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基于能源转型的电力市场建设分析与思考

2020-04-18 17:23电力能源 人已围观

简介郭家学2019年,我国推进电力市场建设的政策文件密集出台,经营性电力用户发用电计划全面放开不断加快。电力现货市场建设实现突破,国内首批8个电力现货试点全部进入结算试运行阶段。...

  2019年,我国推进电力市场建设的政策文件密集出台,经营性电力用户发用电计划全面放开不断加快。电力现货市场建设实现突破,国内首批8个电力现货试点全部进入结算试运行阶段。南方(以广东起步)电力市场开展了完整的“中长期+现货”按周试结算。2020年,中发〔2015〕9号文及配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》施行已进入第5个年头。本文重温改革目标和重点任务,基于能源转型的电力市场建设融合发展问题提出思考与建议。

  新电改以来,面对经济增长新旧动能转换,地方政府按照先行先试的要求,将电力市场作为供给侧结构性改革的突破口,出发点是降低用能价格、改善地方经济环境。由于发展阶段、市场意识等差异,各地区电力市场建设推进的步调、力度、速度等不一致,形成了多周期、多品种的交易体系。从技术层面来看,各省对于电力市场建设路径、改革重点方向、市场模式选择、市场规则等的选择不尽相同。

  《关于推进电力市场建设的实施意见》对于总体路径和实施要求、建设目标和主要任务提出了指导性意见。但是,其重点主要是电能量市场(中长期交易+现货市场),对涵盖容量市场、能量市场、辅助服务市场等不同价值产品和服务,覆盖近期、中期和远期等市场培育不同阶段,考虑不同区域电网区情网情、不同电源结构和网架结构等差异需求,我国完整的电力市场体系建设方案和路径系统性设计还很不够。

  《意见》要求电力市场建设应在市场总体框架、交易基本规则等方面保持基本一致。但实际上,各地区交易规则差异性较大,这让市场衔接和统一过程产生了制度壁垒。以中长期市场来看,存在价差模式、绝对价格模式两种不同的价格机制。价差模式有利于规避不同类型电源间成本差异对交易价格的影响,减轻市场化交易对市场主体利益的影响,有利于独立售电公司短时期内融入电力市场体系,是当前主流的省级市场直接交易顺价模式。也有一些省份则采用绝对价格与输配电价、政府性基金等顺加的价格形成机制。

  《意见》要求各地根据电力资源、负荷特性、电网结构等因素,结合经济社会发展实际选择电力市场建设模式。从实际来看,各地区电力市场建设模式选择各不相同。以华东电网为例,福建电力现货市场采用分散式市场模式,而浙江则采用集中式市场模式。以西北电网为例,甘肃电力现货市场根据网络阻塞特点采取了分区电价机制,而宁夏等区建立现货市场则可采取节点电价机制。这些省级市场模式、机制的不同选择,将增加电力系统集成、市场范围统一和省级市场融合的成本,是形成统一电力市场的制度壁垒。

  广东在中长期市场与现货市场衔接过程中,经历了由价差模式转向绝对价格顺价模式两个阶段,转换后,现货市场采取用户侧统一结算价格,带来了一般工商业用户和大工业用户实际价差不同,导致中长期市场中代理一般工商业用户的售电公司遭受损失。浙江电力市场则率先实现批发和零售市场完全分离的模式,即由售电公司与电力用户自主协商绝对价格。但这也带来了售电公司争抢峰电占比高的电力用户,而谷电占比较高的四大行业用户则留给了电网公司,导致电网公司亏空。在目前用户侧双轨制的运行机制下,分散式决策降低了系统优化的空间。

  售电侧放开是本轮电改的重要方面。市场成员选择权利是市场公平的基础、也是市场效率的保障,更是打破市场壁垒,使竞争更加充分,释放更多社会福利的有效手段。《意见》提出完善跨省跨区电力交易机制,鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。

  2019年,西北区域跨省交易271.73亿千瓦时,直接交易占比仅为6.57%。一是零售侧(用户侧)购电选择权放开集中在省内市场。国家层面对于零售侧(用户侧)向跨区跨省市场开放缺乏明确的规范性要求。不同区域、不同通道的省间市场开放程度不平衡、不充分。二是售电侧参与省间竞争性业务,还受到认识不到位、贸易保护主义严重、市场规则不健全等因素制约。《意见》还提出建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制,中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。当前,负荷侧参与电力系统调节的市场机制尚处于试点阶段。

