供需紧张的大省，外省电入市价格是贵是便宜，很大程度上影响省内用户用电成本。如今，“新能源消纳落实到用户”以及“电力市场化交易范围扩大”两部“双碳”马车并驾齐驱，让外电入市不再只局限于网对网、保量保价。于是，省外绿电、火电怎么参加省内电力市场，成为政策层面一大议论焦点。
（来源：微信公众号“享能汇”作者：享能汇工作室）
一、典型：浙江外来电参加省内中长期
2022年1月10日，浙江电力交易中心发布的《省能源局关于做好2022年度电力市场化交易相关工作的补充通知》中，外来电参与方式发生巨大变化，部分省外电可直接与购电侧签约。
如：宁东基地煤电参与进省内市场化交易，与电力用户或售电公司签订市场化交易合同，在北京电力交易平台交易，见下图：
图1: 浙江外来电2022年可与售电公司及用户直接签约
就在2022年以前，浙江省外来电只参加普通直接交易（与售电公司、大用户无关），如下图：
图2:来自浙江2021年直接电力交易方案
（关于浙江省普通直接交易和售电市场的区别，参考浙江“兜底”售电为何有人点赞有人不爽？一文）
最新文件发布，意味外来电参加中长期市场，甚至现货市场是必然趋势：
用电侧，基于国家层面1439和809号文精神，浙江2022年的售电市场总盘打开，售电市场电量已经骤增。发电侧，《浙江2022年电力市场化交易方案》提及，“除保障居民、农业用电的保障性电源外，其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易，确保市场内发用两侧可交易电量规模匹配。”
二、浙江外来电占比到底有多大？
浙江省内电力装机在2020年突破了1亿千万瓦。省内火电占比超过60%，次为光伏15%，水电占12%。
图3: 截至2020年底，浙江省内装机情况（单位：万千瓦）
但由于省内电力需求刚性不断增加，省外来电占比偏大：
根据浙江去年3月发布的《2021年度全省电量平衡表》，其中计划外购电量1840亿千瓦时，占全社会用电量预测值35%。（如下图）
图4:来自浙江2021年电力电量平衡方案
浙江电力高峰季节，外来电可占总电力1/3左右。如，去年由于工业用电量的反弹提速，再叠加天气原因，7月13日13时32分，浙江全社会最大用电负荷首次破亿，超出了年初省网预测的9800万千瓦，是继广东、江苏之后，第三个负荷破亿的省级电网。
而很明显，根据省内电力供需平衡情况，每年夏冬两季，浙江存在电力硬缺口，需要通过另购电力，或负荷响应来缓解矛盾。（见下图）。
图5:来自浙江2021年电力电量平衡方案
三、外来电入市获得最新中长期规则支持
国家层面1439号文和809号文的印发，对于浙江省中长期交易影响颇大。
浙江于2019年印发中长期交易规则，并于2021年底印发修订版，修订版提出“把省外电视同省内电厂/机组参与浙江售电市场交易”。而2019年版本提到外来电与省内机组一视同仁，还需“待条件成熟后”。（下图看两版区别）
图6:来自浙发改能源〔2019〕405号文
图7:来自浙发改能源〔2021〕427号文
四、那么价格是否支持省外电入市？
政策支持是其一，另一个重要条件是价格。
12月底，一度有传言，“浙江有钱也买不到电”，更因此导致电力现货结算试运行在1月份停摆。这里说的买不到电，就是买不到外来电。随着1月10日最新补充方案的发布，这一“买不到电”的疑虑被打消。
但享能汇认为，外来电进入省内市场，已今时不同往昔，正在极大程度挑战电力市场规则制定者。
1. 首先价格作祟。
以往外来电多是火电，或者是火电和新能源打捆销售，价格偏低。但如今，随着煤炭、天然气成本提升，火力发电成本也升高，在2021年电力现货结算试运行期间，有出现这样一种情况：送出省份的火电机组不想带满，怕因此拉低省内价格，但必须要给受入省份保供，因此不得不带满发电，导致省内电价拉低的情况。另外，绿电也从全额保障转为入市交易，绿电价格今年开始也推高了市场的想象，有些高出标杆电价10%，有高出30%的，宁夏绿电交易比标杆电价上浮了6分以上。
由此可见，不论火电，还是绿电，都不那么愿意便宜卖了。
2. 双碳背景改变衡量标准
双碳背景下，各省碳减排指标落实，消纳绿电交易成为降低排放的重要方式，而绿电交易也势必成为香饽饽。消纳绿电，到底算送出端的贡献，还是受入端的贡献，如果边界不说清楚，恐怕谁都想把KPI留给自己。这就好像，当年买方占上风，三十年河西，三十年河东，如今新能源送出省份选择权多了起来。年度政府间协议，不再是电力送出的唯一选择，如今，绿色价值是不断看涨的，哪里的价格好，自然就往哪里送。
五、浙江外来电入市意味着什么？
外来电进入省内中长期市场与购电侧签约，浙江并不是第一个，山东、安徽都有先例。
1. 进入市场交易的外来电，如果匹配的是工商业用电，就意味着电价也将随行就市。比如，各省都在陆续推出新的尖峰电价政策，浙江省本来就有尖峰电价，最新的政策是，夏季7、8月，大工业高峰电价在平时（非7、8月）基础上再相应提高2分，低谷电价在平时（非7、8月）基础上再相应降低2分。那么电力缺口期间，外来电是否也当随供需情况入市？
2. 浙江省内负荷侧资源潜力急需发掘
一次能源有缺口，电力有缺口等劣势对浙江这个经济大省有一定的钳制，而放眼未来，外电涨价状况将屡屡发生，再加上能耗指标严格，这一局放在浙江省面前，看似施加了被动的压力，也带来无限的置之死地而后生的转机，浙江有信息化程度高的优势，中小型用户资源分散，如果能依赖电力市场化，带动中小用户强化需求侧响应能力，促进储能行业的发展，催生出“用户侧辅助服务”商业模式，对电力行业而言，将缓解电力硬缺口，对双碳目标而言，也将不失为工业转型典范。这其中的核心，就是电力价格的波动。
据悉，浙江2021年，已多次进行用户侧辅助服务测试，同时，参考重磅！“缺电”的浙江：2023年全省建成并网100万千瓦新型储能示范项目一文。
3. 省间交易将越来越频繁
国网已经发布《省间电力现货交易模拟运行方案》，这周《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》也印发，市场成员包括发电企业、电网企业、售电公司、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业（包括新型储能、抽水蓄能电站）等。可见外省电参加到省内中长期交易，或者参加省内电力现货交易已成定数。
政策已经铺路。
那么拿电力交易的供需平衡来说，供应侧一头，其中点对网（就是有明确的机组）外来电量将逐步提升。
拿中长期来说，浙江省内有绿电消纳需求的用户买省外绿电可行性变大。
