文山电力:直击灵魂的三个问题(之三)

     10亿千瓦时电量低价入手。蓄能电站泵声轰鸣,峰谷价差0.4元卖出,4亿元舒服到账。这就是抽水蓄能电站最吸引投资者的模式。盯着广东电力市场0.7元、0.9元甚至更高的实时电价,再瞅瞅低谷期0.2元的白菜电价甚至零电价,峰谷价差让文山电力的投资者血脉偾张,说老实话,这也是吸引我不断阅读资料研究文山电力的动机。今天就来探讨深入灵魂的三个问题:低价电量从哪里来?有多少?能不能抢得到?

有投资者说:简单!去电力交易市场买啊。这的确是个好想法。

广东电力市场最早的历史可以追溯到2006年,试点的初衷,是为解决用电大户电价高的问题。试点结果很理想,参与购电的用电大户电价都出现一定幅度下降。

正是因为之前的不断尝试,所以在2015年11月28日,国家发展改革委发布的《关于同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点的复函》,重庆、广东成为首批售电侧改革试点。当时进入市场购电的用户标准:年用电量8000万千瓦时以上的省内大型工业企业;用电量5000万千瓦时以上的商业用户。

电力市场已经运行很多年,不过,因为牵涉到方方面面的巨大利益,电力市场每年都在进化——在发现问题解决问题的过程中不断完善。有两点是确定的:一是电力市场规模不断增加,刚开始,市场交易的电量是100亿千瓦时,到2022年,进入电力市场的规模超过3000亿千瓦时;二是进入电力市场的用户标准越来越低,2015年,年用电量8000万千瓦时的企业才能进入市场交易,而2022年只要用电量超过300万千瓦时的用户,就能拿到市场准入证明。

广东电力市场的天花板在哪里?

2021年,广东、山东、江苏等三个省份全社会用电量首次突破7000亿千瓦时。其中,广东和山东2021年用电量分别为7867亿和7383亿,同比分别增长13.58%和6.38%。

广东居民用电,大概是每年1000亿千瓦时以上,因此,广东电力市场的规模上限估计约6500亿千瓦时。2022年预计进入电力市场的电量已经超过3000亿,已经是一个不小的比例,毕竟用电量不大的企业,没有必要把用电这么简单的事情搞得很复杂。

电力市场运作很复杂,光看文件,一般人也不一定能明白,有时参与者也会被新问题搞得抓耳挠腮。好在作为一个投资者,只要大致了解就行。

假如你是电力市场的中小用电户,一般你都会找一个专业的售电公司帮你买电,专业的事情交给专业的人做,对吧。

售电公司,根据用户每天什么时段用多少电量,描绘用电曲线,然后售电公司根据其所有客户的数据,再绘制一个总用户的电量曲线,根据每个时段的用电量,在市场上找到发电公司,根据国家制定的基准价(不同的用户性质,电价也不同),在一个浮动范围内,以协定好的价格,敲定好合同。

很多投资者,只看到了电力市场的电价高,却没有了解这个合同。那些高价格的电力,又是怎么形成的呢?

我试着简单说一说。把电力市场简单分成三个部分:中长期交易、日前交易和实时交易。中长期交易,就是上面说的那个合同,这个是协定价格交易。但是作为一个售电公司,你能力再强,也不可能准确预测客户一年内的用电曲线,因此,售电公司汇总手头客户的用电需求后,不可能100%简单汇总,还要响应用电客户的临时需求,因此,售电公司会根据自己在行业内的经验等等综合因素,将大概80%左右的电量,和相应的发电公司签订中长期协议价格。然后预留20%左右的电量来根据情况在日前交易市场和实时交易市场购买。

日前交易市场,是什么意思呢?就是用电户突然接到一个临时订单,明天要开工,耗电量就要增加,于是提前一天通知负责售电公司这个中介:拜托明天你在某个时间段多买X千瓦时的电。接到客户指令后的售电公司就得赶紧去联系发电方,这个提前一天决定购买电的价格,一般情况下,自然比之前的协定价格要高一些,但还不是最高的那一种电价。

