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史連軍:電力市場建設需以系統(tǒng)思維統(tǒng)籌推進

中國電力企業(yè)管理發(fā)布時間:2022-05-13 12:21:22  作者:史連軍

  中央全面深化改革委員會第二十二次會議審議通過《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(簡稱《指導意見》),為下一步深化電力市場體系建設指明了方向。國家發(fā)改委相繼發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號,簡稱1439號文)以及《關于組織開展電網企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》(發(fā)改辦價格〔2021〕809號,簡稱809號文),電力市場建設進入了加速推進的新階段。

  結合筆者工作實際,本文將分三個部分,談談我國電力市場建設和運營的新特點與下一步工作思考。

  近期電力市場運行基本情況

  從去年下半年以來,我國電力市場出現三方面新變化。

  第一是中央深改委審議通過《指導意見》,習近平總書記指出,要遵循電力市場運行規(guī)律和市場經濟規(guī)律,優(yōu)化電力市場總體設計,實現電力資源在全國更大范圍內共享互濟和優(yōu)化配置,加快形成統(tǒng)一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。

  第二是去年下半年出現的能源供應形勢的變化。前幾年,能源供需形勢相對寬松,去年下半年煤炭價格出現較大波動,電力供需形勢轉向緊平衡。由于煤炭價格的高位運行以及負荷增長、新能源波動性等因素,電力緊平衡情況可能還將延續(xù)。

  第三是國家發(fā)改委相繼印發(fā)了1439號文和809號文。在發(fā)電側,全部燃煤機組全面進入市場;在用戶側,除居民和農業(yè)等保障性用電外,所有工商業(yè)用電也全面進入市場,電力市場建設進一步提速。

  從近期電力市場運行的基本情況來看,呈現以下幾個特點——

  一是從市場整體看,市場主體數量顯著增加。2021年10月以來,國家電網公司經營區(qū)域內市場主體數量相應大幅增長,新增市場主體超過14.5萬家,截至目前累計注冊市場主體達到42萬家。新增用戶中,直接交易電力用戶1.8萬家,占比12.27%;零售用戶12.7萬家,占比87.73%。從去年11月至今年2月,市場主體月均新增超3萬家。隨著全部工商業(yè)用戶進入市場,今年市場主體數量和市場電量還將增長。但目前大約還有4000萬用戶仍通過電網公司代理購電,包括一般工商業(yè)、小微企業(yè)和其他企業(yè)等等。

  二是從電量規(guī)模來看,交易規(guī)模躍遷式增長。隨著全部工商業(yè)用戶進入市場,市場交易電量規(guī)模大幅增加,各省份月度直接交易電量總體規(guī)模環(huán)比增加超1200億千瓦時。據測算,2022年電力市場化交易占比將從50%左右提高到75%左右。隨著發(fā)用電計劃進一步放開,用電側基本實現“應放盡放”。

  三是從價格來看,交易電價隨一次能源價格波動。去年下半年以來,市場電價逐月走高,從中長期市場來看,通過落實國家政策要求,積極組織換簽、改簽等方式開展交易,中長期市場價格于去年10月開始上升,今年1月達到了0.4元/千瓦時的水平,上浮比例約20%,初步實現了一次、二次能源的價格傳導和政策預期目標。從現貨市場來看,現貨市場價格先升后降,基本與燃煤發(fā)電變動成本變化同步。國家電網公司現有山西、甘肅兩個連續(xù)運營的現貨市場試點,現貨市場價格波動范圍較大。去年9月,現貨價格最高達到了633元/兆瓦時(兩個現貨市場的加權平均),隨國家對煤炭宏觀調控后回落至去年一二季度水平,并呈現波動態(tài)勢,基本體現了燃煤發(fā)電變動成本變化和新能源出力波動對市場交易價格的影響。

  四是新能源市場化交易規(guī)模逐步增長。去年,國家電網公司經營區(qū)域累計消納新能源電量7569億千瓦時,同比增長38.7%,新能源利用率超過97%。其中,新能源市場交易電量2314億千瓦時,占比30.5%,較2020年提高4.2個百分點。今年一季度,新能源市場電量占比同比增長12個百分點,達到約38%。