  目前,市场运营的现状是省间交易(即跨区跨省交易)和省内交易两级运营。跨区跨省市场与省级(省内)市场是共同存在、相互耦合的两个空间维度的市场,由于市场耦合程度的差异,商品、资源、服务优化配置的效率和效益也存在一些制约因素。“西电东送”是国家能源战略,确保直流输电系统及其配套电源在市场运营机构、调度执行机构和不同交易周期高效协同,提高电力市场运营和电力系统运行效率和效益是重大课题。

  目前可行的设计方案是,在电力中长期市场中,跨区直流配套电源以中长期合同(政府授权合同)纳入受端电量平衡和优先发电计划安排,同时,还有部分配套电源参与受端地区直接交易。在电力现货市场中,配套电源等作为价格接受者,以地板价申报参与受端市场,并作为省间市场优先出清,为省内市场出清提供边界条件。但在深化设计中,需要厘清配套电源和直流系统的高效利用问题。

  一是配套火电更好参与送端电力平衡和灵活调节。我国的风、光、水、火资源集中于西北、西南,而负荷集中于东部地区,特高压直流输电成本较高,直流输电异步互联和稳定输送的技术特性,决定了以单一产品(能量)为主,并不具备提供足够跨区域系统调节能力的条件。西北电网在运9条跨区直流设计输送容量5471万千瓦,规划配套火电4784万千瓦,配套风电2400万千瓦,配套光伏发电675万千瓦。在新能源高占比电力系统中,为了提高全域新能源利用率,要求全域火电向系统注入灵活调节资源,配套火电需要以独立控制区的形式高效参与送端区域的电力平衡和灵活调节。而大规模配套新能源本身已直接纳入送端地区的电力平衡。

  二是按照交易路径的网络建模适应性需要提高。跨区跨省市场与省级市场属于异构市场。省级市场采用网络模型(节点+支路),而跨区跨省市场则是通道模型,且直流输电线路不存在潮流转移分布。省间市场往往将“省”等效为“单一节点”,或者选取关键支路,形成“交流通道+直流通道+交流通道”的交易路径。但是,交流输电网络需要遵循物理特性形成潮流转移分布,无法保证交易路径与潮流路径完全一致。基于交易路径的通道模型与耦合关系复杂交流电网存在适应性问题。对于内部阻塞严重,输电能力与新能源出力耦合关系复杂(因时段、位置不同而输送能力不同)的电网,路径模型对交易结果也存在影响。

  三是多级协同运营水平需要全面提升。在比较复杂的调度和交易体系下,需要提升技术支撑水平,实现市场运营治理体系和治理能力现代化,有效解决市场机制不健全、市场运营衔接不顺畅,电源资源和直流系统资源有效利用等问题。

  跨区市场运营中,优先安排以配套电源为主的优先发电计划,其电源装机已纳入受端长期电力平衡中,是典型的资源配置型交易。剩余输电容量则开展“网对网”富余电力外送交易,市场成员通常根据富余发电能力参与跨区跨省交易,应遵循先省内、再跨省、最后跨区的平衡顺序。对于天然需要稳定输送的直流系统,政府间协议是稳定送受两端电力供需预期、提高利用效率的有效措施。2019年,西北电网跨区直流输电1896.95亿千瓦时,合计来看,近90%为政府间协议(含优先发电计划协议)。但是,政府间协议比例如果过高,也可能产生地方政府参与微观市场运行等非市场行为,存在降低资源配置效率的风险。

  一是政府间协议呈现涵盖所有交易要素的倾向。政府间协议在签订中,出现了交易规模、新能源配比、交易价格、交易曲线和交易通道等“五指定”现象,增加了电力交易组织和系统优化的难度。

  二是交易组织要以提升资源整体利用率为目标。电力交易机构职能是汇总电力交易合同,依据政府间协议,以分通道、分省份方式,进行“网对网”富余电力外送交易组织,送电、受电两端往往以省为平衡单元校核送受电能力。需要重点设计好破除影响直流系统和全域发电资源利用率的交易机制,避免在供需矛盾突出的履约周期,出现有交易能力的省份没有合约,持有合约的省份又交易能力不足等情况。

  三是交易组织要以兼顾市场均衡为目标。一些火电大省签订政府间协议并由交易机构进行交易组织,应在市场导向、合约导向下,发挥跨区跨省市场的引领作用,体现国家能源清洁转型要求,坚持节能发电调度原则,确保不影响区域内其他省份清洁能源消纳,确保区域内不同省份技术、成本等参数相近的电源企业发电状况适当均衡,避免出现大容量和小容量火电等利用效率倒挂。

  通常情况下,高产业集中度容易抑制市场有序竞争,造成价格机制失灵和供求关系失衡。能源行业是产业集中度比较高的领域,容易产生寡头垄断,使全社会福利最大化程度受到减弱。新一轮电力市场建设中首先以省级行政区域划定市场范围,始终面临巨大的市场势力风险。