最高的电价,就是实时交易市场确定的电价。什么意思?就是用电户当天突然发现,某种原因导致某个时段电量即将大幅增加,超出以前的规划,于是就通知售电公司:赶紧购买某个时间段Y千瓦时的电。一个平静的市场突然涌入买单,价格自然会上涨,可能就从0.5元,上涨到0.8元,0.9元,如果某个时间段多来几个抢电大户,价格甚至上涨到更高,譬如1.5元/千瓦时。实时电量,随时满足需要,价格自然容易拉到最高。

从电网的角度看,不太希望高比例的电价为中长期协定价格,因为这个样就让整个电力市场显得不活跃。但实际运行中,如果没有中长期合同,又碰上2021年下半年煤炭价格大幅上涨那种情况,估计电网就头疼了。总之,协定价格目前依然是主流,大概占比在80%以上,日前价格的交易规模次之,占比最少的应该就是实时交易电价市场,实时节点均价,也是最高的。

上图就是广东电力市场在去年5月搞的一个改革后的竞价情况,后面煤炭狂涨,火电企业巨亏,修改部分规则后11月重新开始,改革后现货市场均价上涨到0.7元/千瓦时,考虑到煤炭价格的上涨,这个涨幅可以理解。但我没有找到变化后的现货市场整体数据,只能选择2021年5月的数据参考。请注意各个市场成交均价,做投资,预期保守点有好处,别总是盯着最高价和最低价。

明白电力市场大体是如何运作的,再来看看抽水蓄能在电力市场能否大有可为。

从广东电力市场看,2022年市场规模确定大概是3150亿千瓦时,协定价格不超过3000亿千瓦时,也就是说,留给日前交易和实时交易的电量,大概就是150亿千瓦时(实际运行中大概率会增加)。假设日前交易市场和实时交易市场各占50%电量,估计就是75亿千瓦时的规模。

这是去年5月改革时的数据。现货市场占当月市场用户电量的10.6%,这个比例不高;再就是2021年5月的日前和实时均价,与当月的最高价之间,是不是有不小的差距?

在2022年假设的75亿千瓦时实时交易电量里,有多少属于高峰或者尖峰电量,我手头没有数据。作为调峰电站,有燃煤机组,有水电机组,还有为调峰而生的燃气机组。实时交易电量就是那么多,当有高价格的实时电量出现时,是否轮到抽蓄电站来出手?或者说,电网是否会调用抽蓄电站来参与?这还真是个难题。

按照我的理解,每个能参与调峰的机组总要吃点肉吧。譬如在2022年1月12日,粤电力下属广东粤华发电公司气代煤发电项目(#3机组)获得广州市发展和改革委员会核准批复。这个机组显然就是冲着调峰而来,投资15亿新建1台600兆瓦级(H级)燃气蒸汽联合循环调峰机组,设计年发电量约23亿千瓦时。这台机组投产,如果长期抢不到高价电,能好好活下来?

所以在抽蓄电站参与电力市场交易(特别说明:不参与电力市场交易的行为不在本文探讨之列)的问题上,我的预期是:参与市场化交易是必然的,交易肯定能产生利润,但产生的利润,电网爸爸要拿走8成,所以投资者暂时不要对电量交易利润值存在过高预期,毕竟抽蓄电站的主要功能是保证电网的稳定,有容量电费保底,早早端上铁饭碗,肉,也要给别人留点。有投资者就喊口号:宁可不要容量电费,也要参与电量交易赚大钱。

先算账:75亿千瓦时的实时交易市场,假设抽蓄拿到50亿千瓦时,峰谷价差平均0.4元,净利润20亿元,抽蓄拿2成,贡献给文山电力的就是4亿元。多吗?