  五是全網統(tǒng)一平衡特征更加凸顯。從購電來看,北京、上海外來電的比例占60%以上;送出省份比較典型的蒙東、寧夏,外送電量已經超過了本省區(qū)用電量。當前,外受/送電對各省區(qū)平衡影響日益增大,2021年國家電網公司經營區(qū)域內外送/受電超過用電量30%的省份共10個;省間交易規(guī)模近幾年穩(wěn)步攀升,截至2021年底達1.24萬億千瓦時,約占國家電網公司售電量的四分之一,全網統(tǒng)一平衡格局進一步深化。

  六是電網公司代理購電工作平穩(wěn)實施。去年12月以來,按照1439號文和809號文要求,國家電網公司經營區(qū)域內各省級電網公司開展首次代理購電交易。去年12月和2022年1月,國家電網公司經營區(qū)域內代理工商業(yè)用戶售電量分別達到1420億千瓦時和1216億千瓦時,分別占總售電量的32%和26%。從代理價格來看,電網代理購電均價高于批發(fā)市場均價,與零售用戶均價持平。去年12月、今年1月,國家電網公司經營范圍內各省(區(qū)、市)代理購電均價分別為433.65元/兆瓦時、439.16元/兆瓦時(不含優(yōu)購損益等),較批發(fā)市場(大用戶+售電公司)購電價格高13~15元/兆瓦時,較零售用戶購電均價高0.5~0.8元/兆瓦時,基本持平。造成上述價格差的主要原因是優(yōu)發(fā)電量與優(yōu)購電量的不匹配。

  七是從交易組織情況來看,年度中長期交易出現惜售現象,短期靈活交易需求大幅上升。受供需形勢變化、一次能源波動、新能源預測因素影響,考慮到合同履約執(zhí)行等因素,市場主體對較長周期電力交易的謹慎度明顯提高。從交易周期看,2021年各類型發(fā)電企業(yè)參與省間交易年度交易報價1.13萬次,較2020年減少了510次。從報價成交比來看(成交次數與報價次數之比),年度交易成交比最低,為41.08%。而月度和月內相應成交比是比較高的,分別為84.86%和77.90%。與此同時,購售雙方對短期靈活交易需求大幅上升。從供需比或購售比來看,年度購售比僅106%。但月度、月內購售比則逐步上升。分月來看,2021年第四季度省間交易購售比較小,去年11月份低于100%。上述供需比完全由市場的申報電量和購電量計算得出(不考慮阻塞、安全核驗等因素),如此看來,靈活性交易的需求大幅度增加。

  八是綠電購買需求大幅度增長。去年9月,在國家發(fā)展改革委指導下,北京電力交易中心創(chuàng)新組織開展了綠色電力交易,2021年累積開展綠電交易75.21億千瓦時。首次交易成交電價比中長期市場均價高0.03~0.05元/千瓦時,隨著燃煤電量市場化價格上漲,后續(xù)交易價格也有所增長,較原燃煤基準價平均上漲0.06元/千瓦時,充分體現了綠電的環(huán)境價值。與用戶側購買需求相比,發(fā)電側呈現供給不足的問題。主要原因是目前平價新能源電量總體規(guī)模較小,帶補貼的新能源機組暫未參與綠電交易。

  市場建設面臨的三大挑戰(zhàn)

  按照中央深改委會議精神和118號文的要求,統(tǒng)籌考慮當前電力市場建設實際進展和實踐中呈現的新趨勢,下一步電力市場建設將面臨三方面的挑戰(zhàn),也可概括為安全、低碳、高效的“能源不可能三角”。

  第一大挑戰(zhàn)就是如何適應供需形勢新變化。

  從整個電力系統(tǒng)的平衡角度來看,要發(fā)揮好火電機組保障作用。將來,火電機組主要發(fā)揮支撐和調節(jié)作用,電量將逐步降低,但調節(jié)作用則越來越突出。但是,目前火電企業(yè)的經營方式沒有發(fā)生過多改變,企業(yè)仍在用發(fā)電量、設備利用小時數等指標來判斷自身經營狀況或進行投入,這種經營模式其實已經不可持續(xù)。當下,火電企業(yè)需要去研究市場轉型期自身市場地位的變化,以及在新的市場定位中如何實現盈利。

  新能源反調峰、難預測的特性不利于保障供應和市場運行,要進一步通過市場來消除或減少新能源的不可預見性、反調節(jié)性。從電力曲線來看,發(fā)用電計劃放開后還存在電量、電力不匹配的問題。發(fā)電側放開的經營性發(fā)電機組如火電機組調節(jié)能力強,保留的優(yōu)先發(fā)電機組卻是呈反調節(jié)特性的新能源機組;而用戶側放開的經營性用戶的峰谷差小,保留的優(yōu)購用戶卻是峰谷差大且需要發(fā)電側提供調峰能力的。優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電在電力交易曲線上難以匹配,需要合理設計保障優(yōu)購用戶高峰用電需求的機制。

