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三是只有好的电力用户和发电企业才能进入市场。市场机制和计划机制都是电力系统运行的技术经济准则,两种机制下,不存在好用户或差用户,也不存在好发电厂或者差发电厂。市场只有合法、平等的主体,人为设置市场准入门槛,即使是希望排除落后产业参与或保护优势产业,也属于市场歧视,不公平对待市场主体。随着市场机制的逐步完善,交易规模的扩大,全部的用户和全部的发电厂都会逐步进入市场,按照市场规则开展竞争,在市场环境中成长或淘汰。
电力行业缺乏合格的市场主体
长期以来的行政管制,电力行业已经形成了“企业为国家办电,国家管控企业经营,消费者为企业买单”的状态。国有企业经营主要取决于国家政策,难以很快适应市场机制。即使更适应市场机制的非国有企业,由于势单力薄,与国有企业之间难以形成市场竞争。
潜在的市场化受益者尚未形成足够的力量
纵观世界各国,扣除通货膨胀因素,2014之前,市场经济发达的国家,实现了电价的稳定或略上涨,同期的煤炭石油均有两倍左右上涨,相对二次能源,电力价格基本控制住不变,甚至可以说相对下降。这主要因为发达国家普遍在电力管制时代采用报酬率定价法,该方法有一个清晰的计算基础,几乎把所有的费用都考虑计价成本中,使得电价偏高,电力市场化体制改革后,提高了资源优化配置的水平,降低了无效率和监督成本,电价出现了一定程度的下降。大多数发展中国家电价均有上涨,这主要因为发展中国家普遍认为,电价保持较低水平对社会经济发展有好处,在电力管制时代人为压低电价,开展市场化改革后,扭曲的电价得以矫正,形成正常的电价水平和电价结构。同时,发展中国家电力处于蓬勃发展期,需要更高的电价吸引电力投资者,实现电力与经济同步发展。
五、如何推进中国的电力市场
从世界各国电力市场建设沿革来看,基本上是在完成日前市场、实时平衡市场、辅助服务市场、中长期合约市场建设后,考虑建设容量市场和金融市场。
我国正处在电力市场体系建设的初级阶段,现有的发用电计划可以逐步转换成为市场主体自主协商的中长期合同。中长期合同有两种形式,一种是财务差价合同,与实际发用电无关;另一种是实物合同,发用电要平衡。无论中长期合同采用哪种形式,都必须尽早开展日前市场、实时平衡市场、辅助服务市场的试点建设,并在取得经验后推广。市场建设初期,也可以简化,实时平衡市场可以与辅助服务市场合并,将实时平衡视为一种辅助服务。起步阶段需要着重在以下方面开展工作:
逐步改变日计划制定方式
日前市场的关键点就是允许发用电双方自行制定次日的生产计划曲线,这是日前市场的通行做法。由于体改方案中设置了相对独立的交易机构,因此,可以将过去由调度机构制定日计划改变为交易机构负责,同时规定发用电双方在保证系统安全的情况下于日前提交次日生产计划。此外,也可由交易机构组织发用双方采用全电量报价的方式形成。
建立发用双方报价的市场化实时平衡机制
在发用双方提供了次日生产计划后,发用双方在日内可自愿地对每一时段的电力电量或偏差电量(日生产计划以外)进行报价,形成可以反映实时平衡的市场电价,
着手建立辅助服务市场
在现有辅助服务补偿机制基础上,可建立以实时市场价格为参考信号的调频和备用服务市场,将用户、零售商、发电厂作为市场主体,用户(零售商)和消耗辅助服务的发电厂作为分摊辅助服务费用的主体,提供辅助服务的用户、零售商和发电厂通过竞价确定辅助服务承担者。
确定以区域为市场交易范围
目前国内超20个省存在一家发电公司装机容量占全省总装机容量的比例超过20%,有些省甚至达到50%以上,这在发电侧形成了强大市场力,发电企业可通过操纵市场价格影响市场公平性。我国可再生能源发电规模大,集中在能源送出省,市场范围大,资源优化配置的效果相对更好。现货市场运行效果与交流强联系电网覆盖范围密切相关,目前,我国区域电网是典型交流强联系电网,是开展现货市场试点最好的资源条件。对跨区交易可以通过在任意一方的区域平台上注册开展交易,发挥跨区电力余缺调剂和资源优化配置的作用。
关于公益性和调节性发用电计划的执行
从目前电改方案看,市场交易电量和公益性调节性发用电计划将在一段时间内并存,但是现货市场的调度执行不能采用双轨制,否则受安全约束和输电约束影响,就会引发电量偏差是由市场承担还是由计划承担的问题。为了保证居民、社会公益组织的电力供应,将公益性、调节性发用电计划改造成中长期交易中的财务结算合同,既能保证不参与市场交易主体的经济利益,也能满足双轨制背景下,现货市场统一出清、统一运行的要求。
提前做好涉及市场建设的技术规范规程
电能本身的物理特点决定了电力市场体系建设与电力系统运行关联紧密。必须提前做好各种规章规程、技术解决方案、技术支持系统的准备。虽然国外成熟市场已有详细的解决方案,技术解决方案难度不大,但由于涉及需要解决的问题和技术细节繁多,工作量很大。
综上所述,电力市场体系建设是一个全新的课题,不可能一蹴而就,需要分阶段进行。结合我国电力工业实际,并充分考虑我国社会经济发展的需要,中国的电力市场建设需要分阶段稳步推进。包括选好试点地区组建区域交易机构,并同时开展现货市场试点,拟定现货市场(含辅助服务市场)框架设计方案、交易规则等,完成技术支持系统建设,核定独立输配电价和各类可再生能源的度电定额补贴标准,确定发用电计划缩减比例,开展模拟运行和试运行。
通过集中竞价开展次日或更短时间的电能和辅助服务交易,以及为了保持电力供需即时平衡,满足规避输电阻塞风险的需要,修订完善有关规则、规范,开展输电阻塞管理。总结试点经验,丰富交易品种,完善交易机制,扩大试点范围。探索推进容量市场、金融衍生品市场。逐步取消所有发用电计划,基本实现由市场方式配置全部电力资源。力争在2~3年内实现现货市场试点运行,用10年时间,建成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。
(本文刊载于《中国电力企业管理》2016年7期,作者单位为国家能源局)
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