地方电力。在2002年电改之前，这些地方电力发电量可以占到全省发电总量的1/3以上，四川省内约7成的县和乡镇要依靠地方电力。
由于地方电力普遍存在缺乏调峰能力、基建水平低等问题，在全国农网改造的过程中，四川省内地方电力也需要进行改造升级。在1998年开始的全国农网改造中，国家电网最初坚持网改资金实行“一省一贷”，地方电网要改造必须交国网代管。后改为“一省两贷”，增加了四川水电产业集团公司作为承贷主体。
大电网直供县、代管县的农网改造国债资金（资本金）和银行贷款用还贷基金还贷后形成的农电资产，统统归大电网所有。电网利用这部分资产来代管、上划、控股、股改地方电力企业。
目前四川省内原本自供电的地方电力企业大多被国家电网代管。由四川省水电投资经营集团控股参股的地方电力区域，目前约占全省人口的22.16%。
2.2 外送通道
四川水能资源丰富，是我国最大的水电基地。为满足水电大规模外送消纳，国网四川省电力公司先后建成向家坝-上海、锦屏-苏南、溪洛渡-浙西等3回特高压直流输电线路，德阳-宝鸡超高压直流线路，以及四川至重庆4回交流线路，形成了“四直四交”外送格局。截至2018年四川电力外送能力已达到3000万千瓦，居全国首位。
截至2018年底，四川电网共有换流站4座，换流容量2460万千瓦，直流线路长度1094公里；500千伏交流变电站51座，变电容量8480万千伏安，居全国第三位，线路长度16291公里，居全国第一位；220千伏变电站295座、变电容量9017万千伏安，线路长度25497公里。
四川省内已形成以500千伏网架为骨干、220千伏网架为支撑、覆盖全省各市州、全电压等级的较为坚强的电力输配网络，并通过锦苏、复奉、宾金、德宝直流以及川渝、川藏交流通道分别与华东、西北、重庆、西藏电网相联，满足省内用电和跨省跨区能源优化配置需求。
四川省电力发展的问题
3.1 火电企业亏损问题
3.1.1 火电亏损情况
由于四川省内电源结构比较单一，且水电本身无法实现调峰的作用。因此四川省内的火电机组承担了全部调峰的作用。
首先，火电机组的特性决定了其并不善于调峰。另外，四川省的火电企业近年来的生产经营状况较差，也让其参与调峰缺乏足够的积极性。
根据媒体报道，2018年8月，四川11家火电厂负责人“集体拜访”省级主管部门，反映经营困难情况，希望政府出手“救救火电”
我们从两家上市发电公司的财务报告中，选取位于四川的火电企业数据来观察四川火电企业的状况。
神华四川能源有限公司和四川广安发电有限责任公司是隶属于央企——国家能源集团和中国华电集团的四川火电企业。从两家公司近4年的净利润情况我们能够清晰地发现，从2015年开始，两家公司的净利润一路下滑，连年亏损。到了2018年，业绩才有所回升，其中神华四川能源有限公司2018年依然亏损1.73亿。
四川省火电企业经营状况不佳的第一大原因就是较高的电煤价格。从上图我们能够看到，四川省电煤价格指数一直高于全国水平。而且从2015年开始，以去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板为重点的供给侧结构性改革推进以来，煤炭价格由于产量下降，出现了大幅上升。
此外，四川省属于煤炭资源输入省份，2016年下半年开始，有关部门对公路运输违法超载超限、货车非法改装开展专项治理，客观上也促使以前通过公路运输的运力转到铁路上来。在煤炭需求回升的情况下，短期内铁路运力来不及调整，造成一些关键线路车皮紧张，加剧了煤价上涨。
3.1.2 政府救市措施不成功
根据2015年2月印发的《四川省统调统分公用燃煤机组电价补偿试行措施》，为弥补“特殊电源结构”造成的损失，燃煤机组可按年度清算情况，以0.08元/千瓦时的标准获取补贴，2014年起试行2年。
四川省发改委先后三次（2015年12月、2016年9月、2017年11月）对公用燃煤机组欠发电量电价补贴做了公示，要求根据上年水电超发电量收益清算，分别为燃煤机组补贴约2亿元、4.99亿元和1.89亿元。
但是从企业反馈来看，补贴发放标准并不统一。企业之间拿到补贴的数额差距较大。而且这份文件已经失效。火电企业自2018年开始，就无法再获得政府补贴。
根据四川省人民政府印发的《四川省"十三五"能源发展规划》，截至2020年，四川省水电装机将达到8301万千瓦，新能源装机达到912万千瓦。随着水电和其他新能源发电的持续发展。在优先发展水电等可再生能源的大背景下，火电企业未来可能会遭遇更加严峻的环境。
3.2 水电企业问题
3.2.1 弃水问题突出
根据最新全国水力资源复查成果，四川省境内水力资源理论蕴藏量1万千瓦及以上河流共781条，加上各小流域水电蕴藏量，四川水力资源理论蕴藏量可达1.64亿千瓦左右，仅次于西藏，居全国第二位；技术可开发装机容量1.55亿千瓦（含界河电站3100万千瓦），年发电量7109亿千瓦时，位居全国第一。
