中國儲能網(wǎng)訊：距離新一輪電力市場化改革的綱領性文件《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號文）的發(fā)布已經(jīng)過去了9年。9年來經(jīng)歷過沉默期、進行期以及近兩年的爆發(fā)期，電力現(xiàn)貨市場建設已經(jīng)取得了突破性的成果，現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、引導供需、促進競爭、優(yōu)化配置、引導規(guī)劃的作用已經(jīng)在不同省份、不同場景、不同周期的市場運行中得到了充分檢驗，其在全國統(tǒng)一電力市場體系的核心地位已經(jīng)深入人心。隨著新型電力系統(tǒng)的建設，現(xiàn)貨市場也將會以更快的速度在全國范圍內(nèi)鋪開并逐漸完善。
市場設計情況盤點
在市場模式選擇方面，現(xiàn)貨市場模式主要分為集中式和分散式兩種。在集中式市場模式下，中長期差價合約多為財務合約，主要作為規(guī)避風險、穩(wěn)定價格的手段，發(fā)電機組的啟停和出力安排全部根據(jù)報價在日前、實時等階段通過集中優(yōu)化方式形成，中長期差價合約不對調(diào)度計劃產(chǎn)生影響，適合電網(wǎng)阻塞斷面多的地區(qū)。在分散式市場模式下，經(jīng)營主體的中長期合約作為發(fā)電企業(yè)申報初始發(fā)用電計劃的基礎，發(fā)電機組啟停和出力計劃主要由經(jīng)營主體分散決策形成，由發(fā)電企業(yè)申報調(diào)度計劃，適合電網(wǎng)阻塞斷面少且發(fā)電側市場集中度高的地區(qū)。我國現(xiàn)階段現(xiàn)貨市場建設多由各地區(qū)電力調(diào)度機構實際負責，與全電量優(yōu)化的集中式市場模式更易銜接，加上我國網(wǎng)架結構與大規(guī)模新能源裝機的客觀因素，集中式市場模式對新能源占比不斷提升的市場適用性更好。因此，我國電力現(xiàn)貨市場均采用集中式電力市場模式。
在市場組成方面，現(xiàn)貨市場必須開展實時市場，可根據(jù)實際情況開展日前市場或日前預出清市場。目前，蒙西和湖北選擇了更為簡單清晰的“日前預出清+實時”市場組合，日前預出清形成的量價信息不用于結算，僅用于形成機組開停機組合和向經(jīng)營主體發(fā)布價格趨勢信息，最大限度地提高市場透明度。而山東將日前市場與可靠性機組組合進行分離，將使用用戶側申報數(shù)據(jù)形成的出清結果用于實際的日前結算體現(xiàn)經(jīng)濟責任，將使用調(diào)度機構負荷預測數(shù)據(jù)形成的出清結果用于實際的機組啟停計劃體現(xiàn)系統(tǒng)運行的安全性，統(tǒng)籌了電力現(xiàn)貨市場的調(diào)度運行以及經(jīng)濟關系，山西在2023年3月發(fā)布的“V13”版本現(xiàn)貨規(guī)則中也采取了類似的機制。
在價格形成機制方面，市場建設主體可結合實際情況選擇采用節(jié)點邊際電價、分區(qū)邊際電價或系統(tǒng)邊際電價。從市場效率的角度看，節(jié)點邊際電價能夠體現(xiàn)不同時間和地理位置的電力價值，實現(xiàn)發(fā)用電兩側電力資源的優(yōu)化配置，同時能夠在系統(tǒng)出現(xiàn)阻塞時提供清晰的“源網(wǎng)荷”規(guī)劃信號，而分區(qū)、系統(tǒng)邊際電價在進行價格統(tǒng)一時雖然能夠起到一定的穩(wěn)價作用，但是實際上是通過經(jīng)營主體之間的“交叉補貼”形成的平衡。在已開展過電力現(xiàn)貨市場的29個地區(qū)中，在發(fā)電側電價機制的選擇上，福建、四川、重慶采用系統(tǒng)邊際電價，江蘇采用分區(qū)邊際電價，其余地區(qū)均采用節(jié)點邊際電價；而在用戶側電價機制的選擇上，除蒙西現(xiàn)貨市場使用分區(qū)邊際電價外，其余省份現(xiàn)貨市場均使用全網(wǎng)統(tǒng)一的按照發(fā)電側節(jié)點加權均價作為結算價格（相比于采用用戶側節(jié)點可以掩蓋阻塞盈余費用）。
