中國儲能網(wǎng)訊：電力現(xiàn)貨市場是我國統(tǒng)一開放、競爭有序電力市場體系的重要組成部分。當前，隨著“雙碳”目標和新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建，電力系統(tǒng)運行機理和平衡模式深刻變化，新能源消納和電力供應(yīng)保障面臨較大挑戰(zhàn)，必須加快探索市場化的解決方案。深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，對于充分發(fā)揮價格信號引導(dǎo)作用，通過市場機制保障電力實時平衡和電網(wǎng)安全運行，促進“雙碳”目標落實和新型電力系統(tǒng)構(gòu)建，提高電力資源配置和系統(tǒng)運行效率均具有重要的現(xiàn)實意義。
我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進展
2017年國家發(fā)展改革委、國家能源局啟動現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作以來，各地在探索中不斷深入推進，取得顯著成效。從第一批試點看，南方（以廣東為起步）、山西、浙江、四川、福建、山東、甘肅、蒙西8個地區(qū)2021年完成季度以上的結(jié)算試運行，2022年山西、甘肅、山東、廣東等地區(qū)實現(xiàn)長周期不間斷試運行，充分發(fā)揮現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)分時電價、反映市場供需的基礎(chǔ)作用，并按照“邊試邊改”的原則，不斷完善市場規(guī)則及配套機制。從第二批試點看，上海、江蘇、湖北、河南、遼寧、安徽6個試點省份市場建設(shè)穩(wěn)步有序推進，其中江蘇完成周以上的結(jié)算試運行，安徽完成第一次調(diào)電試運行，湖北、河南、遼寧、上海完成至少一次模擬試運行。其他18個非試點地區(qū)積極推進現(xiàn)貨市場建設(shè)工作，河北南網(wǎng)、冀北、陜西、江西、貴州、重慶、海南、新疆、黑龍江、青海、廣西、天津、寧夏、湖南14個地區(qū)完成現(xiàn)貨市場建設(shè)方案編制，正在加緊修改完善規(guī)則并同步建設(shè)開發(fā)技術(shù)支撐系統(tǒng)。南方、京津冀區(qū)域電力市場試點建設(shè)工作穩(wěn)步推進，南方區(qū)域市場已于2022年7月啟動模擬試運行。
同時，為有效解決新能源快速發(fā)展帶來的消納問題，國家發(fā)展改革委、國家能源局于2017年批復(fù)啟動跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點工作，通過挖掘跨區(qū)域省間輸電通道的富余容量，促進送端可再生能源的外送消納。運行5年以來，16個省份超過2300家可再生能源發(fā)電企業(yè)參與交易，累計減少可再生能源棄電超260億千瓦時，有效培養(yǎng)了市場主體的市場意識，鍛煉了市場人才隊伍，積累了市場建設(shè)和運行經(jīng)驗，為建立健全省間電力現(xiàn)貨市場體系奠定了堅實基礎(chǔ)。2022年11月，在跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點的基礎(chǔ)上，國家發(fā)展改革委、國家能源局批復(fù)省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則，省間電力現(xiàn)貨市場的市場主體參與范圍進一步擴大，市場交易范圍也得到顯著提升，市場交易機制更加完善。自2022年7月起，省間現(xiàn)貨開啟為期半年的連續(xù)結(jié)算試運行。
我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)成效
總體來看，現(xiàn)貨市場試運行平穩(wěn)有序推進，發(fā)揮了現(xiàn)貨市場的資源優(yōu)化配置作用，反映了一次能源價格波動，促進了可再生能源消納和能源轉(zhuǎn)型，激發(fā)了常規(guī)能源調(diào)節(jié)能力，提升了電力資源大范圍優(yōu)化配置能力。