从2012年开始，四川弃水问题逐渐凸显。国家电网四川电力公司数据显示，2012年至2018年，四川电网调峰弃水电量分别为76亿千瓦时、26亿千瓦时、97亿千瓦时、102亿千瓦时、141.43亿千瓦时、139.96亿千瓦时、121.58亿千瓦时。
四川省历年调峰弃水量
3.2.2 新建水电站投资回收难
水电站具有前期投资规模大，燃料成本低，盈利能力强的特点。目前国内水电站建成投产之后，有10年左右的投资回收期。建成投产10年以上的水电站，在已经回收固定投资之后，变动成本仅少量运营成本，是名副其实的“印钞机”。
2012年，四川省水电装机容量超过湖北，一跃成为全国最大的水电基地。随后2年四川的水电装机呈现阶梯式递增：2013年5266.23万千瓦，2014年飙升到6170万千瓦。
2014年，溪洛渡、向家坝、锦屏、川云水电及雅砻江等大型电站相继建成并发电，也正是从这一年，四川省开始面临严重的弃水问题。2017年，四川省调峰弃水量接近142亿千瓦时，实际弃水量约在500亿千瓦时左右。
2012年开始陆续建成投产的水电站，除了要面对严重弃水问题外，其自身投资本就要有一定程度的提高。
由于对环保、移民的要求提高，水电站的造价直接从02年左右的7000—8000元/千瓦提高到现在的1.2万元/千瓦。
更高的成本、越来越严重的弃水，还没有结束投资回收期的水电站不说盈利，甚至连投资回收期都变得更加漫长了。
四川省新一轮电改历程
2015年新一轮电改开启后，2016年3月，四川省入围输配电价改革试点范围。同年5月，四川省电力交易中心正式挂牌成立。2016年9月，国家发改委、能源局正式批复四川省电力体制改革试点方案。对四川省方案的复函指出，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，有序向社会资本放开配售电业务，培育独立市场主体，组建相对独立的省级电力交易机构，推进建立公平规范的电力市场交易平台，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应，进一步强化政府监管，探索建立主体多元、竞争有序、监管有力的电力交易市场体系。
2017年1月，四川省能监办发布《四川电力市场交易基本规则（征求意见稿）》。3月1日，2017年四川省直购电交易正式启动，首单完成交易电量17.2亿千瓦时，共有92家发电企业参与交易。本次交易是四川电力交易中心有限公司成立以来，首次独立组织的省内市场年度交易。
2017年4月《四川省售电公司注册办事指南（暂行）》发布征求意见稿。6月，四川能源监管办、省经济和信息化委制定了《2017年四川电力交易指导意见》。8月，四川第一批售电公司21家已通过公示。
2017年10月，四川省经信委、四川省发改委、国家能源局四川监管办、四川省能源局日前联合下发了《关于进一步推进我省电力直接交易市场化的指导意见》。意见中称，将规范完善直购电的相关扶持政策，扩大发电企业参与电力市场范围，全面放开售电公司参与电力市场，稳步推进进商业用户进入电力市场，积极开展产业园区直接交易试点，稳妥开展跨省跨区富余可再生能源电力现货交易试点，放开地方电网（趸售区）进入直接交易市场，有序推进其他特殊行业企业完全电力市场化。
2018年开始，售电公司正式开始参与电力交易。
2019年四川省电力交易
5.1 市场主体情况
截至2018年底，四川电力交易平台共注册市场主体3346家。其中：发电企业286家，电力用户2864家，售电公司196家。
5.2 2019年交易规则
2019年1月，四川省经济和信息化厅、四川省能监办联合印发《2019年四川电力交易指导意见》。2月，印发《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》。
交易电量：
用电企业纳入市场放开范畴的电量应全部参与市场化交易，按照全水电配置，并结合直接交易、留存电量政策，合理确定电解铝企业铝电直接交易电量、市场留存电量。发电企业参与铝电直接交易的水电电量在计划外单列。符合四川省直接交易条件的水电企业均可参加。
交易方式：
以年度交易为主，月（周）交易作为补充。年度、月（周）交易采取双边协商方式进行，或通过挂牌交易形成。
交易品种：
2019年四川电力交易分为直接交易、发电侧合同转让和辅助服务交易。
其中直接交易共有：常规直购、铝电合作、战略长协、跨省联动、富余电量、低估弃水、留存电量、居民替代等8个类别。
发电侧合同转让共有：常规型、互保型、关停替代等3个类别。
辅助服务交易共有：自动发电控制、有偿调峰、黑启动、短期发电等4个类别
售电公司限制：
售电企业可代理除铝电合作和居民电能替代以外的市场主体参与批发市场电力直接交易，并按代理的交易品种设置交易单元。
售电企业可以和发电企业直接双边协商交易，也可以通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易。售电企业年售电量应与其资产总额以及缴纳的保函金额相符。