在市場限價機制方面，由于市場起步階段經(jīng)營主體對電力現(xiàn)貨市場價格的認識程度和對價格波動的承受能力均不高，市場價格上限普遍偏低而價格下限則偏高。對于價格下限，目前僅山東與浙江的申報和出清允許出現(xiàn)負價，蒙西申報下限為0元但是不設置出清下限，甘肅、新疆、寧夏和河南4個地區(qū)現(xiàn)貨申報和出清價格下限高于0元，其余地區(qū)均為0元；對于價格上限，7個地區(qū)現(xiàn)貨申報和出清的價格上限不低于1.5元/千瓦時，9個地區(qū)現(xiàn)貨申報和出清的價格上限不低于1元/千瓦時，其他地區(qū)均在1元/千瓦時以下。特別說明的是，蒙西將出清價格上限與度電GDP掛鉤，設置上限為5.18元/千瓦時，將衡量電力價值由“發(fā)一度電的成本”轉為“限一度電的損失”。
在經(jīng)營主體參與范圍方面，為更好適應新型電力系統(tǒng)以及快速擴增的新能源，各地區(qū)持續(xù)完善規(guī)則、創(chuàng)新機制，參與市場交易的經(jīng)營主體逐漸豐富和多元化。目前，已有21個地區(qū)放開全部或部分新能源電量，廣東、山東、江蘇、遼寧4個地區(qū)允許核電參與現(xiàn)貨市場，甘肅、南方區(qū)域允許水電參與現(xiàn)貨市場，山西、山東、安徽、甘肅允許新型儲能參與現(xiàn)貨市場。其中18個地區(qū)用戶側以“報量不報價”的方式參與現(xiàn)貨市場報價，甘肅、四川用戶側以“報量報價”形式參與，市場出清結果更能反映市場主體的交易意愿，能夠最大程度地釋放社會福利。
市場建設情況盤點
截至2023年底，包括第一、二批試點地區(qū)和南方區(qū)域在內(nèi)，全國共有2個電力現(xiàn)貨市場正式運行地區(qū)、3個連續(xù)結算試運行地區(qū)、7個地區(qū)已開展長周期結算試運行、11個地區(qū)已開展結算試運行、6個地區(qū)已開展模擬試運行，省間電力現(xiàn)貨市場啟動整年連續(xù)結算試運行，我國現(xiàn)貨市場已經(jīng)基本做到“省份全覆蓋”。
現(xiàn)貨試點地區(qū)方面，山西與廣東現(xiàn)貨市場建設進程最快，分別于2023年12月22日和12月28日轉入正式運行，蒙西、山東、甘肅繼續(xù)開展連續(xù)不間斷結算試運行，連續(xù)運行時間最長超900天，最短超500天。第二批6個試點地區(qū)，江蘇、安徽、遼寧、湖北、河南等5個地區(qū)已完成整月連續(xù)結算試運行，上海完成調(diào)電試運行工作。
非試點地區(qū)方面，江西現(xiàn)貨市場建設進度最快，2023年6月20日，完成現(xiàn)貨市場結算試運行，成為全國首個開展現(xiàn)貨結算的非試點省份；寧夏、河北南網(wǎng)、陜西和重慶等4個地區(qū)分別于2023年下半年陸續(xù)啟動結算試運行；天津、黑龍江、青海、新疆、吉林分別完成了模擬試運行工作。
區(qū)域現(xiàn)貨市場方面，南方區(qū)域現(xiàn)貨市場于2022年7月23日啟動模擬試運行后，進入長周期不間斷模擬狀態(tài)，2023年，完成了整年的模擬試運行工作，其中共開展調(diào)電試運行6次，其中覆蓋三省（廣東、貴州和海南）和覆蓋五?。▍^(qū)）全區(qū)域的結算試運行各1次，并在2023年12月16日首次實現(xiàn)全區(qū)域電力現(xiàn)貨市場結算，完成區(qū)域市場從模擬運行到實時結算的重要轉變，是全國第一個“開花結果”的區(qū)域電力市場。