電力現(xiàn)貨市場價格有效反映一次能源價格變化和電力供需，實現(xiàn)了成本有序向用戶側(cè)疏導(dǎo)?，F(xiàn)貨市場結(jié)算試運行期間，電力現(xiàn)貨市場出清價格上漲反映了電煤等一次能源價格上漲情況，實現(xiàn)了發(fā)電企業(yè)燃料成本向用戶側(cè)傳導(dǎo)，緩解了發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難，運用市場化手段解決了問題。廣東2021年12月現(xiàn)貨均價上漲至0.682元/千瓦時，較同年5月上漲34%?，F(xiàn)貨價格上漲促進了燃煤成本向用戶側(cè)的傳導(dǎo)，有效緩解了發(fā)電企業(yè)燃煤價格上漲帶來的成本壓力。
現(xiàn)貨試點探索適宜新能源參與的市場機制，在新能源裝機不斷增長的同時，有效維持了較高的新能源利用率。部分試點采用新能源報量不報價、報量報價的市場設(shè)計，推動新能源參與現(xiàn)貨市場；同時通過創(chuàng)新市場機制，有效引導(dǎo)靈活性機組發(fā)揮調(diào)節(jié)能力，促進新能源消納。山西通過調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場融合，激勵火電機組自主提高運行上限、降低運行下限，提升運行靈活性；引導(dǎo)火電機組主動按需啟停，2021年全年啟停逾1000臺次，單日最大增加新能源消納空間264.4萬千瓦，全年增加消納新能源31.3億千瓦時。甘肅引入新能源參與輔助調(diào)頻，即優(yōu)先利用富余新能源填補預(yù)測偏差產(chǎn)生的分鐘級發(fā)電空間，實現(xiàn)新能源發(fā)電最大化，在新能源裝機增加660萬千瓦的情況下，2021年新能源利用率達96.83%，同比提高1.5個百分點，實現(xiàn)了新能源利用率穩(wěn)步增長。
現(xiàn)貨試點通過提高價格上限、引入容量補償?shù)仁侄渭罨痣婍敺灏l(fā)電，有效驗證了現(xiàn)貨市場的保供作用。山西提高現(xiàn)貨市場限價至1.5元/千瓦時，火電企業(yè)為賺取高峰電價，積極投油、上優(yōu)質(zhì)煤、提前對設(shè)備消缺，2021年12月燃煤機組發(fā)電受阻容量同比最大下降約200萬千瓦，降幅達35%。甘肅提高現(xiàn)貨市場限價至0.8元/千瓦時，有效激勵機組在電力供應(yīng)緊張時主動頂峰發(fā)電，提升電力供應(yīng)能力，2021年累計增發(fā)電量超過90億千瓦時。山東執(zhí)行0.0991元/千瓦時的容量補償機制，有效降低燃煤機組發(fā)電受阻容量，2021年12月燃煤機組發(fā)電受阻容量同比下降約112萬千瓦，降幅達10.53%。
省間現(xiàn)貨市場順利啟動連續(xù)結(jié)算試運行，跨省區(qū)電力優(yōu)化配置能力進一步提升。從試結(jié)算情況來看，一是資源優(yōu)化配置范圍擴大，省間電力現(xiàn)貨交易范圍由原來的“跨區(qū)域省間”擴展至“所有省間”，電力資源配置靈活性大幅提升。二是余缺互濟能力增強，平衡緊張省份通過省間電力現(xiàn)貨交易購入電力滿足自身平衡需求，大幅減少了日前、日內(nèi)應(yīng)急調(diào)度需求；新能源發(fā)電實現(xiàn)更大范圍消納，試結(jié)算期間新能源日均交易電量較跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點期間大幅上漲。三是市場交易類型豐富，新增火電企業(yè)參與省間電力現(xiàn)貨交易后，成交均價高于省內(nèi)中長期均價，提高了收益水平和發(fā)電積極性，增加了全網(wǎng)可調(diào)用資源。
我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)面臨的挑戰(zhàn)和下一步建議
