长江电力充满想象空间的市场化电量

（原标题：长江电力充满想象空间的市场化电量）

长江电力在上游电站陆续建成后，联合调度将增加年度总发电量，同时发电量更加均衡，丰水期电量将更多的转化为平枯期电量。按政策偏市场化的取向，如果计划化电量保持不变，长江电力的市场化电量比例将有较大幅度增加。更加均衡的发电和通道富裕度，为市场化电能灵活调用创造了更大的腾挪空间，加之现货市场和辅助服务的推出，现在是考量这种变化的对长江电力业绩的总体影响的时候了。

一、市场化电量的价值

首先我们来了解一下目前市场化交易的两种主要方式，一种是集中竞价，另一种是双方协商，下一步将有现货市场。以前市场化电量电价普遍的在基准价格基础上下浮，拉低发电企业整体的收益水平，随着峰谷电价普遍实行，辅助服务政策的出台，市场化电量的情况出现了或即将出现很大变化。近期由于电煤的上涨，火电的市场化交易价格在基准价格基础上出现较大上涨，而中国广核为例的核电市场化电量趋于计划电价，低于基准电价。这里的差别就在于核电的辅助服务能力不及火电，而水电在提供交易曲线和辅助服务方面具有很大优势，特别是有较大调节库容的梯级电站，优化的交易曲线可以获得较高的电价，辅助服务可以获得相应的补偿，其市场化电量也将因此而成为业绩增长点。

为了求证长江电力是否也有同样能力，毕竟我们不懂电力传输专业知识，调峰我们大概能理解，跨省跨区送电是否可以在千里之外完成调频等其他辅助服务不能确定，通过投资者互动平台咨询了长江电量董秘：“国家能源局新发布的《电力辅助服务管理办法》规定，‘为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅助服务的发电机组，应当获得相应的电力辅助服务补偿’，公司的机组是否可以参入辅助服务？如何参入？公司最新购售电合同中有“2021-2025 年各年度合同电量和曲线分解在各年度补充协议中明确“条款，那么合同电价是否有电量电价以外的加价？合同外发电是否参加电力辅助服务？”公司董秘的答复：“按照公司受电区域辅助服务‘两个细则’和辅助服务市场规则，跨省区水电站提供调峰辅助服务暂未获得补偿，但提供调频辅助服务可以获得补偿。未来，随着电力现货市场的全面推进，公司将充分运用电站调峰调频能力、优化报价等交易策略获取合理收益。”这个回复消除了我们的疑惑，回复调频辅助服务可以获得补偿是积极信号，优化报价等交易策略获取合理收益可以给我们足够的想象空间，试想在峰谷电价大致1：3的大环境下，长江电力会做出怎么样的优化报价，假若你是一个需要在高峰时段用电力的用户，是否愿意为按你要求提供电力的长江电力给出一个好的价格那？辅助服务又会有获取怎么样的合理收益那？

二、长江电力市场化电量的腾挪空间

按长江电力现在正常年份2100亿度的发电量，市场化比例13%计算，市场价电力为2100*13%=273亿度。

上游的白鹤滩、两河口、双江口电站建成后联合调度的增量发电量按300亿度估算，长江电力的年发电将达到2400亿度，市场化电力将达到570亿度。

长江电力由于没有龙头超大容量水库，汛期的部分时段必须全天满发，电能腾挪余地不大，平枯期则完全可以灵活调度发电。2021年长江电力四季度发电量550亿度且年末梯级电站蓄水300亿方，可以想见其自主调度的发电量有多大。需要强调的是，2021年两河口汛期末只蓄水到死水位附近，还没有发挥蓄能作用，加上即将投产的双江口，还将增加85亿方的蓄能，进一步降低汛期发电量，增加平枯期的发电量，参入辅助服务和优化报价的空间将同步增加。

三、通道能力支持情况

长江电力主要送电区域是华东和广东，大多是专线输送，通道能力对市场化交易的制约至关重要。恰好有投资者提问了这个问题，我们借来一用。

尊敬董秘：“贵公司水电站通过特高压线路输送到其他省份，想咨询一下咱们公司主要特高压输电路线的全年设计功能通道限制，丰枯水季通道限制（是否可进行调整）？”公司董秘的答复：“向家坝-上海±800千伏特高压直流工程已于2010年投产，输送容量为640万千瓦；溪洛渡右岸电站送电广东±500千伏同塔双回直流输电工程，输送容量为640万千瓦，溪洛渡左岸送电浙西±800千伏特高压直流工程，输送容量为800万千瓦，均已于2014年建设完成。由于长江来水分布的不均匀性，决定了公司所属电站发电量呈汛期多、枯期少的特点，输电通道在一年中的某些时段富余是客观存在的。目前，根据购售输合同约定，电网公司承诺在不影响公司所属电能消纳的情况下充分利用输电通道富余能力进行跨省跨区交易，以提升通道利用效率和经济性。”

溪洛渡装机容量为1386万千瓦，向家坝装机容量为640万千瓦，上述的通道能力完全可以满足实际需要，平枯期通道能力非常富裕，同时公司在通道使用上处于优先的位置,为公司市场化电量的灵活交易提供保证。

四、效益分析

现在现货市场虽然已经在多地实施，但具体的数据我们还不掌握，我们暂按已有信息进行分析，下面是溪洛渡右岸的购售电合同主要条款。

“2021-2025 年各年度合同电量由合同方结合电能消纳相关文件、电站年度发电计划建议、受电省消纳能力、国家电力市场化改革政策要求和电网安全约束等因素协商确定。

2021 年度合同电量为 305.0×10 5 兆瓦时，其中送广东保量保价电量电价执行政府核准的综合上网电价，保量竞价电量和市场化电量电价由购售双方协商，参照 2021 年广东各月月度市场化交易结果确定；留存云南电量电价由购售双方协商，参照2021 年云南各月月度市场化交易结果确定。

2022-2025年各年度合同电量和曲线分解在年度补充协议中明确。年度合同电量以国家有权部门下达的优先发电计划为准。保量保价电量上网电价按照国家相关文件执行，保量竞价电量和市场化电量电价在年度补充协议中明确。”

在电量市场化交易日益深入的大背景下，2022年的政策环境不会比2021年差，暂不考虑现货市场交易，按原有的合同，广东现在的市场化交易价格已经达到0.49元/度，涨价0.1元左右，即使长江电力有300亿度市场电享受政策红利，也将获得每年30亿元的额外收入。当然，各地的情况可能不同，市场化交易的情况也不同，但趋势是一直，长江电力的这一块收益总体情况是确定的。至于辅助服务方面，让我们等待形势明朗在看吧！