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

市场主体成熟度方面,虽然试点地区均允许售电公司和大用户参与中长期交易,但以电量为标的的交易与现货交易仍相距较远,用户和售电公司市场主体成熟度有待提高。不过,现阶段广东已经开展现货市场试运行并进行试结算,蒙西则由于中长期交易占比较高并且已经探索了新能源替代燃煤自备电厂的交易,市场主体的市场意识取得了一定提升。

市场建设目标方面,各试点地区的目标可归结为还原电力商品属性、发现电力价格信号、赋予市场主体自主选择权、促进清洁能源消纳等。调度方式方面,当前各试点地区都采用集中调度的方式,由调度机构统一确定机组组合和日发电计划。

2.2 试点地区市场机制梳理

根据前文总结的关键要点,本节对试点地区的市场规则进行梳理比较,如表2所示。

表2 试点地区市场规则对比

中长期交易与现货交易协调机制方面,对于中长期交易电量的分解与中长期电力交易的开展这两方面不同试点地区做法不同。首先对于省内中长期交易电量分解,广东[31]、山东[34]、浙江[32]和四川[33]均规定分解曲线为金融性质,蒙西[35]则规定分解曲线为物理性质。四川还规定省间中长期交易电量由国家调度机构按照省间市场规则分解为中长期日曲线,需要物理执行。对于中长期电力交易,广东、浙江、山东和四川都要求发电商与市场用户签订电力金融合约,蒙西则要求签订电力物理合约。

现货市场模式方面,广东[31]、浙江[32]、四川[33]和山东[34]的市场规则明确提出采用集中式市场模式,蒙西[35]市场规则中规定现货市场在中长期合约物理执行的基础上开展,其市场模式更接近于分散式模式。

现货市场定价机制方面,广东[31]、浙江[32]和山东[34]发电侧采用节点电价,四川[33]发电侧采用统一电价,蒙西[35]发电侧采用所有节点或区域电价的加权平均。对于市场化用户或售电公司,广东、山东、浙江和蒙西均采用系统内所有节点电价的加权平均,四川采用统一电价。由此可以发现,试点地区在发电侧多采用节点电价,在用户侧对于市场化用户或售电公司多采用节点电价的加权平均。

现货市场组成方面,广东[31]、浙江[32]、四川[33]和山东[34]均采用日前市场加实时市场,而蒙西[35]则引入日前市场、日内市场和实时市场的方式。由此可以发现,所有试点地区均引入日前市场和实时市场,部分地区引入日内市场。

现货市场报价方面,广东[31]、浙江[32]、四川[33]和山东[34]均采用双边报价,蒙西[35]则采用单边报价。不过需要注意的是,广东、四川和山东虽然采用双边报价,但是要求用户只申报运行日的电力需求的量,不申报价格。

交易中心与调度机构职责分工方面,广东[31]、四川[33]和蒙西[35]的市场规则对此表述较为明确,广东和四川要求调度机构负责日前市场和实时市场,交易中心负责中长期交易;蒙西则是交易中心负责中长期交易组织,同时协助调度机构组织现货交易和辅助服务交易,而调度机构负责现货交易的组织运营。浙江[32]和山东[34]调度与交易的职责分工尚未明确,提出交易中心与调度机构共同负责日前市场和实时市场的运行。

2.3 试点地区市场机制设计必要性分析

基于各试点地区的电力行业现状及市场规则,本节运用关联图法对市场机制设计开展相关性分析,如图4所示。关联图的输入量为构建的电力行业特征,包括可再生能源占比、电力供需、网络阻塞等方面;输出量为各试点地区市场机制设计,圆弧连接表示输入量与输出量的关联性,圆弧宽度则表示输入与输出关联的紧密程度。以中长期交易与现货交易协调这一输出量为例,其与网络阻塞、市场化交易、现货市场实践及市场主体成熟度间关联度较高,对应圆弧较宽;与可再生能源占比、外来(外送)电力及调峰资源关联度较低,对应圆弧较窄。下面分别就市场机制的六个方面进行讨论。

中长期交易与现货交易协调方面,广东、浙江等多数试点地区规定分解的曲线用于金融结算,这主要与电网阻塞、调峰资源、市场化交易情况、市场主体成熟度和清洁能源消纳等因素有关,具体包括：

1）若分解的曲线用于物理执行,一方面由于曲线分解时未充分考虑输电断面容量等因素,曲线分解的结果一旦不合理或不符合系统运行实际,就可能造成部分输电断面重载、满载,加剧系统阻 塞[9];另一方面,若系统本身存在较多潜在的阻塞风险,分解的物理性质曲线可能会由于安全校核不通过而被调整(如被削减)[2]。金融合约因具备不必强制物理执行的特征,能够较好地规避上述问题[2]。

