蚁象共舞 从大电力市场中寻找机遇！

来源：露世民言

继5·18风电新政和5·31光伏新政之后，近期发改委就配额制和绿证强制交易征求意见。对新能源风光发电去补贴和平民消费吹响了集结号。

当前的电力市场，成为蚁象共舞的时代~

一、大象的领地

1、大电网特征

(1)功能幅员

一是担负国家整体网架供电和用户用电安全。

二是承担多数县级行政区10kv及以上电能输送公共服务。

三是网架分布范围基本覆盖全国各地(个别区域由地方电网或行业电网覆盖)。

四是最大的市场参与主体方和承担非市场化用户的用电兜底保障和售电服务。

五是履行国家规定和要求的其他国内和国际社会义务。

(2)网架特征

内地强边疆弱(边防电网投入大见效低，一直是国家头疼又矛盾的问题);

大陆强海岛弱(国家鼓励海岛开展多能互补，智慧能源示范项目);东部强西部弱(胡焕庸线为界);

省内强省间弱(省级电网间联网薄弱，跨省联网须国家统筹用特高压解决);

城市强农村弱(以批准的城市发展规划蓝线为界，多数农村无产业);中心强末端弱(城市经济中心决定负荷中心);

平原强山区弱(山区的电网投资多数是承担社会责任);主网强配网弱(国家已明确配网投资市场化);

水火电源支配强风光电源支配弱(我国资源禀赋和电力工业发展背景决定了电网网架资产结构和布局，多数由火电水电电源的分布和规模所决定。计划经济时代，网源不分家齐步走。

第一次电改厂网分离后，电源跟着产业走，电网跟着电源走)。

(3)运营特征

一是在役存量资产存在效能不均和供需失衡。一方面，环保新政下小火电关闭，配套网架资产闲置。另一方面，新能源电源高速发展，使得多数原网架设计的负载安全系数被使用殆尽，与新能源电源增量接网运营需求不匹配。

二是网架负载波动受季节气候和经济周期影响显著。夏忙迎峰，冬闲填谷，经济上行产能扩张增负荷，经济下行产能收缩减负荷。

三是增量投资需求与央企审批管理机制和市场导向想矛盾。接入网架中的增量电源多数为可再生能源，可再生能源电源受资源禀赋和地理条件约束多数在西，北部，造成更多投资需求在西，北部，而经济中心和电力消费负荷在东，南部，就还得再把电送到东，南部，这就需要二次搬运投资，输配环节的刚性成本没法规避，并不利于降低用户侧电价。例如特高压解决了几个重要的点上问题，但未解决面上问题(比如整个长江经济带，中部城市群的协同发展需求等)。

四是大电网的客户群体类型广泛而复杂。客户群体覆盖了国民经济所有产业和几乎所有生产生活单位，属于“大锅饭”服务。五是大电网对满足供需两端的综合管理，调度，运营成本高。

2 、当下电网市场SWOT分析

(1)优势

一是国家信用背书，竞争优势突出。二是幅员广阔和长期垄断经营，存量用户认知度高黏性强稳定性好。三是资产分布广，优质用户多，原营业区壁垒坚固。四是资金实力雄厚。五是管理，技术和用户数据积累丰富。

(2)劣势

一是存量资产巨大，历史遗留问题多，升级改造难度大。二是资产能效利用不均衡，线路设备负载波动大。三是多数电能长距离传输，综合线损高，难以保障电源企业利益。四是对内对外的管理幅度和跨度大，组织机构庞大，应对市场变化机制调整慢。五是多数只提供通用标准，基本性，计划性的输配售服务，较难满足小众，新兴用户群体的差异化需求。

