同為外來電比重較高的用電大省，浙江與山東遭遇的外來電困局一定程度上暴露了目前省間電力交易存在的一系列局限性。

在銀東直流的案例中，無論是電網(wǎng)方面還是山東的市場主體，都表示問題的爆發(fā)讓人遺憾。“站在受端的角度來看，用戶側(cè)的利益確實受到了損害。”山東能源主管部門內(nèi)部人士對《能源》雜志記者說，“但調(diào)度的做法，還有地方政府的考慮也都是實實在在存在的問題。所以并不能簡單的將責任推給任何一方。”

事實上，山東省內(nèi)的售電公司自己也要承擔一部分責任。據(jù)了解，按照銀東直流交易規(guī)則，用戶側(cè)實際上可以分時段進行報價。“但省內(nèi)售電公司都習慣了原來的一口價按電量交易的模式。沒想到交易結(jié)果出清后按時段校核了。”上述知情人士說，“現(xiàn)貨條件下，中午的價格比0.4739元/度差不多要低0.2元/度。5億電量就直接虧了1億元。”

如果說用電側(cè)的問題會隨著市場經(jīng)驗的積累逐漸減少，那么發(fā)電側(cè)的行為更多凸顯了地方政府在當前規(guī)則下，面對電力短缺問題的無奈。

在2020年和2021年國網(wǎng)寧夏電力公司的有序用電方案中可以發(fā)現(xiàn)，盡管寧夏電力供應(yīng)整體仍呈現(xiàn)供大于求的局面，但區(qū)域性、時段性電力緊張的局面仍有可能發(fā)生，寧夏電網(wǎng)電力電量平衡情況已由“電力電量富余”轉(zhuǎn)變?yōu)椤半娏扛挥唷⒉糠謺r段電力存在缺口”的現(xiàn)象。

2021年9月份之后的全國性電力短缺中，寧夏當?shù)卣�府相關(guān)用電企業(yè)開展了20余次錯避峰用電生產(chǎn)計劃，但供需矛盾仍然突出。考慮冬季采暖用煤需求加劇，發(fā)電廠電煤供應(yīng)問題、煤質(zhì)差導致發(fā)電出力減少、區(qū)外電力調(diào)劑降低等因素，加之用電負荷持續(xù)增長，預計今（2021年）冬明（2022年）春部分時段電力缺口約200-600萬千瓦，全區(qū)電力供需形勢十分嚴峻。

在這樣的情況下，西北地區(qū)自然不會眼看著數(shù)百萬千萬的電源全力參與山東省的電力交易，而放大本地的電力短缺風險。“這是對當?shù)氐木用瘛⒐ど虡I(yè)，乃至經(jīng)濟發(fā)展負責的做法。”

發(fā)電企業(yè)更愿意參與受端省份電力交易自然也沒錯。前文已經(jīng)提及，山東與寧夏的燃煤發(fā)電基準電價相差超過0.1元/度，即便是算上特高壓的“通道費用”，發(fā)電側(cè)在山東市場的收益也明顯更多。

“而且被留在當?shù)氐碾娫雌鋵嵃l(fā)電小時數(shù)要少很多。畢竟寧夏的電力需求有限，真正需要這些電源出力的時間段可能只有迎峰度夏、冬季高峰等少數(shù)時間段。更多的時候，火電機組要給新能源發(fā)電讓路，偶爾承擔調(diào)峰作用。”

而浙江的案例則可以直接宣判傳統(tǒng)的“網(wǎng)對網(wǎng)”省間電力交易模式進入終結(jié)。工商業(yè)用戶全部入市的情況下，外來電是否參與本地電力市場對市場內(nèi)供需平衡產(chǎn)生了極大的影響，甚至可能左右市場價格。盡管有傳言說浙江電力公司通過轉(zhuǎn)讓合同的方式，把多余的電量出售給了售電公司。但這種某種意義上違背政策的做法，只能說是權(quán)宜之計。

看得出來，盡管“點對點”的省間交易存在諸多問題，但還是比現(xiàn)在絕大多數(shù)的“網(wǎng)對網(wǎng)”或“點對網(wǎng)”省間交易要進步些許。可銀東直流依然還只是“千頃地里一棵苗”的試點。

據(jù)《能源》雜志獲悉，在2021年12月23日的國家發(fā)改委會議上，國家能源局與央企發(fā)電集團在談及省間電力交易時就提出更多地放開“點對點”交易。但國家電網(wǎng)公司依然表達了反對意見。

