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                曾鸣:关于我国电力现货市场建设的几点思考
                能源研究俱乐部 | 来源:能源研究俱乐部 浏览次数:344 发布时间:2021年1月21日
                摘要:

                自2017年国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》确定南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场试点以来,我国的电力现货市场建设已经走过了3年多的时间。

                  自2017年国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》确定南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场试点以来,我国的电力现货市场建设已经走过了3年多的时间。2019年6月,8个电力现货市场试点地区全部启动模拟试运行,标志着电力现货市场建设真正进入实施时段。2020年,电力现货市场建设进入了高潮期,8个试点地区全部开展了整月结算试运行,甘肃、福建等试点地区已经进入不间断结算试运行。电力现货市场按照实际交易结果进行了“真金白银”的财务结算,我国电力市场化改革以及电力体制改革迈出了极为重要一步。

                  一、建设电力现货市场的重要意义

                  电力现货市场建设试点工作启动之前,我国已经开始了大用户直购电、电量中长期市场、调峰和调频辅助服务市场等市场建设,通过市场竞争降低了用户购电成本,向社会释放了改革红利。但是,上述市场建设本质上是一个单边降价市场,是发电主体通过让利实现的市场竞争,电力系统原本的生产运行方式并没有改变,通过市场建设提高整个系统效率的作用体现得还不够明显。电力现货市场建设是要从根本上改变电力行业的生产运行方式,是对发电生产、调度计划、营销计量、电价机制、用户用电行为、行业和市场监管、电力系统规划投资方式等方面的系统变革,是构建有效竞争电力市场的核心内容,是关系到电力体制改革能否更进一步的关键,是发挥低边际成本的可再生能源电力竞争优势和落实“30?60”目标的重要途径之一。电力现货市场建设将原有电力体制改革过程中没有暴露的问题一一摆到了桌面上,标志着我国电力市场化建设、电力体制改革进入了深水区。

                  各试点地区进入连续结算试运行后,现货市场建设对电力系统的影响逐步显现。在发电环节,传统火电企业通过灵活性改造、对机组用煤精细化管理等方式,提高自身应对市场电价波动的能力。在现货价格较低时段,尽可能降低自身机组出力,降低低价发电亏损或者赚取更多的中长期合约差价结算收益;在现货价格较高时段,机组通过燃烧优质煤,尽可能提高爬坡能力,争发更多的现货电量。风电等可再生能源企业努力提高功率预测水平,提升参与市场能力。在电力调度和交易环节,电力现货市场建设使得调度和交易信息更加公开化、透明化,推动电力调度机构在检修计划、方式安排等方面更加精细化管理,同时也降低了计划模式下调度机构对不同发电企业的协调成本。在售电环节,现货市场建设为售电公司培育了大量的专业化人才,试点地区的售电公司在用户用能管理、负荷特性分析、电动汽车V2G等方面积极布局,提高代理用户的负荷管理能力,降低参与市场风险。随着现货市场价格逐步向用户侧引导,需求响应、综合能源服务等新兴业态也将真正迎来可发展的外部环境,具有竞争活力的电力零售市场逐步形成。

                  由于电力现货市场是对电力生产运行方式的根本性变革,是对现有利益格局的调整,市场建设不可能一蹴而就,当前各试点地区在推动结算试运行的过程中也面临着一些亟需解决的关键问题。

                  二、现货市场建设面临的关键问题及解决思路

                  电力现货市场是体系性改革,必须做好政策衔接。从2019年广东首次结算试运行出现“阻塞盈余”为负,到2020年山东4天结算运行出现不平衡结算资金,这些试运行过程中所反映出的问题说明,除了市场运营技术措施需要不断完善外,一些配套的政策措施需要与现货市场建设做好衔接。

                  (一)优先发用电计划与现货市场的衔接

                  优先发用电计划作为保障可再生能源等优先发电电源以及居民等非市场化用户优先用电的政策,是落实国家政策、实现计划向市场平稳过渡的重要方式。但是,随着发用电计划的不断放开,优先发电和优先用电在调度和结算上的特殊地位,与现货市场出现了不衔接。因为目前多数试点地区采用的集中式现货市场以及电网调度生产本质上是全量的优化,调度机构无法在现货市场出清过程中在物理上区分优先发电、优先用电、市场化发电和市场化用电。当优先发电和优先用电电量出现时段性的不匹配,市场结算过程中就会出现不平衡资金。

                  在优先发电和优先购电“保量保价”政策没有调整的条件下,各试点地区普遍通过调整发电机组基数电量(计划)的方式,实现优先发电和优先购电在物理曲线上的完全匹配,保证市场中不出现无人认领的“不平衡资金”。这种处理方式不仅在一定程度上影响了市场化机组的收益,同时随着发用电计划的不断放开,能够用于调节优先发电和优先用电,使两者时刻保证物理平衡的电量不断减少,会导致不平衡资金的“硬缺口”,是一种不可持续的临时性处理机制。

                  下一步,应该逐步改变优先发电和优先用电需要平衡匹配的措施,在进一步放开发用电计划的条件下,逐步将两者从物理平衡转变为财务平衡,将优先发电和优先用电从“保量保价”向“保证收益”过渡,通过差价合约等金融方式保证优先发电和优先用电电价水平,尽量减少优先发电和优先购电对现货市场的影响,真正发挥现货市场发现价格的作用。金融结算中出现的资金偏差,可通过向市场主体直接分摊或者通过输配电价分摊等方式进行疏导。