(3)机会

一是国内经济结构调整和产业升级对增量配网，微网产生新增需求。二是可再生能源高速发展提出了不断增长的入网规模和智慧管理(诸如负荷预测集成和出力动作优化及响应;双向潮流动态智能监测和调控等)的需求。三是国家能源发展战略行动计划和能源革命目标推动了特高压投资运营和电力消费需求。四是国家“一带一路”战略实施为国内电力和电网走出去提供了广阔的国际化发展空间。五是移动互联，人工智能，储能超导新材料等技术发展创新，引领了供给侧改革下的新生产和新消费需求。

(4)问题

一是高载能项目存量管制，增量限制，需求萎缩。

二是产业转移和人口流动加速和配套投资增速不协同。

三是组织体系庞大，适应市场化变革在全国各地落实不协同(所以，估计上面不满意，让外资也加速入围竞争)。

四是管理机制全国统一，相对缺乏灵活性，难满足地区差异需求。

五是农村，边防，海防，无电区域等新兴特殊市场需求远未开发饱和。

六是增量投资靠收核定的输配电价(过网费)来回收成本和盈利的市场化运营刚起步，未形成符合市场发育要求的新竞争力。

七是面临人才市场化竞争。

二、象群领地的市场博弈

1、特高压与特高压之间的市场博弈

中发[2015]9号“电改”大政是推动“能源革命”的总体布局规划和工作践行的方针。坊间的“电老虎”称谓将在未来的市场洪流中淹没，电能作为市场化产品和消费品即将进入低价、绿色时代。对穿越千里的电网企业巨无霸资产——特高压迎来了最好的发展时代，也是最具特色的领地争夺时代。

特高压电网构建了全国范围内独立的大体量级省间和跨省电力市场。由于每条特高压网架的立项背景、投资构成、电源标准、输送能力、影响区域，功能定位有差异，自然形成了服务于市场能力的差异，随着电力市场体制改革的深化，特高压网架的相关各省域市场的供需结构将发生深刻变化，唯一不变的就是特高压网架作为电网市场的最宏观主体，国家垄断。

2 、特高压与区域网之间的市场博弈

抛开政策性背景，单纯从市场维度，特高压网架实现的“煤在天上走，电从远方来”对区域网或省间网的电力供给市场而言如同尊贵的野蛮人。特高压输送电量是国调计划和指令，政府间协议为主，具有落地优先性。输送的电力价格不排除未真实反映市场定价，区域间网架联通的市场多为市场直接反映供需和价格，当区域间网架的供需反映和价格竞争力优于特高压时，当前一般显现为“计划之手”压住“市场之手”。这本质是向背于“电改”，应该是阶段性的政治需求。

相信只要“电改”的大政方针不变，特高压网间和区域网间的利益划分还是要逐步走向市场化。尤其是在特高压的投资基本回收后，相信国家会出台更多的特高压输电让利，让特高压通道和区域网相互竞争，真正的为市场服务。

3 、区域网与区域网之间的市场博弈

简单说，假若以河南市场为例，如果你是用电大户，你需要的电通过履行交易后，既可以从省内三门峡市域网买入，也可以从山西网或河北冀北网买入，那么你会怎么选择呢?答案肯定是价格便宜、安全校核达标，通道实时保障的“三同时”标准条件了。

电改进入深水区后，尤其是电网投资许可外资控股后，无论是电源商还是输电商，对用户而言都将不再是历史上的“国资清一色”。区域网之间的市场博弈最终实现的是用户电力消费的边际成本持续下降，同时衍生孵化更多的电力市场领域全新商业生态，全新供需关系和全新服务需求。具有个性化特征的微电网市场也将是在这些区域网市场间的博弈中得到孕育发展，尤其是微网市场开发相对成熟的外资进入后，会引领示范。

4、跨省区电力市场的分化和博弈

特高压是我国在世界电力工业竞争中的靓丽名片。

在国内随着电力体制改革的深化，特高压网架解决了跨省电力输送。同时，由于投资巨大和投资差异，形成了区域市场间竞争的先天成本差异。限于篇幅，本文仅就山西晋东南～湖北荆门500kV特高压交流;新疆哈密～河南郑州±800kV特高压直流项目两个跨省市场在配额制市场下的供需关系简析(数据参照2017年底)。

