新电改下我国电力现货市场建设关键要点综述及相关建议-北极星售电网

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摘要

在新一轮电力体制改革背景下,现货市场作为连接中长期交易与实时运行的关键环节,能充分还原电力的商品属性,真正起到价格发现和资源优化配置的作用。目前我国首批八个现货试点已全部投入模拟试运行,现货市场建设取得阶段性成就;随着当前我国电力体制改革的全面深化,现货市场的全面铺开已成为下一阶段我国电力市场建设的核心与重点。值此新电改的关键阶段,亟需开展现货市场设计的回顾总结工作,通过比较分析不同省(区)现货市场建设的情况,既可为上述试点地区规则的完善提供参考,也为我国其余未开展现货试点的地区提供经验借鉴。为此,该文根据我国现货市场建设的迫切需求,提炼总结了市场建设的关键要点,包括中长期交易与现货交易的协调机制和现货市场模式等六个方面。紧接着,从电源结构、电网特点和市场实践经验等多维度、多层次地剖析了不同区域的电力行业现状。以此为基础,运用关联图法对市场机制与电力现状特征开展相关性分析,提炼现货市场机制设计的内在逻辑。最后,结合我国国情,提出未来我国现货市场建设的相关建议。

关键词 :现货市场;市场模式;定价机制;市场组成;报价机制;协调机制

（文章发表于中国电机工程学报，作者宋永华, 包铭磊, 丁一, 邵常政, 尚楠）

0 引言

2015年,《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015] 9号,以下简称9号文)及相关配套文件的出台揭开了我国新一轮电力体制改革的序幕[1]。在9号文的指导下,各省(区)结合政策要求和自身实际纷纷开展了包括输配电价核定、售电侧改革、直接交易等多种类型的改革实践,电力市场化建设取得较大进展[2]。然而,前述的电力市场建设尚处于初级阶段,大多数省(区)的市场化交易仍停留在年度、月度等中长期时间跨度,且交易标的物以电量为主,电力系统调度仍保持着计划管理方式,市场价格难以有效反映电力供需的实时变化,距离开放成熟的电力市场仍有一段距离[2]。

为进一步推动电力市场体系的建设,2017年8月31日国家发改委、国家能源局发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批电力现货市场改革试点[3]。在此背景下,八个试点地区均结合自身实际情况编制市场规则与开发技术支持系统,于2019年6月底前已经全部投入现货市场模拟试运行[4]。作为电力现货市场建设的排头兵,八个试点地区的市场模式选择、市场规则设计等内容将直接为后续我国电力体制改革的推进提供典型的参考样板。现阶段我国现货市场建设已进入攻坚期,亟需开展阶段性回顾与总结工作。文献[5-6]分别介绍了广东电力现货市场的规则设计及模拟运行情况,对电力市场的出清结果进行了分析。文献[7]介绍了四川建设电力现货市场面临的问题并提出了相应的解决方案。文献[8]介绍了浙江现货市场规则,并研究了市场规则对发电企业的竞争力影响。上述的文献仅局限于介绍某一特定试点区域的现货市场建设进展,对市场机制设计的深层次原因缺乏必要分析,与其余现货试点省份的市场规则和建设要点也鲜有对比总结。事实上,考虑到各试点地区电源结构和电网特点等方面的差异,其设计的市场规则差距也较大。为此,亟需开展各试点地区市场规则的比对分析,从中总结现货市场机制设计建设经验,一方面可以为未开展现货试点的地区提供参考与借鉴,找到现货市场建设的出发点与着力点;另一方面,可以帮助已开展现货市场的试点地区继续完善自身的市场机制设计,确保后续市场建设的稳步推进。

考虑到现货市场改革的复杂程度高、影响范围广和技术性等特点,从关键要点和关键技术着手研究并解决,是开展现货市场建设的有效手段。为此,本文首先从技术层面梳理了现货市场建设的关键要点,包括中长期交易与现货交易的协调机制、现货市场模式、定价机制、市场组成、报价方式、调度机构与交易中心职责分工6个方面。紧接着,本文从电源结构、电网特点和市场实践经验等多维度、多层次地剖析了不同区域的电力行业现状。以此为基础,本文对比分析了各试点地区的现货市场规则,运用关联图法对市场机制与电力现状特征开展相关性分析,提炼现货市场机制设计的内在逻辑。最后结合我国国情,提出了未来我国开展现货市场建设的相关建议,以期为未建设现货市场的地区提供借鉴。

1 电力现货市场建设关键要点梳理

参考现阶段我国电力现货市场建设迫切需要解决的问题,并结合试点地区在规则制定过程中重点讨论的内容,笔者梳理总结了6个关键要点,如图1所示。

图1 现货市场建设关键要点总结

1.1 中长期交易与现货交易的协调机制

按照“管住中间,放开两头”的思路,我国以直接交易作为电力市场改革的切入点,开展了以年度、月度等周期在内的中长期交易。然而,现阶段我国已开展的中长期交易主要是电量合约,发用双方交易确定的是年度或月度的总电量[9]。如何有序协调直接交易确定的电量与现货市场交易的电力,是市场建设重点需要解决的问题。

为保证实现中长期交易电量与现货市场的衔接,亟需建立中长期电量合约的曲线分解方法。中长期电量分解后的曲线可以选择以“物理”或“金融”的方式执行[10-11]。若采用物理方式执行,在不违背安全约束的前提下,合约电量需要予以物理执行,再通过现货交易对系统的偏差电量进行调整。若采用金融方式执行,合约电量不需要物理执行,仅用于金融结算,针对现货市场出清结果与合约曲线的偏差电量,按现货市场的价格进行偏差结算[10]。

为确保与现货交易的有序衔接,国家发改委也提出了2020年开始我国将逐步建立发用电双方带曲线交易的中长期交易模式[12]。国外典型市场的中长期交易主要是带时标的电力合约,包括物理合约和金融合约两种形式。电力合约一方面可由发用双方自主协商签订,另一方面可通过交易中心拍卖签订,典型地区有美国PJM和英国。

1.2 现货市场模式

为构建科学有效的现货市场体系,选择合理的现货市场模式是首要环节。根据现货交易与中长期交易的协调方式,我国本轮电力体制改革可选择的现货市场模式主要包括以中长期物理合约为主的分散式市场和以电力库竞价交易为主的集中式市场,如图2所示[13-15]。其中采用集中式市场的国家有美国、新加坡、加拿大、澳洲和新西兰等[8],采用分散式市场的国家主要有英国[13]。

图2 集中式市场与分散式市场比较分析

集中式市场是指买卖双方的报价与物理交易均需要通过电力库进行,系统运行机构根据发用双方的报价情况采用全电量集中优化出清并统一安排调度计划。通常,集中式市场下发用双方所签订的合约形式一般为金融性质的差价合约,仅用于金融结算,无需物理交割,一般情况下也无需提交给调度机构进行安全校核[15]。

原标题：新电改下我国电力现货市场建设关键要点综述及相关建议

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