中國儲能網訊：近日，題為《過度干預下的湖北電力市場，火電企業(yè)何去何從？》的文章引發(fā)行業(yè)熱議，文章重點描述了湖北省電力現貨市場第二輪長周期結算試運行方案設定的“中長期與現貨價格聯(lián)動機制”，也就是對現貨價格設定權重來對中長期價格進行調整，將其歸結為“通過強力干預市場來降低電價”。據了解，文章敘述與實際情況差異較大，在低谷時段聯(lián)動機制也會使中長期價格升高，該文章更多是敘述了當前的現象，尚未深入分析背后的原因。
從市場設計的角度來看，“現貨發(fā)現價格、中長期規(guī)避風險”，但由于湖北的中長期電價與現貨電價出現了明顯偏差，為此引入了聯(lián)動機制，促進兩個價格趨同。實際上，這是因為把《做好2024年電力中長期合約簽訂履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2023〕1662號）與《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》（鄂發(fā)改價管〔2022〕406號）兩個文件要求合成后產生了“謬誤”，引起中長期價格出現偏離，聯(lián)動機制更多像是“補丁措施”。
兩個文件要求
我國電力市場建設過程是先有中長期交易而后建設現貨市場，發(fā)電機組按照中長期合同分解的曲線確定發(fā)電量，所有時刻電價基本相同，而在電力現貨市場中，電價由實時供需決定，國內普遍的現貨價格波動區(qū)間在-0.2元—5.18元/千瓦時之間。在分解中長期合同時，提高現貨高價時段對應的分解電量占比，會減少高價結算電量，使得對應時段結算電費減少，反之則會使結算電費增加，所以在現貨市場建設初期，中長期合同分解曲線的不同會造成發(fā)電企業(yè)、電力用戶最終結算電費產生很大不同，難以保證市場的公平性。《關于做好2024年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》中要求，“可按需增加劃分尖峰、深谷時段，并做好與當地分時電價的銜接。探索時段劃分方式的動態(tài)調整機制；擴大分時段交易規(guī)模，現貨試點地區(qū)市場化電力用戶均應簽訂分時段電力中長期合同，非現貨試點地區(qū)市場化電力用戶簽訂分時段電力中長期合同電量的規(guī)模、比例均不得低于上一年度”。這是以市場建設為出發(fā)點，為了保證市場總體穩(wěn)定，同時能夠推動中長期交易與未來現貨市場進行銜接。
湖北省《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》中要求，“結合電網峰谷負荷特性，每年夏季、冬季用電高峰月份（夏季7月-8月、冬季12月-次年1月），用電尖峰時段（每日20:00-22:00）基礎電價浮動比例2，低谷時段（每日23:00-次日7:00）基礎電價浮動比例為0.45。其他月份尖峰、低谷時段基礎電價浮動比例仍分別按1.8和0.48執(zhí)行”。制度目的也很簡單，就是按照用戶負荷曲線特性，以“高峰高價、低谷底價”來引導發(fā)電側在負荷高峰時多發(fā)電、低谷時多調峰，引導用戶側在負荷高峰期少用電、低谷期多用電，起到削峰填谷、平衡供需的作用。
合成謬誤的產生
中長期合同是按照上述兩個文件要求簽訂的，而兩個文件的要求都是為了市場考慮，但是在這兩個文件共同作用下，中長期合同價格卻產生了偏差。
原因一：在現貨市場未運行時，沒有現貨市場的價格信號作為參考，在沒有準確的數據進行支撐時，只能結合歷史數據，參考多年的電力系統(tǒng)運行經驗來進行未來峰谷時段的劃分，而未來電力系統(tǒng)的具體運行情況與預測大概率存在偏差，并且預測周期越長，偏差范圍也就會越大，依據經驗人為劃分時段無法判斷是否合理。
原因二：在湖北原有的分時電價政策中，時段按照用戶側的用電負荷特性來進行劃分，缺少對“凈負荷曲線”的考慮（凈負荷是指負荷曲線疊加外送電曲線并扣減新能源、外來電等不可調節(jié)電源出力后形成的曲線，趨勢與現貨價格曲線相似）。后來湖北對分時電價政策就凈負荷曲線進行調整向外界征求過意見，但是2024年3月份下發(fā)的正式文件中并沒有對峰谷時段的優(yōu)化調整到位。