(1)山西市场博弈

山西省市场分析:

如图所示，依照配额(征求意见稿，下同)约束性和计划性能指标，2018年非水可再生能源电力消费占比13%，2020年为15%。如果单纯发展风电来满足需求，2018年风电总装机规模应达到约1383万千瓦，2020年风电总装机规模大约要达到1794万千瓦(均设2018年后其他电源不增长);如果单纯发展光伏来满足需求，2018年光伏总装机规模应达到约2006万千瓦，2020年光电总装机规模大约要达到2085万千瓦(均设2018年后其他电源不增长);扣除国家下达的2017-2020年的风电光伏新增规模(享受补贴的规模)之后在配额制约束下，如果单纯发展风电，约有553万千瓦风电装机的配额富余(产生售出需求);如果单纯发展光伏，约有69万千瓦光伏装机的配额缺口(产生购入需求)。而5·18和5·31之后，风电和光伏分别在国家规划盘子之外的发电装机容量投资已经市场化(竞价或投标)。

综合实际，山西总体上即使在不考虑晋东南-荆门的500万千瓦的通道送出情况下，全省2018年的非水配额指标富余约242万千瓦装机对应电量，2020年非水配额指标富余约642万千瓦装机对应电量，新能源电力配额一直为外送和售出需求。

山西省市场判断：

一是山西省如果短期(2019年前)侧重发展风电则配额能自给的同时还有盈余可外售;如果短期侧重发展光伏则配额勉强自给(约69万缺口需要购入)。

二是山西省到2020年无论新能源发展风电还是光伏都将配额总体过剩(约642万富余量)。而且这是国家所赋予的带不同强度补贴指标的配额资源。但是配额供给增速要高于受端省份(湖北)的需求增速。

三是预计省内风电总量装机在2017年基础上，2018，2020分别约达1384，1794万千瓦时(含晋北基地)后可能出现配额过剩滞销，政府会控制风电投资。光伏由于规划指标少，配额贡献有限，指标外规模由市场自发主导。

四是基于配额供给能力和外部需求，自2018年山西大型新能源风电光伏投资增速会逐年下滑。2020年后即使去补贴也成为可再生能源配额(含非水)净输出市场。

五是山西除了偏僻的山区以及大电网无法覆盖区域外微网发展空间有限。同时山西电网(含民间投资和外资)未来会加大省间网(与陕，冀，豫)间的通道投资，尤其可能加大对河南的通道投资，利用区位优势拉低成本，争夺入豫市场。

(2)湖北市场博弈

湖北市场分析:

同期依照配额(征求意见稿，下同)约束性和计划性能指标，2018年非水可再生能源电力消费占比7.5%，2020年为11%。如果单纯发展风电来满足需求，2018年风电总装机规模应达到约712万千瓦，2020年风电总装机规模大约要达到1173万千瓦(均设2018年后其他电源不增长);如果单纯发展光伏来满足需求，2018年光伏总装机规模应达到约1513万千瓦，2020年光电总装机规模大约要达到1846万千瓦(均设2018年后其他电源不增长);扣除国家下达的2017-2020年的风电光伏新增规模(享受补贴的规模)之后在配额制约束下，2018年，如果单纯发展风电，约有371万千瓦风电装机的非水配额富余(产生售出需求);如果单纯发展光伏，约有430万千瓦光伏装机的非水配额缺口(产生购入需求)，全省总体缺口非水配额约29万千瓦;考虑省内新能源装机增长，到2020年，综合非水缺口配额均值也就69万千瓦的购入需求)。

湖北市场判断:

一是湖北作为水电大省省内可再生能源电力配额在2020年略有盈余，国家配置的规划指标实施后，非水配额仍缺口但不严重(需求估算约30-67万千瓦)。

二是对于山西可输入省内的非水配额供给能力远大于自身需求，给省内风光电电价带来输入性降价压力(因为不降价还不如从山西直接买便宜的)。

三是湖北与河南之间的通道常年开展水火互济省间交易会造成山西晋东南-荆门的特高压交流500万千瓦的输电通道闲置率提高。

四是在本省配额制总体考核达标后市场化交易量取决于省间过网费成本影响。

五是湖北具有一定的微电网市场开发潜力。尤其是省内网架薄弱，难以承担省级配额分解任务的地市，布局开发微电网产业兴许更符合地方政府的潜在需求!