  第二大挑戰(zhàn)是如何通過市場機制承接新能源的大規(guī)模接入。

  新能源的主要特征是低邊際成本、高系統(tǒng)成本、出力高波動性、高隨機性和高不可預見性。由于上述特性,決定了新能源參與市場后,電力市場機制和價格體系都需要重新設計。目前的電力市場機制和理論都是以邊際出清為原則,即以滿足負荷需求的最后一臺機組的價格進行市場出清。在現有模式下,現貨市場在面對高比例新能源時,極端價格頻現,例如甘肅現貨市場較多時段按照最高、最低限價出清;近期山西現貨市場運行中,更是出現了一日長達17小時零電價的極端情況。新能源反調峰特性下,如何保障其在市場中的收益和健康發(fā)展,是新能源進入市場必須考慮的問題,也是關乎新能源未來發(fā)展的根本性問題。

  第三大挑戰(zhàn)是如何保障電力價格穩(wěn)定。

  首先,“雙碳”目標下,各類電源功能定位的變化造成電力商品價值的精細化和差異化,亟需對電力市場價值體系進行細分。在電能量價值的基礎上,進一步細分出電力容量價值、調節(jié)價值和綠色價值,有助于通過價格信號促進系統(tǒng)主體進一步明確分工,促進火電機組提高靈活性和供電保障基礎能力,提升系統(tǒng)調節(jié)能力。相關電價體系需要系統(tǒng)設計,相關市場機制需要深入研究。其次,需要促進一二次能源價格合理傳導。受全球疫情、局部沖突等因素影響,國際能源價格大幅飆升。我國煤炭價格自去年7月開始快速上漲,在國家有力調控后下降企穩(wěn)但仍然維持高位運行,近期受需求回暖、庫存下降影響,煤價再次走高。2月,國家發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》,明確了570~770元/噸(秦皇島5500千卡)的價格指導區(qū)間。下一步需要進一步理順一二次價格傳導機制,緩解“煤-電頂牛”問題,促進燃料成本向終端用戶合理疏導。最后,要進一步發(fā)揮好中長期交易壓艙石作用。2022年省間年度交易組織中,傳統(tǒng)外送省份外送規(guī)模和活躍度大幅度下降,西北、東北典型外送省份在年度市場達成的網對網送電規(guī)模僅為去年的三分之一。省間中長期交易無法足量簽約,中長期交易在穩(wěn)定省間基礎潮流、穩(wěn)定電力價格方面的作用無法得到充分體現,給系統(tǒng)運行和穩(wěn)定電力價格帶來新的不確定性。需要促進中長期交易足量簽約,穩(wěn)定市場價格預期,平抑電力價格波動。

  對下一步電力市場建設的思考

  針對前述種種問題和挑戰(zhàn),筆者認為,重點要從健全多層次市場體系、完善市場體系功能、健全交易機制等幾個方面開展工作。

  第一,要以系統(tǒng)化思維開展電力市場設計,健全多層次統(tǒng)一電力市場體系。從當前電力市場建設運營實際看,不同品種、不同周期、不同范圍的市場之間相互耦合、彼此影響,例如保障新能源發(fā)展就與優(yōu)先發(fā)用電匹配、健全中長期交易機制、推動現貨市場建設、輔助服務市場建設等多個方面相關。市場建設呈現“牽一發(fā)而動全身”的特點,要避免“頭痛醫(yī)頭,腳痛醫(yī)腳”。實際工作中,要強化電力市場的頂層設計,以系統(tǒng)思維構建市場體系,繪制市場建設的“施工圖”和“路線圖”,統(tǒng)籌推進市場建設。

  第二,現階段需要堅持和完善“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場建設路徑。考慮到省間市場在保障平衡格局、促進新能源消納方面的重要作用,我們認為,現階段應繼續(xù)堅持“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場架構,省間市場定位于落實國家能源戰(zhàn)略、促進大規(guī)模資源優(yōu)化配置,建設資源配置型市場;省內市場定位于保障電力供需平衡和電網安全穩(wěn)定運行,建設電力平衡型市場。省間優(yōu)先于省內開展交易組織,其結果應作為省內市場的邊界。同時,結合電力市場建設面臨的新形勢和關鍵問題,應堅持省間-省內市場“三個統(tǒng)一”,即“統(tǒng)一核心規(guī)則、統(tǒng)一運營平臺、統(tǒng)一服務規(guī)范”,不斷完善“兩級運作”機制,隨市場建設不斷深入推進,逐步實現多層次市場的融合和協(xié)同運行。