偏差考核：
市场电力用户、售电企业、趸售区电网企业正偏差考核阈值为4%，负偏差考核阈值为-4%。非市场电力用户正偏差考核阈值为5%，负偏差考核阈值为-5%。
发电企业正偏差考核阈值为2%，负偏差考核阈值为-2%。
2019年四川省发电侧偏差考核标准（单位：元/千瓦时）
5.3 2019年省内交易结果
四川电力交易中心发布的《关于2019年省内市场化年度交易结果的公告》显示，共计348家市场主体参与了2019年省内年度市场化交易（其中发电企业223家、批发用户42家、售电公司83家），总成交电量649.62亿千瓦时，水电交易均价0.219元/千瓦时。
其中，用电侧售电公司成交电量562.63亿千瓦时，批发用户成交电量86.99亿千瓦时。水电成交电量512.14亿千瓦时，火电配置电量134.00亿千瓦时，风电及光伏电量3.48亿千瓦时，水火比78.8：21.2（风电及光伏计为火电）。
年度交易中，以双边协商交易方式成交的电量占比77.82%，平台集中交易成交电量占比22.18%。
年度交易中，83家售电公司，代理了3146家电力用户，年度签约总量660.53亿千瓦时，水电签约均价0.229元/千瓦时。
表1—表5：2019年省内市场化年度交易具体结果
5.4 2019年四川省内电力交易主要特点
5.4.1 战略长协与常规直购出现价格到倒挂现象
在售电公司参与的交易品种里，战略长协和常规直购占据了绝大部分的交易电量。其中战略长协的水电批发平均价格为0.198元/千瓦时，零售市场代理平均价格为0.203元/千瓦时。常规直购的水电批发平均价格为0.255元/千瓦时，零售市场代理平均价格为0.265元/千瓦时。两种交易品种都出现了零售价格与批发价格倒挂的现象。
造成这一现象的主要原因是售电公司代理用户的零售电价普遍降低了约1分钱，而批发电价基本没有变化，甚至有所上涨。2018年，四川省内长协水电交易均价0.1915元/千瓦时，2019年价格同比增长了0.0065元/千瓦时。2018年，四川省内常规直购交易均价0.3069元/千瓦时，2019年价格同比降低0.0519元/千瓦时。
5.4.2 低谷弃水和富余电量成为售电公司盈利主力交易品种
2019年，四川省向售电公司开放低谷弃水交易品种。低谷弃水批发平均价格0.062元/千瓦时，售电公司代理零售平均价格0.085元/千瓦时。富余电量水电平均批发价格0.09元/千瓦时，售电公司代理零售平均价格0.105元/千瓦时。
5.4.3 售电公司盈利状况恶化
5.4.3.1 低价竞争策略失败
2018年，四川省售电公司参与电力市场化交易的第一年，常规直购电交易均价为0.2701元千瓦时。而四川电网趸售目录电价工商业用电的最低价格为0.4298元/千瓦时。售电公司因此普遍在2018年获得较好的收益。
然而情况在2019年发生了变化。售电公司为了与竞争对手争抢客户，相互之间进行低价比拼；或者是为了争取客户，售电公司报出低价。售电公司本意是通过手中的客户资源在战略长协交易中让发电企业在价格方面做出让步，取得更低的批发价格。
但是四川省发电企业在战略长协交易品种上采取了价格联盟的策略，批发价格普遍高于售电公司的代理零售价格。
5.4.3.2 丰枯折价系数
为了消除市场用户丰枯水期用电结构不同带来的影响。四川省电力交易引入了丰枯折价系数的概念。市场用户的最终签约价格需要由用户报价和系数计算后得出。
系数K=278.2*（2/12-平水期电量占比）+278.2*（1+24.5%）*（5/12-枯水期电量占比），而|K|≤86.4。
最终签约价格（元/兆瓦时）=市场用户报价（元/兆瓦时）-K。这也就意味着，当用电侧丰水期用电比例高，K为正，实际签约价格就低于报价；反之，就高于报价。
5.4.3.3 10.08%的成交率
绝大多数售电公司还是参照去年市场同期水平来细微调整设置，忽略了市场各种因素对电价的影响。由于大量售电公司没有在战略长协交易中签到合适的价格，且小水电发电量较少，导致常规直购年度集中交易的成交均价相比去年有了大幅度提升，达到了0.3071元/千瓦时。整体成交率只有10.08%。
5.4.3.4 大面积亏损假设售电公司能够将K值控制在最佳的86.4，用成交均价307.1元/兆瓦时来倒推测算：签约价=307.1-86.4=220.7元/兆瓦时，也就是0.2207元/千瓦时。
事实上，绝大部分售电公司的K值都在50以下，这也就是说签约价要高于0.257元/千瓦时。据了解，四川省内的大批售电公司在2019年采取的是先签代理合同再签批发合同的策略。而代理合同参考了2018年的结果，并乐观估计了2019年的批发电价。许多零售代理合同电价只有0.24~0.25元/千瓦时的价格水平。
这就导致四川省内签约电量大（战略长协、常规直购交易量多）的售电公司在2019年面临着巨额的亏损压力。而签约电量小的售电公司通过与中小水电站的合作、增加签约低谷弃水和富余电量交易等措施，反而能够实现盈利。