                  (二)电价政策与现货市场的衔接

                  现货市场价格体系与原有电价体系存在一定的不衔接。一方面,大工业、一般工商业目录电价与现货市场价格不衔接。由于各试点地区用户参与市场化交易的比例不同,大部分试点地区仍在执行目录电价。原有的目录电价中所核定的峰谷时段和电价水平与现货市场形成的分时价格信号难以协调一致,就可能会导致一部分用户不愿参与现货市场。另一方面,输配电价机制在部分试点地区难以落地实施,一些试点地区采用了“价差传导”或者“半顺价”的方式组织中长期市场价格,在一定程度上造成了中长期市场和现货市场价格难以协调。

                  目录电价和输配电价的核定是相互影响的,目录电价关系到电网公司统购统销的平均售电价格,输配电价关系到电网垄断环节的准许成本和收益,电网统购统销所需平衡的交叉补贴费用需要通过核定的输配电价向市场化用户分摊,两者属于强耦合、强关联。下一步,应该逐步将交叉补贴由“暗补”变“明补”,进一步厘清电网垄断环节收益与统购统销平衡的财务收支明细,逐步实现输配电价和电费交叉补贴的分离;同时,根据现货市场运行情况,建立目录电价动态调整机制,研究调整周期,尽量保证现货市场价格和目录峰谷电价协调一致。

                  (三)中长期、辅助服务市场与现货市场的衔接

                  中长期、辅助服务市场与现货市场的衔接问题,主要是因为我国的电力市场不同于美国等国家电力市场建设,先建立了中长期和辅助服务市场,后开展了现货市场建设。因此,市场间需要进一步协调衔接。

                  对于中长期市场,目前以电量合同为主的中长期市场需要市场运营机构在日前对原有电量合同进行曲线分解,或者由市场中购售电双方在现货开市前进行协商分解,使得中长期合同能够在现货市场条件下进行结算。这就可能造成曲线分解不能完全体现市场主体意愿,或者由于日前购售电主体对现货市场价格已经形成了比较准确的判断,曲线分解变成了“零和游戏”,很难达成一致。此外,中长期市场和现货市场价格完全脱钩,中长期市场合同签订往往参考的是标杆上网电价,在一定成本上反映的是发电综合成本,而现货市场是边际成本竞争,二者很难协调一致,这也影响了市场主体在中长期市场和现货市场之间的自由流动,使得中长期市场和现货市场价格持续走低的问题继续恶化。

                  对于辅助服务市场,现货市场启动后,原来的调峰辅助服务市场功能原则上可以由现货市场代替,但是火电机组进行深调改造的成本收益预期将变得不确定,存在影响火电机组深调改造积极性的风险。此外,各试点地区调频市场与电能量市场普遍分开运行,大部分尚未建设备用市场,存在机组在调频市场中套利或者调频激励不足,备用机组成本无法得到补偿等问题。随着可再生能源装机规模的不断扩大,原有辅助服务成本在发电侧内部分摊的方式将不可持续。

                  下一步,一是应落实中长期市场签订分时的量价曲线,提高中长期市场交易频次,丰富交易周期,制定灵活的开市周期,确保市场主体能够通过中长期市场交易,调整中长期合约持仓水平,切实发挥中长期规避风险的作用。应在完善辅助服务市场、容量补偿等容量机制的条件下,逐步推动中长期市场和现货市场价格并轨。二是推动各试点地区完善调频市场,建立备用市场,研究调频、备用和现货电能量市场的联合出清,避免辅助服务市场价格(补偿)过激励或欠激励。同时,尽快推动辅助服务费用向用户侧分摊,保证火电等调节电源的合理收益。

                  (四)可再生能源参与现货市场问题

                  可再生能源参与市场化交易是我国电力市场建设必须面临的问题。目前,部分试点地区的可再生能源不参与现货市场,而是作为优先电源,作为现货市场出清的边界条件,这就使得可再生能源不需要为曲线偏差在现货市场中承担相应的经济责任,会导致不平衡资金的出现,不利于可再生能源提高自身的功率预测水平。

                  部分试点地区的可再生能源以“报量不报价”方式参与现货市场,随着可再生能源装机占比的不断提高,现货电能量价格必然持续降低,如果可再生能源参与市场后,相关配套保障机制不完善,可能会影响可再生能源投资积极性。

                  下一步,应该进一步研究可再生能源参与现货市场的方式,以及可再生能源参与中长期市场的方式,切实发挥中长期合约对于可再生能源企业规避风险的作用。同时,必须完善市场外保障机制,完善可再生能源全寿命周期电量补贴机制,推动绿证交易,保证可再生能源基本收益。

                  三、总结

                  我国现货市场建设取得了积极进展,但是仍然面临一些问题。随着结算试运行周期的不断拉长,上述问题可能会对现货市场平稳运行产生一定的影响,需要进一步完善市场顶层设计,保证政策间的有机协调。

                  随着“30?60”目标的提出,可再生能源将逐步成为我国的主力电源,现货市场建设将是平衡不同发电类型企业利益、合理引导系统中灵活调节资源发展和输电通道建设、激励需求侧资源参与系统调节的重要途径。必须认识到现货市场不是“万能解药”,成熟现货市场的关键作用在于发现电力价格,实现不同类型资源的合理定价,从而为电源、电网投资提供指引,为市场外政策制定提供参考,为支持性政策的精准实施提供保障。

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