市場間交易情況盤點
除各省/區(qū)域現(xiàn)貨市場外，市場建設還包括市場與市場間交易。市場間交易包括省間中長期交易以及省間現(xiàn)貨交易，省間中長期交易用于各省/區(qū)域間的聯(lián)絡線計劃安排，難以根據(jù)各省內(nèi)現(xiàn)貨出清價格進行大范圍資源優(yōu)化配置。由跨省區(qū)富余可再生能源現(xiàn)貨交易轉變而來的省間現(xiàn)貨交易，在一定程度上彌補了省間中長期交易的靈活性不足問題。2021年11月，我國印發(fā)首個《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》，自2022年1月1日以來，省間電力現(xiàn)貨市場經(jīng)歷模擬試運行，包括2天、整周、整月、整季度和半年結算試運行，于2023年完成整年連續(xù)結算試運行，覆蓋范圍為國家電網(wǎng)和內(nèi)蒙古電力公司經(jīng)營區(qū)，超6000家發(fā)電企業(yè)參與交易，但買方均為電網(wǎng)公司代理購電，售電公司和用戶尚未參與，累計交易電量達569億千瓦時。
2022年7月份以來，由于南方來水偏枯導致水電出力不足，加上全國范圍內(nèi)持續(xù)性高溫天氣影響，全國整體供需形勢偏緊，送端省份外送能力不足，受端省份保供壓力巨大。華東等負荷集中區(qū)域通過電網(wǎng)企業(yè)代理省內(nèi)用戶，在省間現(xiàn)貨市場申報高價搶購電力來保障本省份的電力供應，在全國范圍內(nèi)單日最大成交電力超1900萬千瓦，第三季度成交電量度電均價超過2元，通過市場化的價格機制調(diào)動了電力供應能力，通過大范圍省間資源經(jīng)濟性輸送有效地緩解了受端省區(qū)的電力供需緊張形勢。
特別要說明的是，為了保障電力供應、系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，山西省內(nèi)所有煤電機組均收到指令需要開機來為全國系統(tǒng)做備用，在此指令下，山西發(fā)電企業(yè)沒有了報價高導致停機的困擾，紛紛在省內(nèi)市場申報天花板價以求留出更多的容量去省間現(xiàn)貨市場獲取高價，使得山西省內(nèi)市場在供應充足時價格全天按照上限出清，后續(xù)不得不通過二級限價來降低市場價格對省內(nèi)用戶的影響。表明了在現(xiàn)貨市場中場外干預手段會對現(xiàn)貨市場價格產(chǎn)生影響，而產(chǎn)生的影響則需要通過另外的機制來進行平衡，最終“補丁”越來越多，市場價格也將逐漸偏離。因此競爭充分的現(xiàn)貨市場需要盡量減少場外干預手段。
2023年，省間現(xiàn)貨市場售出方總成交電量283.46億千瓦時，成交均價0.364元/千瓦時，較于2022年，交易電量有所增加而成交均價明顯下降，原因是一方面2023年7月省間電力現(xiàn)貨市場調(diào)整限價規(guī)則，申報價格上限從原來的10.0元/千瓦時調(diào)整為3.0元/千瓦時，另一方面2023年迎峰度夏期間西北地區(qū)大風季新能源大發(fā)，西南地區(qū)豐水期水電大發(fā)，加上高溫天氣持續(xù)時間較短，各省電力供應較為充足，新能源大發(fā)時段會通過省間現(xiàn)貨低價賣出，而買方則通過低價電量來降低自身省內(nèi)新能源發(fā)電成本，由此拉低了全年均價。
省間現(xiàn)貨市場價格波動最大，主要原因為省間現(xiàn)貨市場存在“保供應”與“保消納”多種功能定位，不同的功能定位均是由價格信號的引導作用完成，由此導致不同的作用會出現(xiàn)不同的極端價格。從省間交易電量上來看，逐步增大的交易電量也直接說明了，省間電力現(xiàn)貨市場在應對負荷尖峰、促進新能源消納、提升系統(tǒng)靈活性等方面起到了重要作用。需要注意的是，隨著各省供需形勢的變化，固定的送端省份或者受端省份或將不復存在，上海、北京等負荷中心已經(jīng)在省間現(xiàn)貨中出現(xiàn)了外送交易，雖然實際上為聯(lián)絡線減送潮流，但是也表明了各省供需形勢正在逆轉，說明了固化的、物理執(zhí)行的省間中長期合同需要進一步完善。