  当前,国家正在以西北地区为试点,逐步在全国范围内推进区域煤电整合工作,将对电力市场建设和跨区跨省市场建设发展带来挑战。煤电企业争抢优质资产的预期将有所强化,在单一市场范围(或小市场范围)中份额过大,将形成一家独大格局,市场成员垄断价格并进一步影响跨区跨省市场化交易达成的风险明显上升。

  基于能源革命和能源转型的时代要求,立足西北电网新能源高占比的基本特征和大送端、大市场的基本定位,以提升清洁能源利用率和实现直流输电高质量运营为目标,以电网安全和市场效率为约束,来思考电力市场建设问题。

  跨区跨省市场与省级市场的耦合运作方式,是与电力市场建设初级阶段相适应的制度安排,其本质是基于共同市场的联合运作,其特点是省间市场属于增量市场。由于省间市场和省内市场虽然耦合、但并未融合,其运作的风险是强化省级市场容易形成新的省间壁垒。

  在跨区跨省市场、省内市场两个市场并行运营阶段,跨区跨省市场以对省级市场进行优化和改进为目标,并非抑制和替代省级市场发展。而跨区跨省市场对省级市场的优化改进的效果则首先取决于市场壁垒是否充分削弱。案例如下。

  案例1:存在市场壁垒。SX省与NX省各自出清。SX省市场出清价格338元/千千瓦时,NX省市场出清价格250元/千千瓦时。

  案例2:市场壁垒消除。SX省与NX省联合出清。省间输电线路无约束情况下,输电价格55元/千千瓦时。SX省市场出清价格可降低到305元/千千瓦时,NX省市场出清价格仍然为250元/千千瓦时。

  对省级市场而言,跨区跨省市场的价值体现在三个方面。一是削弱省级市场的市场集中度,增加零售侧(用户侧)的购电选择权,向省级市场注入竞争性和流动性,提升资源配置和系统运行的效率和效益。二是依托大电网互联互通优势,利用不同省份在丰枯季节、峰谷时段、电源结构互补、备用共享、负荷调节等方面的价值,实现更大范围的时间、空间互济。三是在高占比可再生能源电力系统中,有助于促进省际功率自由流动,挖掘系统调节资源和调节能力,郭家学释放灵活调节等辅助服务商业价值,提升新能源利用率。

  按照经济学基本原理,由于市场成员商品、服务和资源的稀缺性,需在省间市场、省内市场之间作出决策,并确定相应的电力交易机构开展市场化业务。这对电力市场交易信息披露提出了更高要求。因此,两个市场必须在市场类型、交易时序、市场出清、交易品种等方面高度协同。

  一是实现两个市场全过程全环节高效协同。能量市场方面。中长期市场中,跨区跨省与省级市场在交易组织、市场申报、市场出清等不同环节需要时序协同,现货市场中,跨区跨省市场与省级市场也在交易组织、市场申报、市场出清需要时序协同。容量市场方面,需在区域统一、省内统一等市场范围间做出选择。辅助服务方面,备用、调频、黑启动等辅助服务也要在跨省市场、省级市场等市场范围做出选择。

  二是科学设定两个市场的出清时序和出清方式。出清方式取决于省间市场、省内市场的耦合程度,越是接近运行环节这个市场阶段,出清方式选择日益重要。在月度以内、日前以上的短周期交易组织时,在松耦合的市场模式下,应采用顺序出清方式。省内市场预出清,侧重解决总体平衡问题;然后省间市场正式申报、出清,作为省内市场的边界条件,侧重解决阻塞管理问题;省内市场再正式出清。在紧耦合的市场模式下,则应采用联合出清方式。联合出清的全局最优性较好,但对各市场设计的协同性要求更高。

  三是网络模型精细化实现阻塞协同管理。兼顾耦合程度、电网安全和市场效率,按照耦合程度越紧、交易周期越短、网络模型越精细的原则开展网络模型等值。基于市场成员的网络位置,构建考虑潮流输送路径的省间交易模型。

  四是探索多省多通道联合集中优化。西北电网在运直流通道9条,与华北电网、华东电网、华中电网、西南电网均实现联合运行。近两年还将投运青海-河南、陕北-湖北等特高压直流。对于“网对网”富余电力外送交易,选取西北-华中为试点,华中侧汇集四省交易需求(量价和曲线)后,以资源最优利用为目标,开展区域-区域联合集中优化。

