电力中长期交易如何过渡到现货市场?_能谱网

以中发9号文为标志的新一轮电力体制改革,重点围绕解决电力行业市场机制缺失问题,提出了我国深化电力体制改革的目标和任务。改革实施三年以来,我国电力市场建设稳步推进,市场建设成效初显,市场化交易已达到了一定规模,根据中电联统计数据显示,2017年,全国市场化交易电量合计16324亿千瓦时,占全社会用电量比重达到25.9%。随着市场建设的不断深化,多买多卖的市场竞争格局逐步形成,改革所带来的经济实体用电成本降低、促进清洁能源消纳等红利加快释放,受到社会各方广泛关注。

无论在传统的计划管理还是在新的电力市场体制下,电力电量平衡问题都属于电力系统规划、运行的核心问题。我国电力市场改革路径基本是从中长期电量交易开始的,在这种交易模式中,由于合同电量与物理执行电量总有一定的偏差,需要妥善处理电量平衡问题。电能难以大规模存储,由于电力系统安全稳定运行的物理要求,电力必须实时平衡。

当前,电力市场建设已由顶层设计转向实施落地。电力市场总体框架和建设方向已经明确,但具体如何建设仍不清晰,市场模式选择及交易品种设计尚存在分歧。下一步深化电力市场建设,必须立足国情,充分考虑我国经济社会发展阶段、基本经济制度、行政管理体制、能源禀赋和电源电网结构等特点,合理设计市场模式和发展路径。我国电力市场建设面临的特殊国情和形势,对深化电力市场建设提出了七大要求:

国家发改委、国家能源局2016年12月29日印发的《电力中长期交易基本规则的第八章与第九章分别对合同电量偏差处理与辅助服务问题进行了原则性规定,属于过渡性的电力电量平衡机制,但电力电量平衡问题的最终解决之道还是要靠现货市场的建立。

一是我国资源大范围配置需求突出,要求进一步打破省间壁垒,加快构建全国统一电力市场。我国能源供需逆向分布的特点,决定了能源资源必须在更大范围内进行配置。然而,我国长期形成以省为实体的财税管理体制和电力平衡机制,在经济新常态、电力供过于求的背景下,地方政府普遍对省间交易进行干预,制约市场功能的发挥。为促进资源大范围优化配置,必须通过合理机制设计打破省间壁垒,加快建立全国电力市场。

从电力中长期交易向现货交易过渡的路线图

二是新能源发展迅猛,“三弃”问题突出,要求加快建立促进新能源充分消纳的市场机制。我国新能源资源集中、规模大,远离负荷中心,难以就地消纳,加之灵活调节电源占比低,近几年电力需求增速减慢等多种因素共同作用下,新能源消纳矛盾更加突出。需要抓紧研究建立可再生能源参与的市场机制,以市场化手段促进新能源消纳。

此前笔者指出,由于翻译的问题,电力现货市场(electricityspotmarket)实际上是一个有争议的概念。本文的现货市场特指日前、日内、实时的实物交易市场。

三是计划与市场长期共存,要求市场建设能够促进计划向市场平稳过渡。为防止电力市场价格波动给国民经济和社会稳定造成较大影响,政府计划需要逐步被市场交易所取代,我国电力市场会长期存在“市场+计划”的双轨制。如何实现计划向市场的平稳过渡是目前市场建设中亟需解决的重要问题。

结合“基本规则”,本文提出从电力中长期交易到现货交易的时序路线规划,如图1所示,供市场设计者、运营者、监管者及市场主体参考。图中时间节点只是大致估算,最终取决于各地市场建设的实际进展。

四是市场化交易规模不断扩大,电力电量平衡面临挑战,要求加快建设完善电力市场体系。随着市场化交易规模的不断扩大、新能源的迅猛发展,电力电量平衡面临挑战,需要尽快建立健全中长期交易与现货交易相结合的完整电力市场体系,从而在满足市场经济规律的同时,保证电力供需平衡和电网安全运行,促进清洁能源充分消纳。

图1从电力中长期交易到现货交易的时序路线规划图

五是部分地区发电市场集中度较高,要求市场建设必须合理解决市场结构问题,有效防范垄断风险。部分省存在发电集团寡头垄断,单一发电企业市场份额过大的情况。特别是当前电力央企重组形势下,发电集团市场垄断问题更加突出,将对市场正常运行产生影响,需要在市场机制设计中予以考虑。

各阶段电力市场的特点如下:

六是市场交易主体不断增多,但市场环境尚不成熟,法律信用体系不健全,要求市场建设必须同步完善监管体系。我国尚处于市场建设初期,市场环境的不健全迫切要求进一步完善市场监管机制、强化监管能力建设、健全监管法规体系,加强对发电和售电等各类市场主体交易秩序、市场力、违规行为等的监管,确保交易组织和调度公平、信息发布公开透明,及时评估市场运行状态及潜在风险,切实保障市场建设的有序推进。