目前，省間現(xiàn)貨市場仍處于起步初期，市場概念普及和交易機制尚未成熟完善，暫不允許發(fā)電主體作為買方參與省間市場，導致部分時段出現(xiàn)電力從高價區(qū)運向低價區(qū)的現(xiàn)象。如果適當放開限制，允許送端在受端省電力過剩的時段通過購買受端省的電力完成送電合同，將有利于促進省內(nèi)省間現(xiàn)貨市場的銜接，實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置。
市場建設難題盤點
市場建設的繁花錦簇之下，依然存在諸多的問題，雖然山西、廣東已經(jīng)轉為正式運行，但是能夠長周期運行的現(xiàn)貨市場并不意味著就是完美無瑕的市場，還存在以下重點問題需要進一步理順、解決。
一是省市場、區(qū)域市場以及市場間交易的關系。首先需要明確的一個概念，市場只有作用范圍的不同，而沒有級別的概念，省市場與區(qū)域市場僅有市場的優(yōu)化范圍區(qū)別，本質上并沒有什么不同之處。而市場間交易只是起到“搬運”供需的作用，應是通過價格信號來引導電力潮流由低價區(qū)向高價區(qū)流動，來平衡兩個市場間的供需關系。省/區(qū)域市場經(jīng)過市場間交易“搬運”供需之后，會在市場內(nèi)形成新的供需平衡，市場價格也會發(fā)生改變，那么這部分交易結果也需要承擔作為供應（電源）或者需求（負荷）應該承擔的經(jīng)濟責任，即129號文要求的“跨省跨區(qū)交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內(nèi)出清結算”，并且隨著容量電價與輔助服務政策的發(fā)布，送端關口的負荷增量還存在系統(tǒng)運行費用分攤問題。但是129號文發(fā)布已經(jīng)超過兩年，僅有蒙西將省間交易結果納入省內(nèi)市場出清，其余省份基本均未發(fā)生改變，“硬骨頭”難啃可見一斑，但難啃并不意味著不啃，現(xiàn)貨市場建設經(jīng)濟關系終歸需要理順，才能真正做到市場公平。
二是輸電通道規(guī)劃問題。當前，我國跨省跨區(qū)輸電通道采用單一電量制，即根據(jù)規(guī)劃計算輸電價格，按照輸電價格與輸電量確定輸電費用。在傳統(tǒng)的計劃調(diào)度時期，各省電力價格由長期的煤電成本確定，送受兩端基本能夠維持穩(wěn)定的電價差，通道輸送量也能維持穩(wěn)定。但是近年來各省供需形勢變化較大，電力商品價格也由計劃模式下“成本定價”轉變?yōu)槭袌瞿Ｊ较碌摹肮┬瓒▋r”，在新型電力系統(tǒng)的建設過程中，新能源裝機規(guī)模不斷增大，各省電力供需變動較大，極端高價與低價交替出現(xiàn)且送受兩端市場的極端價格出現(xiàn)時間也不同步，體現(xiàn)在輸電通道處在“阻塞”與“低功率”狀態(tài)的不斷變換，表明了輸電通道的功能作用正在由輸送電量向輸送電力進行轉變，因此輸電通道的利用率也就變得無法保障，同時電網(wǎng)公司也難以收回輸電成本，在送端價格高于受端時選擇強行送電。為防止資源優(yōu)化配置效率的降低，輸電通道價格機制也應隨之改為容量制，與輸送電量進行脫鉤，取消對通道利用率的考核，通過機制的改變促進輸電通道更好地發(fā)揮輸送電力的作用。
