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导语:所谓区域电力市场是在区域层面开展的电力市场。在我国电力市场建设初期,区域电力市场有区域统一市场和区域共同市场等模式。下面探讨一下区域电力市场竞价交易与交易机制之间的那点事。
3区域电力市场竞价交易机制
基于上述思路并综合各方面研究的成果,在目前阶段区域电力市场模型可采取批发竞争、输电网开放、多个购买者模型。亦即:多卖方(主要是区域内各发电厂及具备条件的区域外卖电者)多买方(主要是区域内省级电网公司、大用户及具备条件的区域外的购电者)的竞价交易模式,全网统一电能交易平台,区域电网和省级电网实行协调运作、分区控制。同时,应该考虑区域电力市场与其他各级市场的协调衔接机制,以及各级市场中的年度月度合约市场、日前市场、实时平衡市场、辅助服务市场、电力(能)金融市场之间的协调机制。亦即:应该从时间和空间上,考虑各种电力市场的协调问题。区域电力市场内部和区域市场之间市场运行核心规则(包括:竞价交易机制、电价机制、结算机制、辅助服务机制、电网阻塞管理机制、输配电定价机制、各方利益的平衡协调机制等)的协调统一是电力资源优化配置的前提。区域市场内部核心规则的统一是竞价平台形成和有效运行的基础,区域市场之间核心规则的协调统一是促进、规范跨区交易发展,完善区域市场建设的基石。如果区域市场之间的核心市场规则不协调和不统一,将可能影响区域市场的效率,也将不利于跨区交易市场和区域市场的良性运转。英国电力市场规则的协调统一和美国发布的标准电力市场设计(SMD)方案从侧面印证了该问题的重要性。
国内外许多专家对市场设计问题的研究表明,有效设计一个令各方都满意的竞价交易机制几乎不可能。根据目前世界上主要国家电力市场竞价交易机制的设计经验,在竞价交易机制的设计上没有最好的方案,只有可供选择的(考虑各方利益平衡协调)比较适当的方案。各国电力市场竞价交易机制的设计,也仅仅是根据自己的国情,将相对各方有利的可行的方案选择出来加以运用。
3.1市场成员区域电力市场的市场成员包括:
1)发电企业,依法获得发电业务许可证并准人参与区域电力市场交易的发电企业。
2)区域内各省市电网公司,向区域电力市场买卖电能,负责经营管理本省市所辖范围内输配电业务,尽可能向各终端用户提供安全、可靠的电能供应服务,负责省级电网的安全稳定运行等。
3)区域电网公司,负责区域电网的安全稳定运行等。
4)其他电网公司,向区域电力市场买卖电能等。
5)其他成员,参与区域电力市场的其他交易主体和服务主体。
在实行大用户向市场直接购电交易方式时,市场规则准入的各类用户即为市场成员。区域和省级电力调度交易机构按照电力市场规则及电力调度规则的分工,负责电力市场的运营及电网的安全稳定运行、电力调度、市场交易、交易结算等。
3.2市场成员的报价方式
应该允许获得竞价合约电量(或其他合同电量)的市场参与者向其他市场成员购买或出售其部分合约电量(或其他合同电量)。当然,市场参与者的合约电量(或其他合同电量)的变化必须通知相应的电力调度交易机构,通过其安全校核后,变化的合约电量(或其他合同电量)才能生效。亦即:每个市场成员既可以卖电,也可以买电。这在某种程度上可以规避市场成员的一些风险,相当于期货交易。在这种势态下,区域电力市场中的市场成员在市场中的角色可能在不断变换,有时是买方,有时是卖方。任何一个市场成员将在价格的驱动下进行年、月、日和实时的电力电量买卖,从而可灵活实现电力资源优化配置。这种做法类似于北欧、英国、美国PJM等电力市场,操作方便。因为只有这样,对市场成员才是公平的,而仅仅进行“发电权转让交易”,对部分市场成员可能不公平。
