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国际上成熟的电力市场案例中,目前仍然存在一部分政府授权的优先发电合同。由购售双方按照政府明确的电量、电价签订差价合同,通过现货市场出清,合同覆盖电量执行合同电价,合同偏差电量执行现货市场交易价格。优先发电应逐步向这个方向过渡。
问:电力中长期交易的价格机制如何设计?《基本规则》能够降低电价和用能成本吗?
答:《基本规则》明确了电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成,任何第三方不得干预。计划电量现阶段可执行政府定价,未来随着电力市场化进程和政府定价的放开逐步采取市场化定价方式。
《基本规则》明确,已核定输配电价的地区,电力直接交易按照核定的输配电价执行,降低中间环节成本,让利终端用户,释放改革红利。
《基本规则》的出台重在建立科学、合理的市场化交易机制,在发售电两侧引入竞争,形成“多买多卖”交易格局,提高效率,由市场形成价格。按照正常的市场规律,在当前电力供需形势下,电价自然会有一定程度降低。但我们也注意到,部分地方为了强行降低用电电价,指定降价幅度、交易电量和交易对象,不利于建立正常的市场价格传导机制。《基本规则》旨在建立科学合理的市场化交易机制,电价涨还是降由市场主体根据电力供需形势和成本变化等因素采用自主协商等市场化方式决定,“建机制”是《基本规则》出台的目的。
问:《基本规则》如何保障国家能源发展政策的有效落实?
答:《基本规则》为保障国家能源发展政策的落实,围绕促进清洁能源消纳、调整能源结构的目标有针对性地进行了市场机制设计。
《基本规则》在交易组织时序上作了统筹安排,规定年度交易按以下顺序开展:首先,确定跨省跨区优先发电。为落实国家能源发展政策,确保清洁能源送出,跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电,并推动该部分电量逐步市场化。其次,确定省内优先发电(燃煤除外)。各地可结合当地实际情况,优先安排规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时,以及可再生能源调峰机组优先发电,再按照中发〔2015〕9号文配套文件四《关于有序放开发用电计划的实施意见》(发改经体〔2015〕2752号)中明确的二类优先发电顺序合理安排。再次,开展年度双边、集中竞价交易。明确先双边、后竞价,如果年度双边交易已满足全部年度交易需求,可不开展集中竞价交易。最后,确定燃煤发电企业基数电量。只有当不参与市场用户购电需求大于上述优先发电和年度交易结果之和时,才存在基数电量。同时,明确燃煤发电企业基数电量应按照国家发展改革委、国家能源局确定的比例逐年缩减,直至完全取消。
这一顺序体现了国家推进能源体制革命、调整能源结构、构建清洁低碳高效能源体系的精神,从市场机制总体设计上做到有保有压,保障清洁能源消纳,充分尊重市场主体自主意愿,再安排一部分燃煤基数电量,做到发电计划有序放开。
问:《基本规则》为什么确定了四种偏差处理方式但主推“预挂牌月平衡偏差方式”?
答:这是《基本规则》的一大创新。《基本规则》要求参与电力交易的用户全部电量均应通过市场购买,电力系统总的发用双方功率在物理上一定是实时平衡的,当任一方任一主体出现偏差时,电力系统偏差就产生了,需要进行调整以满足实时平衡要求,保障电力系统安全稳定运行。复杂的是,引起偏差的原因极有可能是发用双方多个主体同时作用的结果,解决问题的最好、也是最简单的方式就是开展电力实时(平衡)市场,这也是国际上通行的做法。目前在电力现货市场平衡机制尚未建立的情况下,随着市场交易量的放大,偏差电量也将会越来越大,处理不好会引发市场主体之间的矛盾,这也是《基本规则》设计偏差处理方式首先要考虑的问题。
《基本规则》明确中长期合同偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理,优先发电、基数电量合同优先结算。这从根本上改变了以前“计划电量兜底”的模式,即优先保障市场交易电量,通过计划电量滚动调整消除偏差;建立了“市场调整偏差电量”的概念,也就是要让“市场电”在电力市场中发挥应有作用,无论什么偏差,最终通过市场化方式处理,更能体现市场主体意愿。同时,发电企业每月报价较每日报价工作量少,在市场起步阶段给予市场主体逐渐适应的过程。
《基本规则》也充分考虑了各地发电计划放开进程以及电源负荷结构不同等特点,以及原有的偏差电量处理习惯,调度方式及相应技术支持系统调整需要一定时间,除预挂牌方式外,不鼓励但允许各地在计划放开较小(例如小于10%)情况下沿用等比例调整和滚动调整方式。
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