  第三,要有序推動新能源進入市場。隨著新能源發(fā)電量不斷提高,需要從市場機制和政策體系上做好新能源市場化消納的承接。在機制設計上,不斷完善新能源參與市場的交易組織方式、價格機制以及配套銜接機制,明確新能源主體的市場平衡責任,對系統(tǒng)內支撐性、調節(jié)性電源進行合理補償;此外,做好綠色電力交易與綠證、可再生能源消納責任權重等方面的銜接,在交易中努力實現綠色溢價;在政策體系上,發(fā)電側區(qū)分存量與增量項目,增量平價項目直接參與市場交易,積極推進存量項目保障利用小時數外電量進入市場;用戶側壓實可再生能源消納責任,并通過高耗能用戶最低綠電消費比例等政策,進一步促進新能源消納。

  第四,逐步推動各類主體參與市場。明確市場準入標準,規(guī)范準入流程,推動包括抽蓄、儲能、可調負荷資源、分布式能源、新能源汽車等靈活性調節(jié)資源,以獨立主體或聚合商模式參與市場。發(fā)揮好新興市場主體靈活調節(jié)優(yōu)勢,推動其參與輔助服務市場、調節(jié)容量市場和需求側響應,與新能源電源高效互動。針對以自平衡的差額部分參與市場,和全額直接參與市場等不同模式,積極開展研究分析,探索適應我國市場建設的新興主體參與市場模式。

  第五,深化開展中長期市場連續(xù)運營。充分發(fā)揮中長期市場在穩(wěn)定基礎供需、穩(wěn)定價格水平方面的重要作用。一是要在時間尺度上更加貼近實際運行,進一步提高交易頻次,縮短交易周期,實現中長期市場按工作日連續(xù)交易。二是通過引入帶時標能量塊交易,實現中長期電能商品的標準化,便于市場主體更加靈活、更加充分地購買、售出電能,更好適應電力供需頻繁變化和新能源發(fā)電波動性、隨機性特點,盡量使中長期交易與現貨交易無縫銜接。

  第六,在現貨市場建設方面,要發(fā)揮好現貨市場實時調節(jié)供需的重要功能,盡快推動省間現貨市場正式運行,形成“省間+省內、中長期+現貨”的市場完整體系,同時積極推動省級現貨市場建設,按照雙邊交易的要求逐步推動用戶側參與現貨市場,促進發(fā)用兩側協(xié)同互動。

  第七,要深化輔助服務市場建設。在持續(xù)完善現有調頻、備用輔助服務機制基礎上,推動調峰市場與現貨市場融合,積極探索有利于常規(guī)能源發(fā)揮支撐作用的輔助服務新品種,比如快速爬坡、轉動慣量等,更好滿足系統(tǒng)調節(jié)需求。同時,需要按照“誰受益、誰承擔”的市場原則,推動輔助服務成本向用戶側疏導。

  第八,建立容量補償機制和容量市場。需要遵循穩(wěn)妥有序原則,分階段推進容量機制建設,其中,容量市場的建設應包括兩個方面,一是考慮長期容量充裕度的容量市場,主要用于引導新增設備投資;二是考慮中長期電能量平衡的年度、月度備用容量市場,主要用于保障電力電量平衡格局。

  第九,進一步完善電力市場價格形成和傳導機制。一是要穩(wěn)定一次能源供應與價格,為市場提供穩(wěn)定預期;二是要強化交易組織、細化合同設計,促進煤價波動在電價中合理體現;三是暢通傳導路徑,實現價格信號有效傳導到終端用戶,促進用戶調整自身用電行為、改善全網平衡。

  最后,要強化多時間尺度市場平衡機制。未來,要充分考慮到全品種、全空間、全時間段,細化設計平衡市場,推動市場主體在各時間尺度、空間范圍內通過平衡機制有效互動,形成一個完整的交易體系,來保證新能源消納和新型電力市場建設。(本文根據作者在中電聯(lián)2022年經濟形勢與電力發(fā)展分析預測會上專題演講整理,由作者審定)

  本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年04期,作者系北京電力交易中心總經理

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