(3)新疆(哈密)-河南(郑州)市场博弈

限于篇幅，针对新疆-河南省间市场数据分析省略(有问题可以提出，单独答复)。

根据上图解析：河南省2018年，2020年对总配额和非水配额指标需求都相对较大。即使把国家配置的所有风电光伏指标全部建成落实后依然在2018年至2020年存在781-1987万千瓦的均值缺口。

就新疆-河南两省间市场而言，河南的配额缺口增速高于新疆配额供给能力增速。一方面哈郑直流2018年通道800万千瓦满功率送出时略超出河南配额缺口，供需比大致为1;1.02;到2020年后，通道满功率送出时供需比为1:2.5，供不应求。假若河南不从其他省份购置配额，新疆在当前装机规模下，所有剩余非水配额都可以在河南市场消化(算上新疆其他地州的风光电装机后，供需比约1.005:1，基本供需平衡)。

未来几年，河南周边配额富余省份参与省间交易后(尤其是河北、山西都是新能源大省)，加上青海海南州—河南驻马店的±800kV特高压清洁能源专用通道将对新疆电力出疆创效会产生较大压力。剔出特高压输配成本影响后，青海的配额输出竞争力会强于新疆(简要原因：水电总体度电成本低于火电，调峰能力也高于火电，可配套风电光伏规模大于同容量火电)。总体来说，新疆的哈—郑直流难以竞争青—驻直流外，相对于其他特高压具有竞争优势，单纯从特高压通道的规划供给量，河南配额需求基本能消纳新疆哈郑线和青海海-驻线的全容量。

新疆靠近输电通道的电站资产，尤其是哈密区域的新能源电站，未来全国实施配额管理后，资产效能具有较强竞争力。这也印证了国家对哈郑直流特高压项目当初规划定位的精准。

河南未来在配额市场上的总体体现为输入需求。所以，省内无论是国补范围的风光电源还是平价上网风光电源，只要收益模型测算准确的，都会在相当一段周期内，体现较好的运营效益。同时，配额市场和平价市场需求为开发河南省微网市场提供了潜力支撑。

三、蚁象共舞的时代

这是电力市场化中大象们忙于领地的争夺期。

外资的挤入无疑将为整个市场惊起波澜。国内电力市场还是豆蔻弱冠，但国外市场却早已发育成熟，市场狩猎过程将在象群领地争夺博弈中淋漓尽致，同台竞技。宏观视野中的价值洼地快速瓜分。未来电源开发商门前是文明人还是野蛮人，成为面对的新问题。

这是电力市场化中蚂蚁们忙于建巢的涉猎期。

特高压输电通道以及高电压等级的骨干网架在完成投资回收前，微电网预计只能靠市场机制发掘出开发条件好，示范性强的项目，靠项目自身的盈利能力实现自我造血生存和复制。当骨干网架通道投资回收后，国家可能根据全国配额制实施和市场发育规模来扶持各类微电网发展，刺激市场发育所需的毛细血管不断扩容，进入“能源革命”的最后一公里。尤其是电网骨干网架覆盖薄弱的区域将是微电网的主战场。

这是电力市场化中即将开始的蚁象共舞时代。无论蚁还是象，资本就是附着于身的饥饿基因，促使它们各自寻找适宜生长的领地，生生不息。

一起来见证电力市场的重构时代!