原因三：近年來受新能源組件成本下降的影響，新能源裝機規(guī)模不斷擴大，新能源出力（特別是光伏）的不可調節(jié)性對凈負荷曲線影響最大，湖北光伏裝機占比約為30%，現貨市場的競價空間實質上為凈負荷，現貨市場運行后將實際的供需關系通過電價反映（如下圖所示），中長期交易中劃定的高峰時段實際為現貨的低谷時段，劃定的低谷時段實際為現貨的高峰時段，按下圖所示兩者價差約為0.4元/千瓦時，按照2023年度市場運行情況來看，兩者價差最大約為0.5元/千瓦時。
湖北價格聯(lián)動機制只是表面現象，矛盾也不是由現貨市場運行引起，最根本的原因還是在于強制高比例中長期交易與時段劃分不合理，并且在光伏占比越大的地區(qū)，問題越容易顯現，聯(lián)動只是為了對中長期價格進行糾偏。
相關建議
高比例中長期與時段劃分問題并非湖北獨有，而是電力市場化改革過程中共有的市場結構矛盾，建議對中長期交易機制進行優(yōu)化完善。
一是圍繞現貨市場設計中長期交易規(guī)則。現貨市場環(huán)境下的中長期與傳統(tǒng)計劃體制下的中長期交易存在本質區(qū)別，國家在制定中長期方案時應統(tǒng)籌考慮市場建設情況，但是市場建設因地而異，因此中長期的頂層設計要避免“一刀切”的弊端，適當放權給地方。此外，自2020年6月修訂后，最新版的《電力中長期交易基本規(guī)則》一直使用至今日，而這幾年現貨市場快速發(fā)展，中長期交易基本規(guī)則應盡快進行修訂，以適應改革進程。同時中長期交易的電量電價限制也應適時“松綁”，在當前市場價格波動較大的環(huán)境中，未來市場價格預測較為困難，簽訂高比例的中長期電量后，若后續(xù)供需形勢等市場邊界條件變化過大，市場經營主體難以對合同進行調整，所以應優(yōu)化中長期簽約，靈活制定最低簽約比例要求、參考現貨限價設定中長期限價、探索靈活的避險機制，推動中長期交易價格向市場真實價格靠攏。
二是完善分時電價政策。現貨運行地區(qū)，對于代理購電用戶，以及由于缺乏現貨交易不能體現電力時間價值的非現貨地區(qū)用戶，仍然需要分時電價引導用電習慣。首先，要優(yōu)化分時電價政策時段劃分方式，參考各地實際的“凈負荷曲線”特性來進行峰谷時段的劃分，貼近電力系統(tǒng)的真實調節(jié)需求，起到對發(fā)電機組、電力用戶的正向激勵作用，避免中長期交易價格與實際價格偏差過大，出現電力用戶在光伏大發(fā)、系統(tǒng)平衡困難時段降低負荷，加劇系統(tǒng)運行風險的情況。其次，參考現貨市場出清的分時電價信號來劃定峰谷時段浮動比例，合理設定對各時段發(fā)用電調節(jié)的激勵程度，防止浮動比例過低對發(fā)用兩側激勵不足或浮動比例過高引起發(fā)用兩側過度調節(jié)。最后，推動分時電價政策向現貨地區(qū)代理購電用戶和非現貨地區(qū)完整用戶側完整覆蓋，最起碼要包含所有的工商業(yè)用戶（包含大用戶、售電公司以及代理購電），所有用戶側主體公平參與市場調節(jié)并享受調節(jié)收益。
三是以價格市場化為核心完善文件制定。電力市場化改革到現在，我們不難看出改革始終在圍繞價格進行市場設計，市場的核心就是價格，也是整個電力行業(yè)發(fā)展的核心。2024年，在廣東，現貨價格已經成功指導中長期交易合同簽訂，中長期已經自發(fā)完成了由“鎖定電量”向“規(guī)避風險”的功能轉變。可以看出，未來現貨電價的信號將會更好地發(fā)揮引導作用。同時，電力現貨價格信號還能體現網架結構、源荷分布的合理性，為優(yōu)化電力潮流流動提供準確參考。在進行電力行業(yè)規(guī)劃、運行相關文件制定時，可以進行長周期的電價仿真，根據仿真結果量化分析文件發(fā)布后產生的具體影響，有效減少試錯成本，提升電力規(guī)劃運行效率、促進電力行業(yè)高質量發(fā)展。
在進行電力現貨市場的建設探索中，難免會遇到諸多問題，應遵循市場客觀規(guī)律，科學地建設電力市場，減少市場干預手段，通過市場進行資源配置、政府進行宏觀調控，將“有形的手”和“無形的手”有機結合，從根源上解決市場發(fā)現的問題，早日實現電力改革目標。