思考,思考,再思考,你一个公用事业公司,非得砸破铁饭碗,想要赚得盆满钵溢,电网爸爸和其他调峰机组能同意吗?坐地收钱的电网爸爸现在也拼命保持低调呢。

以上就是我理解的广东电力交易市场的一些情况。希望专业人士能指正或补充。

    电力市场谈完,再来谈谈低电价。

为何出现低电价?抽蓄爱好者憧憬的零电价甚至负电价,大概也就是2019年开始零星出现。为什么会出现?就是在碳中和的背景下,电网必须加大新能源电量的容纳,那么在实时电价市场,可能某个用电低谷时期,新能源电量突然不可控制的增加,此时,电网只能要求某个燃煤机组减少电量,而这个机组可能已经处于低发电阶段,继续减少发电,可能对机组安全运行造成损害,于是该机组就报出零电价来谋求继续发电,甚至权衡再三会报出负电价求活命。这种情况,本身很罕见。特别是2021年下半年以来,煤炭价格狂涨后,这种情况应该会更罕见。道理很简单,在煤价高涨标杆电价不动的情况下,煤电机组本身就是用“爱心”发电,发得越多亏得越大,躺平停机检修不香吗?所以,指望火电能提供稳定的低电价,这是不可能的。同时这也说明电网的电源结构不合理,得改。

怎么改?一方面,让更多的火电机组进行改造,能参与深度调峰,说白了,就是电网要求更多的火电机组能大幅降低发电功率,譬如降低到设计功率30%还能不死机。广东火电和气电供应占比较大(见下面表格),如果煤电机组都能参与调峰,就不会出现某个机组报出零电价求生存。另一方面,就是干脆让一些煤电机组改造,改造成为关停或开机更方便的气燃机组。譬如前面说到得广东粤华发电公司气代煤发电项目(#3机组),气燃机组关机或停机非常方便,代价也没有燃煤机组那么大。

总之,火电机组不可能给抽水蓄能电站提供大量市场化的低价电量,特殊情况下,抽蓄电站抢把庄还是有可能的。为配合输电网络的安全等,抽蓄电站肯定会参与调节,但电价的价差,也不会是那种市场化的巨大价差。

至于清洁零碳的水电,给抽水蓄能提供低价电量,应该更不用考虑。西电东送,千里迢迢,帮你抽水?西部送出省份也需要零碳水电,而且西电东送的水电,基本都有库容,基本上都具备日调节能力,具备年调节能力的也不是没有,不太可能为了几个小时的峰谷电价,点对点把肥肉送到抽蓄的嘴里。还有一个因素,水电现在基本是电网里最便宜的电源,在系列文章一就说过,调峰的天生桥二级电价也就是0.2元。低价且可靠性高的零碳电源,电网赚钱就靠它,为啥要卖给市场化运行的抽蓄呢?当然,有时洪水来了挡不住,偶尔送点红包给抽蓄,属于老天爷赏口饭。

所以,抽蓄服务未来电量交易的对象,除核电外,就只能是光伏和风电这种不稳定的新能源。核电参与电力交易,应该都是长协价格或者月度交易,基本不会参与实时市场化交易,或者早早租用抽蓄作为自己的调峰工具。所以算来算去,抽蓄要在电量交易市场找到低价电量提供商,只能将风光作为目标。

抽蓄电站获取低价电量的对手找到了,也符合国家大力发展绿电的政策。但关键是,风光愿意和抽蓄交朋友吗?又或者说:什么时候才愿意和抽蓄交朋友?

有兴趣的投资者,可以关注绿电交易所,还可以关注省间绿电市场的拓展,同时可以看看三峡能源(600905)的调研资料和中国广核(003816)的招股书。抽蓄储能的未来,肯定是美好的,但投资预期保守点,可以让你坚持到那个阳光灿烂的日子。

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精彩评论

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伟大的实践06-10 08:19

《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》里可能有。

heyaodong306-08 16:53

请教“先算账:75亿千瓦时的实时交易市场,假设抽蓄拿到50亿千瓦时,峰谷价差平均0.4元,净利润20亿元,抽蓄拿2成,贡献给文山电力的就是4亿元。”
这个是根据什么文件算的呢?

伟大的实践02-05 09:05

国家发展改革委关于
进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见

同盟投资02-04 22:53

具体是什么文件规定的啊?找了一圈研报,没看到对这个规定的阐述,烦请给指个出处?先谢过了。

伟大的实践02-04 20:57

我个人而言,是预期大量新能源开始接入电网后抽蓄功能的变化,但这个变化,估计需要2-3年的时间来体现,而不是可能是马上