1.第一年:初步建立年度双边协商与月度集中竞价市场

七是科技创新不断进步,新业态层出不穷,要求市场建设有利于引导商业模式和业务模式创新。市场化改革实施三年来,独立配售电公司加快组建,社会资本积极寻找投资机遇和发展空间,互联网+售电、综合能源服务等新技术、新产业、新业态层出不穷,要求深化改革应以市场为导向,进一步破除体制机制障碍,鼓励和引导市场主体加快转型升级、积极开展技术创新。

市场主体:各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户。

基于我国国情考虑,深化电力市场建设需着力解决五大关键问题:一是如何推动现货市场起步,二是如何打破省间壁垒,三是如何在市场环境下促进新能源消纳,四是如何实现计划向市场的平稳过渡,五是如何解决发电市场集中度高的问题。

特点:开展年度长协交易和月度集中竞价交易,对合同偏差电量进行事后结算和考核。

问题一:现货市场如何起步

用户侧电价:两部制电价和单一制电价的大用户,其电量电价均由市场决定,执行峰谷电价的大用户交易价差不随峰谷电价浮动。通过售电公司购电的用户电价机制类似,剩余的用户采用目录电价。

国家要求“2018年底前,启动现货交易试点;2020年全面启动现货交易市场”,并已启动南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃的现货市场试点工作,目前试点地区正在积极开展试点方案和规则编制等准备工作。现货试点工作即将启动,但目前社会各界对于现货市场的模式选择、启动条件等问题仍存在较多争议。

2.第二、三年:完善月度集中竞价市场建设,初步建立平衡机制

1.现货市场的模式

市场主体:各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。

从国际经验看,现货电力市场主要存在两种模式。模式一:中长期交易采用物理双边合约,剩余部分电量参与现货交易,如英国、北欧、德国等欧洲国家普遍采用该模式。该模式的特点是,市场规则相对简单,市场价格波动风险较小,但中长期物理交易难以反映短期价格信号,竞争机制发挥的作用相对有限,且现阶段调度实施中长期物理交易校核存在困难。模式二:中长期交易采用双边差价合约(发电企业和消费者签订差价合约,合约中规定了参考电价和电量。如果现货市场价格低于合同规定的参考电价,不足部分由消费者支付发电企业,反之,发电企业返还超额收益。差价合约中的物理量不具有约束力,不需要强制执行)
,发电企业全部电量均参与现货交易,如美国、澳大利亚等国家采用该模式。该模式的特点是,市场竞争激烈,价格充分反映市场即刻的供求变化信息,资源配置效率更高,但市场规则复杂,在现货市场建设尚不完善时,价格波动、电网安全运行和用户用电安全等风险较大。

特点:继续开展年度长协交易,完善月度集中竞价交易,开展合同电量转让交易。建立初步的电力电量平衡机制:在电量平衡机制中,按机组煤耗或预挂牌报价调度,并包括事后的偏差电量考核与结算;电力平衡机制主要探索调峰服务市场化的途径。

目前,我国电力市场建设处于起步阶段,电力交易以计划为主,存在部分大用户直接交易,相比而言,采用部分电量现货模式更易于与现有模式衔接,降低改革风险,适合市场力大或供需紧张、计划电量放开比例较低的省份。对于新能源占比高、市场力较小、供需宽松、市场环境成熟度高的省份可探索全电量现货模式。此外,为了实现向未来全国统一电力市场的演变,各省现货市场在起步之初其核心规则就需要统一。

3.第三、四年:完善月度集中竞价市场与平衡机制建设,初步建立日前现货市场

2.现货市场启动需具备的条件

市场主体:各类发电企业、售电企业公司、电网企业、电力用户和独立辅助服务提供者。

受电网安全、电源技术特性等约束,现货市场的运行机制和交易方式都较为复杂,需要提前做好充分准备。从国际经验看,美国加州ISO等现货市场运行都建立在扎实的前期工作基础上(美国加州ISO、得克萨斯州ERCOT现货市场建设用时均超过3年)
。从我国实际看,要实现2018年底前启动试点、2020年全面启动的改革目标任务,面临较大挑战,亟需做好以下准备工作:

特点:月度竞价市场采用峰谷平3个电量段进行竞价。日前交易采用峰谷平3时段分时竞价,如下:

一是提升市场主体的市场意识,增强其参与市场的主动性;二是制定市场规则,夯实制度基础;三是建立完善相关市场技术支持系统,包括机组组合技术、负荷预测技术、出清算法、电量分解技术、结算清算技术、机组统一调用技术等,加快工程运用;四是强化发电和用户侧的硬件基础,例如,可依托公司营销系统的改造,推动发电和用户具备每天采集96点的数据采集条件。

日前市场的交易区间是次日的24小时,将交易日分为峰谷平3个竞价时段(与分时电表的时段设置一致,各地可能有所不同),如表1所示,通过集中竞价得到次日的峰谷平3时段电价。

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