具备条件的水电以厂为单位(由多个不同接人点联人电网的电厂以每个接人点的机组群为单位)、火电以机组为单位直接向区域电力调度交易机构报价,因技术条件限制不能实现直接报价的,可暂时先向省电力调度交易机构报价,由所在省电力调度交易机构及时向区域电力调度交易机构转报。在竞价电厂(机组)报价的同时,各省电网公司直接(或通过省级电力调度交易机构)向区域电力调度交易机构申报购电(卖电)价格和电量。
3.3交易类型
区域电力市场交易类型主要包括合约交易(或称合同交易)旧前现货交易、实时平衡交易、电网辅助服务、电力(能)金融交易等。各交易品种的配置原则是:以合约交易为主、日前现货交易为辅,约80%—85%的电能交易通过合约交易方式确定,15%—20%的电能通过日前现货交易方式确定。在电力市场化改革中,必须充分考虑电力系统的安全稳定运行,否则,将会造成重大问题,付出代价。因此,在设计市场机制和竞价模式时,不能刻意追求单纯的日前市场和实时市场的竞争,而是需要在每天安排的电量中,将大部分电量放在中长期合约交易市场中成交,将不平衡部分放在日前和实时市场上交易。这将有利于电价的平稳和电网安全稳定运行。
3.3.1合约交易
合约交易按期限划分为:长期(如年度)合约交易和短期(如月度)合约交易;按价格形成机制划分为:非竞价合约交易和竞价合约交易。合约交易价格分为:国家核定电价、双方协商电价和竞争形成电价。合约电量市场可以在区域电力市场中起稳定电价、保证电力生产连续及电网安全稳定运行的作用。合约电量市场的另一个重要功能是提供中长期经济信号,反映电能的中长期供需关系,提供电力中长期供需平衡信号,指导市场成员进行技术改造、制定检修计划,在时间和空间上合理配置发电资源。对于合约交易,可进行年度月度调节交易,亦即:对年内1月至数月或月内1日至数日市场成员的合约(合同)电量进行调整的交易,便于市场成员根据实际情况调整(微调)其合约(合同)电量、灵活地进行买卖电的交易,能更精确地反映电能的供需平衡情况,实现资源的优化配置。调节交易由区域(或省级)电力调度交易中心机构组织。在区域电力市场运行初期,各区域电力市场可根据本区域的电源构成、各省市电网公司(或大用户)的购电情况,来决定是否组织调节交易市场,可作为试点或暂时不实施,像北欧、英国电力市场那样,待区域电力市场运作机制成熟完善后,可考虑实施调节交易市场。
3.3.2日前现货交易
日前现货交易是由市场成员竞价形成的次日(或未来24h)电能交易。日前现货交易由区域或省级电力调度交易机构具体负责组织实施。对于日前现货交易,可进行日前现货平衡调节交易,它是对交易日内lh至几h的市场成员的合约(合同)电量进行调整(微调)的交易。它是日前现货市场的次级市场,对电力日前现货市场起补充作用。在区域电力市场运行初期,日前现货平衡调节市场可以作为试点或暂不实施。日前现货竞价成交的价格按照分区定价模式确定。
3.3.3实时平衡交易
实时平衡交易是为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。实时平衡交易实行分级管理:区域内各省电力调度交易机构负责本省所辖电网的电力实时平衡交易,区域电力调度交易机构负责所辖及直调电网和跨省市的电力实时平衡交易。
3.3.4辅助服务交易
电网辅助服务主要包括(1)频率控制(AGC):(2)旋转备用;(3)非旋转备用;(4)替代备用;(5)无功及电压支持;(6)恢复及黑启动。辅助服务贯穿每一个交易时段,是在市场中确保电网安全稳定运行的重要手段。在制定市场运营规则时,需要对电网辅助服务保持一定的政策倾向性,激励发电商为电网提供高质量的辅助服务。针对市场化带来的电网运行的安全性问题,要推行电力有偿辅助服务,建立辅助服务补偿的科学机制,尽快形成调峰、调频、调压、备用、事故支援等辅助服务电价(费用)制度,建立电力辅助服务交易市场。
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