  当前,跨区输电规模已是主流,全国范围内统一大市场逐步形成,把跨区和跨省市场统一为省间交易,并定位于落实国家能源战略,促进能源资源大范围优化配置,建立资源配置型市场。而省内交易定位于优化省内资源配置,确保电力供需平衡和电网安全稳定运行,建立电力平衡型市场。但是对于随机性、波动性新能源高占比的系统来说,跨省市场的价值更加多元,而很多情况下,服务类市场的价值往往不简单以电量的大小来衡量。

  高比例可再生能源并网的电力系统,如东北地区、西北地区,省与省之间耦合关系紧密,区域电网在基本的电能传输任务之外,承载着以跨时空互济提升清洁能源消纳水平等功能,反映到市场定位和建设目标中,就是实现更大范围的备用共享、调节资源共用(发电侧和负荷侧)、辅助服务共享等。这与单一功能跨区市场(仅能量)存在一定差异。

  具体到西北电网,在物理特性上,电网规划和运行的重点在于承载跨区直流电能稳定可靠输送、承载全域高比例新能源高效利用,在经济特性上,市场运营将显现汇集平衡多直流电力交易合约、统一优化五省(区)水火风光资源跨时空配置、统一配置调频、备用、灵活调节服务等各类资源的新价值。基于此,要关注差异化需求,更好发挥区域内省间交易“资源配置+电力平衡+调节资源共享”混合型价值。

  统一市场一般是指在一个市场范围内仅设置一个电力交易市场,所有市场主体均直接参与这个市场进行电力交易。跨区跨省市场与省级市场融合发展,最终将形成统一市场,实现各类电能商品、服务和资源最优化利用和社会福利最大化。发挥市场在电力资源配置中的决定性作用,彻底消除省间壁垒,使得电力按照一般商品的属性自由贸易,电力市场将进入以统一市场为特征的高级阶段。

  随着电力市场改革进一步推进,跨区跨省市场将与省内市场在市场范围、市场模式等方面进行系统集成、市场融合。2月19日国家发改委、国家能源局印发的《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改〔2020〕234号)提出推进全国范围内市场融合发展,2022年底前实现京津冀、长三角、珠三角等地区交易机构的相互融合,初步形成区域经济一体化要求的电力市场。

  一是按照客观规律促进市场自然融合。受技术、管理等因素制约,两个市场的融合绝非一蹴而就。一种可行的方案是:根据交流同步电网的运行特点,率先实现区域内的市场融合,即跨省市场与省级市场先实现紧耦合、再实现融合,在此阶段,直流跨区市场则暂保持联合运营状态;或是随着信息通信和计算技术发展,推进区域-区域之间跨区市场由联合运作向统一运作过渡。

  二是根据资源优化配置空间形成市场范围。以资源优化配置空间进行市场融合,而不是简单以行政区划形成市场交易区。按照习总书记《推动形成优势互补高质量发展的区域经济布局》的讲话精神,结合能源转型、清洁低碳发展等国家战略,统筹区域经济社会发展、电力资源配置需求形成市场交易区。在跨区市场融合时,可以率先实现新能源高占比的西北电网与清洁水电高占比的西南电网统一市场。

  三是以信息披露促进电力市场融合。以提升电力市场相关信息披露的协同性、准确性、完整性和一致性为措施,推进调度机构、交易机构协同运作,实现电力市场运营治理体系和治理能力现代化。披露内容至少涵盖市场供需、价格水平、输电通道可用输送能力(ATC)等。

  能源互联网的商业价值在于使电力和能源像一般消费品那样自由交易,前提是能源市场的充分发育。落实国家市场化改革要求,电力和能源才有条件像其他商品一样,利用价格机制灵活调节供给和需求;降低用能成本,尤其是用电、用油、用气成本;减少能源粗放利用;从根本上解决弃风、弃光、弃水问题;提高消费者选择权,满足多样化能源需求。

  一是国家有关部门明确更具可操作性的政策措施。督促地方政府出台细化政策,向零售侧放开省间市场。落实国务院常务会议精神,试点放开规模以上工业企业参与跨省市场化交易,降低制造业用电成本。按照“自由竞争、规范有序”的原则,明确市场准入和交易组织等要素,加大跨区跨省电力直接交易,率先在区域内跨省交易中向零售侧放开市场。

  二是构建多元交易主体的跨区跨省市场。随着零售侧向省间市场开放,逐步形成售电公司、发电企业、电网企业(如营销部门代理)等多交易主体的跨区跨省市场。

  三是服务优化电力营商环境。按照国家新型产业发展目录,鼓励向军民融合、新能源汽车充电设施和清洁供暖项目,以及提供合同能源管理、综合能源等增值服务的零售侧(电力用户)放开省间市场。

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