系統(tǒng)性開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、實現(xiàn)“雙碳”目標的重要保障，作為全國統(tǒng)一電力市場體系的重要組成部分，電力現(xiàn)貨市場需要不斷加強市場機制與政策的統(tǒng)籌銜接，并基于我國國情因地制宜開展探索實踐。當前，我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)面臨的挑戰(zhàn)和下一步建議如下：
省間市場與省內(nèi)市場的銜接問題
在全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)下，按照“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場運作模式，初步實現(xiàn)了省間電力現(xiàn)貨市場、區(qū)域輔助服務(wù)市場、省內(nèi)電力現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場的聯(lián)合運作。隨著省間、省內(nèi)市場的快速推進，省間與省內(nèi)市場的銜接問題日益凸顯。當前，各試點省份普遍將省間市場結(jié)果作為省內(nèi)市場的邊界條件，在日前市場中按照省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清、省間現(xiàn)貨市場和區(qū)域輔助服務(wù)市場正式出清、省內(nèi)現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場正式出清的時序開展，省間、省內(nèi)市場運行時序和交易流程嚴密配合，單一時序延誤可能影響后續(xù)整個交易流程。
為進一步加強省間、省內(nèi)市場銜接，可從功能定位、交易時序、偏差處理、交易規(guī)則等方面探索省間、省內(nèi)市場銜接新機制。
在功能定位上，省間市場定位于保障國家能源戰(zhàn)略實施，實現(xiàn)大范圍資源優(yōu)化配置，促進可再生能源消納；省內(nèi)市場主要保障省內(nèi)資源優(yōu)化配置、電力電量供需平衡和安全供電秩序。
在交易時序上，按照省內(nèi)市場預(yù)出清、省間市場正式出清、省內(nèi)市場正式出清的時序確保市場運營與電網(wǎng)運行的緊密銜接。
在偏差處理上，根據(jù)偏差產(chǎn)生的原因區(qū)分省間、省內(nèi)偏差并分別按照省間、省內(nèi)市場規(guī)則進行處理。在交易規(guī)則上，推動省間、省內(nèi)市場在市場準入、申報、出清、結(jié)算等關(guān)鍵環(huán)節(jié)和核心細則上保持一致性，為全國統(tǒng)一電力市場發(fā)展奠定基礎(chǔ)。
新能源參與市場問題
為落實“雙碳”目標，新能源裝機規(guī)模仍將快速增長，妥善處理好新能源發(fā)展與電力市場建設(shè)之間的關(guān)系非常迫切，目前存在如下問題：
一是部分地區(qū)新能源尚未參與市場。部分試點地區(qū)新能源按照保障性收購政策全額“保量保價”收購，尚未參與市場。隨著新能源大規(guī)模發(fā)展、發(fā)電成本降低，不計經(jīng)濟成本、無限兜底的保障政策已難以為繼，亟需通過市場化機制促進新能源消納。二是部分地區(qū)新能源參與市場收益不及預(yù)期。部分新能源占比較高的地區(qū)，受新能源發(fā)電特性、保障性收購電量下降、市場化電量提升、中長期交易價格較低、功率預(yù)測準確率低等多方面因素影響，參與市場后度電收益不及預(yù)期，部分新能源企業(yè)經(jīng)營出現(xiàn)困難，可能在一定程度上影響新能源項目的投資積極性。三是高比例新能源參與市場機制有待完善。各試點地區(qū)對新能源市場化消納機制建設(shè)進行了有益探索，但市場機制還需進一步完善，亟需加強市場機制與保障政策、配套機制的統(tǒng)籌銜接。