三是中長期合同定位轉變問題。在電力現(xiàn)貨市場運行前，調(diào)度機構根據(jù)各發(fā)電企業(yè)所持有的中長期合同進行出力曲線的安排，合同電量作為生產(chǎn)計劃安排的依據(jù)。在集中式的市場模式下，機組出力安排與價格由報價和市場競爭形成，與中長期合同簽訂的電量電價并沒有任何關聯(lián)，中長期合同的功能定位已經(jīng)轉變?yōu)槭袌鐾獾谋茈U機制。但是在當前的中長期交易機制中，簽約電量與簽約價格均受到限制，部分經(jīng)營主體難以通過提升經(jīng)營水平來獲取收益，并且新能源出力的波動性使得新能源企業(yè)在部分時段還需要通過高價購買電力來履行中長期合同，反而為市場經(jīng)營主體帶來了風險。因此，中長期交易機制也應隨功能定位的轉變而發(fā)生轉變，本質為差價合約的中長期合同應由市場經(jīng)營主體自由選擇簽訂，簽約方式也可選擇更加靈活的不簽訂曲線方式，僅約定電量電價用于差價結算，真正起到規(guī)避市場價格、穩(wěn)定預期作用。
四是輔助服務市場建設落實問題。今年春節(jié)前，國家能源局表示將于今年編制印發(fā)《電力輔助服務市場基本規(guī)則》，為建立健全調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務的市場化價格機制提供指引。輔助服務本身是在電能量市場之外的一種保證系統(tǒng)安全運行的特殊服務，而部分省份卻賦予了輔助服務市場諸多使命，輔助服務承載著調(diào)整各主體利益、進行電能量互濟、保證電力供應、扶持特定產(chǎn)業(yè)等一項或多項任務。但是隨著電力現(xiàn)貨市場建設的推進、容量電價機制的推出，除調(diào)整主體利益之外，其余任務已經(jīng)有了正確的執(zhí)行方式，新型產(chǎn)業(yè)也會在現(xiàn)貨市場的競爭中走向高質量發(fā)展，輔助服務市場的規(guī)范與“減負”亟需提上日程，政策的發(fā)布只是起點，進行落實才是政策的真正目的，后續(xù)還需要推動輔助服務政策落實，理順各市場作用與價格關系，促進電力市場體系的科學發(fā)展。
五是市場價格信號亟須進一步發(fā)揮作用。大力發(fā)展新能源是我國建設新型電力系統(tǒng)、推動經(jīng)濟社會綠色轉型的重要手段，但是由于我國各省網(wǎng)架結構以及系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素限制，各省份新能源承載能力均不同，部分省份現(xiàn)貨市場建設緩慢、新能源未參與現(xiàn)貨市場的出清結算，現(xiàn)貨市場價格信號未能引導新能源的投資規(guī)劃。近年來煤電普遍虧損，發(fā)電企業(yè)紛紛轉戰(zhàn)還能盈利的新能源領域，“跑馬圈地”式建設新能源，新能源的快速發(fā)展又使得電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源缺乏，在部分地方強制配儲的要求下，儲能項目又紛紛上馬，一環(huán)套一環(huán)的“無序發(fā)展”下，出現(xiàn)了新能源不愿入市、儲能無法盈利的“爛攤子”。這也需要各地加快現(xiàn)貨市場建設，推動新能源參與現(xiàn)貨市場的結算，通過市場發(fā)現(xiàn)的真實價格引導新能源的投資規(guī)劃，通過現(xiàn)貨市場分時的價格信號為儲能提供生存土壤，以市場機制為導向選擇儲能行業(yè)的技術發(fā)展路線。
站在現(xiàn)貨市場建設的歷史轉折點，雖然現(xiàn)貨市場建設取得階段性成果，但是我們必須意識到，我國電力現(xiàn)貨市場依然處于初級階段，還存在諸多問題尚需進一步優(yōu)化和完善，我們要不忘初心，戒驕戒躁，不忘來時路，踏上新征程，完善現(xiàn)貨市場建設，加快建立全國統(tǒng)一電力市場體系，推進新型電力系統(tǒng)早日建成，為電力行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展注入新的動力。