2）分解的曲线若物理执行会固化发电机组的出力空间,使得机组的可调度出力范围大大缩小,使得电网的调峰资源更加紧张[9]。

3）当前以电量为标的的直接交易使得各类用户对于自身的用电行为了解较少,市场主体参与现货市场的成熟度较低,发用双方自主分解或交易中心代为分解的曲线可能与实际用电情况偏差较大,分解的曲线物理执行可能会使电网出现意想不到的运行方式[9]。

4）多数试点地区电源结构以煤电或水电为主,电网的灵活性相对较低,若直接交易分解的曲线刚性执行,电网跟踪新能源波动的能力将进一步下降,这对清洁能源的消纳将产生不利的影响[44]。

5）中长期电量分解的曲线按照物理或金融模式执行虽然都能起到锁定电力价格和规避风险的作用,但是物理执行的曲线会挤压现货市场的规模,金融执行的曲线因仅具有财务结算的意义,则对现货市场的运行影响较小[11]。而对于蒙西,其分解的曲线物理执行的原因可能包括系统阻塞程度不严重、调峰资源较为充裕和市场主体成熟度较高等。

现货市场模式方面,广东、浙江等多数试点地区采用集中式的市场模式,其主要与电网阻塞、调峰资源、调度方式、市场化交易情况、现货市场实践、市场主体成熟度、市场建设目标和优化求解速度等因素有关,具体包括：

1）分散式模式对电力系统网架要求较高,适用于阻塞程度较小、调峰资源较为充裕的地区。对于电网阻塞较严重、调峰资源不够充裕的地区,集中式模式能更大范围地优化调峰等资源的配置[9]。

2）集中式市场基于统一调度的模式接近于当前各试点地区的调度方式,由调度机构确定机组的启停计划[15]。

3）集中式市场的金融合约仅用于金融结算,既具备风险管理的功能,同时分解曲线与实际负荷产生的偏差也不会对调度造成影响,适用于多数试点地区市场主体成熟度相对较低的情况。

4）相较于分散式市场,集中式市场通过全电量出清,产生的价格信号更能准确反映系统的实时供需状况。

5）可借鉴上一轮电力体制改革的经验,以浙江为例,2000年浙江发电市场采用集中式模式的实践[32],可为现阶段的市场建设提供参考。

6）集中式市场采用的出清模型较为复杂,虽然对优化模型的求解速度及效率要求较 高[25],不过国外多年的市场建设实践证明当前的技术可满足求解的需要。而对于蒙西,采用分散式模式的主要是由于前期准现货市场探索积累的经验、市场主体的成熟度较高、电网阻塞相对较轻等。

定价机制方面,广东等多数试点地区在发电侧采用节点电价,在用户侧对于市场化用户或售电公司多采用节点电价的加权平均,这主要是由于网络阻塞、市场主体成熟度和现货市场目标等因素决定,具体表现为：

1）节点电价是考虑系统阻塞和各类设备约束的条件下在不同节点形成的价格,适用于阻塞程度较为严重的试点区域,可为调度机构提供高效的阻塞管理手段[45]。

2）发电侧采用节点电价可提供更为有效的电价信号,符合多数试点地区改革需求。节点电价可有效反映系统中不同地理位置电力的价值和线路的阻塞情况,能为电力投资者提供良好的价格信号,引导电力网络的建设[18]。

3）用户侧采用节点电价的加权平均,可避免相近距离的用户出现电能价格不同,或经济发达与欠发达地区出现电价差异较大的情况,为市场成熟度相对较低的用户所接受,在一定程度上保证社会公平,保证改革的平稳推进,符合多数试点地区的改革目标[46]。由此可以得出,试点地区的做法兼顾了市场效率与社会公平。

现货市场组成方面,所有试点地区均采用日前市场加实时市场的形式,而蒙西在此基础上引入了日内市场,这主要由外来(外送)电力情况、可再生能源占比和市场改革目标等因素决定,具体表示为：

1）日前市场起到价格确定和价格发现作用,其出清的结果能帮助市场参与者锁定电能价格,规避实时市场的价格风险,有助于改革的平稳过渡[10]。此外,日前市场可有效衔接外来(外送)电力计划与省内市场,在跨省跨区交易确定的外来(外送)交易计划的基础上,日前市场出清得到的交易计划与价格才能更加有效反映系统的供需状况。

2）由于负荷预测精度、天气和故障等因素,日前市场的出清结果可能与系统的实际运行偏差较大。实时市场作为连接市场交易与系统物理运行的最后一道关口,其出清结果可以更好地反映系统的实际运行情况,为系统实时运行提供参考[47]。实时市场出清得到的电价还将更好的引导市场化用户主动参与市场平衡,保证电网的安全运行,符合多数试点地区的改革需求。