為推動建立適應(yīng)高比例新能源的市場機制，可從以下三方面開展工作：一是建立適應(yīng)新能源出力特性的市場化機制。針對中長期交易，完善新能源中長期交易曲線形成機制、偏差調(diào)整與考核機制；鼓勵電力用戶與在建新能源企業(yè)簽訂5～10年的長期購電協(xié)議（PPA）；研究完善大型風、光、火電基地打捆外送交易和平衡責任機制；提高中長期交易頻次、縮短中長期交易周期，具備條件時推動開展中長期分時段能量塊交易。針對電力現(xiàn)貨市場，鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核；推動新能源企業(yè)在現(xiàn)貨市場自行承擔功率預(yù)測責任和偏差費用；省內(nèi)富余發(fā)電能力可參加省間現(xiàn)貨交易。針對輔助服務(wù)市場，新能源比例較高的地區(qū)可探索引入爬坡等新型輔助服務(wù)，建立合理的輔助服務(wù)成本分攤機制，使新能源機組公平承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)責任。二是積極開展綠色電力交易。鼓勵放棄補貼存量機組、增量平價機組全部電量參與綠電交易，充分體現(xiàn)綠電環(huán)境價值。將綠電交易作為工商業(yè)用戶落實消納權(quán)重、碳排放指標、能耗“雙控”要求的主要途徑，引導(dǎo)有需求的用戶直接購買綠色電力。
用戶側(cè)參與市場問題
2021年國家發(fā)展改革委啟動燃煤上網(wǎng)電價市場化改革和電網(wǎng)企業(yè)代理購電以來，全國各地已全面取消工商業(yè)目錄電價，初步實現(xiàn)了市場價格向用戶側(cè)的有效傳導(dǎo)。但與此同時，用戶側(cè)參與市場仍存在兩方面關(guān)鍵問題有待解決：一是用戶側(cè)參與市場的程度有待提升。第一批現(xiàn)貨試點中，甘肅探索引入電力大用戶“報量報價”參與現(xiàn)貨市場，山西、山東、廣東等地均采取了用戶側(cè)“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場。從實踐效果來看，用戶市場主體的市場意識有限，對現(xiàn)貨市場價格波動風險的抵御能力較差，極易受到現(xiàn)貨市場價格信號的影響，需要進一步創(chuàng)新用戶側(cè)市場主體參與現(xiàn)貨市場的機制設(shè)計，提升用戶側(cè)參與市場的意愿。二是用戶側(cè)參與市場的配套機制有待健全。隨著中長期交易連續(xù)運營，現(xiàn)貨試點擴圍，市場交易類型和方式日趨復(fù)雜，用戶側(cè)需要同時參與中長期市場和現(xiàn)貨市場申報，對用戶側(cè)參與市場的能力提出了較高要求，亟需加強對用戶側(cè)的市場意識培訓(xùn)和市場能力建設(shè)。同時，用戶側(cè)參與市場的風險防范能力普遍較弱，缺少相應(yīng)的風險規(guī)避手段，亟需加強零售市場建設(shè)，充分發(fā)揮售電公司代理電力用戶的風險規(guī)避作用。
為持續(xù)推動用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場，可從兩方面開展機制創(chuàng)新：一是完善用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場的機制設(shè)計。初期可采用“報量不報價”等方式推動用戶側(cè)主動參與現(xiàn)貨市場申報，培養(yǎng)市場主體意識，遠期逐步過渡至“報量報價”參與，不斷提高用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場的比例、擴大參與范圍。二是建立健全電力零售市場。在不斷豐富零售套餐品種，創(chuàng)新零售套餐交易機制，降低用戶側(cè)市場主體交易成本，提高用戶側(cè)市場主體參與零售市場的便捷性的同時，推動售電公司提高負荷聚合和用戶曲線管理能力，建立零售市場偏差結(jié)算和風險防范機制，提高用戶側(cè)市場主體的參與意愿和積極性。
中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場的銜接問題
中長期交易是市場主體規(guī)避現(xiàn)貨市場價格波動風險的重要手段，加強中長期交易與現(xiàn)貨市場的統(tǒng)籌銜接，對平穩(wěn)有序推動現(xiàn)貨市場建設(shè)至關(guān)重要。輔助服務(wù)是保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重要支撐，輔助服務(wù)市場是開展輔助服務(wù)市場化交易的主要平臺，需要加強與現(xiàn)貨市場的統(tǒng)籌銜接。