“對于電網(wǎng)來說，省間交易的大規(guī)模改革可能會產(chǎn)生諸多影響。”一位接近電網(wǎng)的人士說，“從這些角度來看，電網(wǎng)公司很難主動的改革省間交易模式。”

首先最直接的就是省間交易電量會發(fā)生變化。全面放開“點對點”交易之后，什么時間、交易多少電量，都與電網(wǎng)公司沒關(guān)系，而是發(fā)、用雙方協(xié)商談定。而這可能直接導致現(xiàn)有的省間交易電量下降。

“即便是對外電需求比較大的省份，也并不是一年四季都需要外電的補充。”上述人士說，“一般夏季和冬季是外電需求的高峰，春秋季外電需求偏少。但是目前電網(wǎng)往往會在外電需求淡季也保持一定的外電比例。”

省間交易電量的多少與直流特高壓的利用率直接相關(guān)。目前部分特高壓線路的利用率沒有達到接近100%的水平，即便是目前高利用率的線路，在開放“點對點”后，也可能在春秋淡季出現(xiàn)電量減少的情況。

而這就直接引發(fā)了下一個問題——投資回報率下降。目前國內(nèi)特高壓線路建成投產(chǎn)大多不超過10年，還處在投資回收的階段。省間交易電量的下降直接影響了電網(wǎng)相關(guān)收入。而且工商業(yè)用戶全部進入市場后，電網(wǎng)無法再賺取差價電費，特高壓收入來源僅為單一的輸電費用。

特高壓線路獲批建設(shè)之前必然都有投資可行性報告。但彼時電網(wǎng)收入結(jié)構(gòu)相對更多，除了輸配電價，還有峰谷電價下的交叉補貼費用、售電差價。如今砍去了枝枝蔓蔓，輸電價格可能獨木難支。

浙江一家售電公司負責人告訴記者，浙江省電力公司打包了皖電和寧電之后，可能會通過掛牌市場出售。“轉(zhuǎn)賣電量可以讓電網(wǎng)多一筆收入。原本峰谷電價的價差補貼差不多可以達到3分錢，單靠輸配電價，電網(wǎng)的收入缺口可能彌補不上。”

最后，也可能是最重要的一點，“點對點”交易規(guī)則的完善，意味著原本“交易結(jié)果服從調(diào)度”的原則將會變化成為“調(diào)度服從交易結(jié)果”。類似今年銀東直流交易出現(xiàn)的情況未來將很難再出現(xiàn)。

這不僅對電網(wǎng)的調(diào)度權(quán)力產(chǎn)生了挑戰(zhàn)，在電力緊缺的大背景下，對地方政府也有著不小的壓力。直流特高壓往往配備了配套電源，還可能會有受端省份企業(yè)的參股，不過這些電源的調(diào)度權(quán)卻歸于送端區(qū)域。這種搭配模式在電力供給相對寬松的時期，雖然也偶有Bug，但最終還是能達到皆大歡喜的程度。

可一旦電力短缺，資源對于地方政府就成為香餑餑，但是資源又會天然朝著價格更高的地區(qū)流動。這就形成了不可調(diào)和的矛盾。“但電力短缺是短期性的問題，不可能長期存在。如果重新進入電力富裕階段，外送電的地位可能就會下降了。到時候也許會出現(xiàn)送端想賣，受端卻不想買的情況。”電網(wǎng)內(nèi)部人士說。

中國堅強的大電網(wǎng)建構(gòu)對于大規(guī)模的省間電力交易是一個積極因素，但是電量輸送份額如何從國家電網(wǎng)的統(tǒng)一調(diào)度到直接交易的轉(zhuǎn)變，仍需厘清電網(wǎng)、發(fā)、售兩側(cè)的利益。物理連接便利性的提升，也意味著電價在不同區(qū)域之間的趨同性在增強。除非以行政命令和物理手段隔絕，否則發(fā)電資源一定更愿意選擇價格、收益更高的市場，進而逐漸拉近不同市場間的價格。

多元化的買方與賣方，這必然會是省間交易不可逆的趨勢。在這樣的情況下，明確配套電源歸屬、界定好送端電源參與受端市場的邊界程度，這是擺在規(guī)則制定者面前的當務(wù)之急，也是考驗地方政府平衡短期利益與長期收益的關(guān)鍵點。電力體制改革改革就是變法，新法出臺需要立木賞金建立的信譽，如果因為短期事件老是臨時調(diào)整政策，最終必然失敗。

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