3）蒙西的风电等可再生能源占比较高[42],考虑到现阶段风电预测偏差较大,可能出现日前市场与实时市场出清结果差距较大的情况,给电力系统运行及风电企业均带来较大风险。考虑到风电企业可根据最新的预测结果在日内市场修改自己的报价,日内市场的引入一方面可为调度机构保证电网稳定运行进行日内调度计划调整提供平台,另一方面可给风电企业调整自身交易计划的机会,以减小市场的风险。

现货市场报价方面,广东等多数试点地区采用双边报价的形式,不过要求用户只申报运行日的电力需求量,不申报价格,这与市场主体的成熟度、市场化交易现状和市场改革目标等因素有关,具体表示为：

1）现阶段多数试点地区以电量为标的的直接交易使得用户对自身的用电行为尚不熟悉,难以自主的安排用电计划。若采用双边报价,一方面可能使得用户在日前所报的用电曲线与实际需求较大,偏差部分需要根据实时电价结算,用户面临的价格风险将增大。

2）相较于单边报价,双边报价允许用户参与电价制定的过程,引导用户形成友好的用电习惯[28],可实现需求侧对于电价的响应。考虑到双边报价的经济性高等优势,广东等多数试点地区采用的用户侧报量不报价的方式是较好的过渡举措,既可有效培养用户的市场意识,又可一定程度上减小用户的市场风险。

交易中心与调度机构职责分工方面,5个试点地区均确定由交易中心负责中长期交易,调度机构负责实时市场,而对于日前市场的责任分工存在分歧,这主要由现货市场实践经验和电网特点等因素决定,具体表现为：

1）中长期交易由于与电网物理模型的耦合程度较低,可由交易中心负责。若中长期交易结果需要物理执行,则还需由调度机构进行安全校核。实时市场由于出清结果要指导电网的实际运行,确保系统的实时平衡,则由调度机构负责[25]。

2）由于多数试点地区阻塞程度较严重、调峰资源相对不足,在日前市场需要将物理模型纳入市场出清中,市场的部分出清结果也将物理执行,因此由调度机构负责更为合适。

2.4 结合试结算数据分析试点地区市场机制

为使得上述各试点地区市场机制必要性分析更具有说服力,此处以2019年5月15日广东现货市场试结算的数据为例开展分析[48-50]。

市场出清电价方面,5月15日凌晨5点负荷最低点时平均出清价最低,为81.94元/(MW•h);而中午11点负荷最高点综合出清价最高,为362元/ (MW•h),市场平均电价与统调负荷曲线吻合度非常高[48-49]。这充分说明现货市场电价能更加精确有效地反映电力资源的时间价值,为广东选择集中式市场模式提供支撑依据。

广东各市区电价分布方面,受500kV茂名站港茂甲乙线停电检修影响,16:45时湛江、茂名地区节点电价最高,超过400元/(MW•h);而其余地市价格都小于400元/MW[49]。这充分说明节点电价能充分反映电力资源的稀缺性,为广东选择节点电价提供支撑依据。

日前市场与实时市场电力出清方面,5月15日由于日前预测的负荷曲线跟实际的负荷曲线基本重合,平均偏差率较小,日前市场与实时市场出清结果基本一致[48]。这充分说明日前市场起价格发现的功能和实时市场起保证系统实时平衡的功能,为广东选择日前市场+实时市场的组成方式提供支撑依据。

此外,5月15日日由于实际用电量比日前预测电量偏高,导致在负荷高峰时实时市场平均电价高于日前电价[50]。而初期广东市场采用用户侧主体报量不报价、按市场价格结算的形式,日前与实时市场的价差将有效引导用户侧主体调整报价策略,有利于培养市场主体的市场意识,符合广东现货市场建设的目标。这也为广东选择用户侧主体报量不报价作为报价策略的过渡形式提供支撑依据。

3 我国现货市场建设的相关建议

现货市场建设是一项复杂的系统工程,涉及经济、技术和社会等各个层面,在建设过程中应充分考虑电力商品的特殊性,实现电网运行的物理规律与市场运行的经济规律有机结合[51]。结合近几年参与浙江等试点地区讨论的经验,笔者认为现货市场建设前后应遵循如下重要的原则：

1）市场建设中要明确改革重点,而后设定市场的主要目标,做到重点突破。以浙江市场为例,初期市场的主要目标是通过竞争形成电价、培育市场主体和确保市场转换平稳过渡等,其主要任务是优先建立一个可以稳定运行的市场。为此,初期浙江市场采用如下措施控制市场风险：控制市场放开范围,仅允许110kV以上用户参与;针对不同电源类型制定政府授权合约,保证各类电源的收益;简化市场复杂性,市场初期暂不引入期货、期权市场、金融输电权和虚拟报价等[32]。