中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場的銜接主要存在兩方面問題：一是中長期交易頻次和靈活性有待進一步提高。目前大部分試點地區(qū)中長期交易組織以年度、月度為主，且對中長期交易年度電量占比提出了具體要求。對新能源企業(yè)而言，由于出力存在很大的不確定性，現(xiàn)有中長期交易頻次使其難以根據(jù)出力預(yù)測來優(yōu)化調(diào)整中長期交易曲線，極大制約了中長期交易規(guī)避現(xiàn)貨價格波動風險的能力，不利于適應(yīng)未來“雙碳”目標下新能源快速發(fā)展的需求。二是輔助服務(wù)市場體系和交易機制有待進一步完善。目前已開展的輔助服務(wù)市場交易品種主要包括調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)，在現(xiàn)貨試點地區(qū)已普遍實現(xiàn)調(diào)峰與現(xiàn)貨市場的融合，但由于輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場耦合緊密，省間、省內(nèi)兩級市場下現(xiàn)貨市場和多品種輔助服務(wù)市場運行時序面臨較大挑戰(zhàn)。
為加強中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場的銜接，可從以下兩個方面開展機制創(chuàng)新：一是多措并舉提高中長期交易頻次和靈活性，在年度、月度中長期交易的基礎(chǔ)上，按需開展周、多日交易，具備條件的地區(qū)可探索開展連續(xù)分時段中長期交易，同時結(jié)合新能源特性，創(chuàng)新中長期交易品種，建立健全中長期轉(zhuǎn)讓、回購、置換等多種交易機制，給予市場主體更大的靈活調(diào)整空間。二是適應(yīng)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，不斷創(chuàng)新輔助服務(wù)品種。積極探索引入爬坡類產(chǎn)品、系統(tǒng)慣性、快速調(diào)頻等新型輔助服務(wù)交易品種，滿足系統(tǒng)中對于具有快速爬坡能力、調(diào)節(jié)性能良好的電源需求，并通過市場化定價方式對此類機組進行經(jīng)濟補償，建立健全“誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔”的輔助服務(wù)成本分攤與利益共享機制，激發(fā)市場主體參與并提供輔助服務(wù)的積極性。
容量補償機制問題
隨著“雙碳”目標的推進，電力系統(tǒng)運行呈現(xiàn)“三高雙峰”的特性，新能源的高比例接入，常規(guī)燃煤和燃氣發(fā)電機組利用率下降導(dǎo)致收益減少。與此同時，由于新能源出力波動性、間歇性影響，未來電力系統(tǒng)中仍然需要常規(guī)能源機組承擔調(diào)峰等靈活調(diào)節(jié)責任。電力市場需要通過合理的容量機制設(shè)計，支撐新建常規(guī)發(fā)電容量所需的投資，確保系統(tǒng)的可靠性和充裕度。
為加強容量補償機制和現(xiàn)貨市場的銜接，可從兩個方面開展創(chuàng)新：一是在市場起步階段探索建立容量補償機制。在政府相關(guān)主管部門的指導(dǎo)下，通過對單位容量補償標準和各發(fā)電機組可補償容量的核算，實現(xiàn)對發(fā)電容量成本的合理補償。二是隨著市場機制的逐步完善可探索建立容量市場機制。采用容量拍賣機制或戰(zhàn)略備用招標等機制，火電、水電等各類發(fā)電企業(yè)按照多年、年度、月度等公平參與容量市場交易，市場運營機構(gòu)開展系統(tǒng)容量預(yù)測并組織容量市場集中出清和采購，并將容量市場成本分攤至用戶側(cè)。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年9期，作者張高、范孟華、馬莉供職于國網(wǎng)能源研究院有限公司
