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

2）市场建设中要充分考虑试点地区电力行业现状、政治制度和经济背景等实际情况,设计符合自身实际的方案。比如浙江电源主要以煤电为主,启停时间较长,和国外部分市场一样仅在日前确定机组组合是无法满足浙江需要的,为此浙江市场还设立了周机组组合环节。

3）市场建设中需要充分借鉴国内外电力市场建设经验,不断完善自身的市场规则设计。以浙江日前市场的出清模型为例,早期考虑到浙江电网的阻塞频繁发生在浙北、浙南和浙中跨区联络线上,出清拟采用基于区域电价的模型。之后浙江考虑到未来发电量、负荷水平、经济水平快速增长的总体趋势,借鉴了美国德州市场从区域市场改为节点市场的耗时长、花费高的先例,决定采用基于节点电价的出清模式,以保障市场发展与电网发展的具备更好的兼容性[32]。

遵循上述原则,本文对现货市场建设中的中长期交易与现货交易衔接、市场模式、价格机制、市场组成、报价方式和市场机构职责分工等关键要点解决提出了相关建议。

3.1 中长期与现货交易衔接机制设计

针对于中长期交易形式的不同,中长期交易与现货交易衔接机制的设计应重点把握中长期交易电量的曲线分解和中长期电力交易机制设计两个关键问题。

中长期交易电量分解的曲线以物理或金融的模式执行的选择应根据系统阻塞状况、调峰资源充裕度和市场主体成熟度等因素确定。当中长期电量交易规模较小时,其对电力系统运行的影响也相对较小,可以采用物理模式执行。但是随着交易规模的不断扩大,对于阻塞程度较严重且调峰资源相对不足的试点区域,中长期交易电量分解后的曲线若以物理模式执行会固化发电机组的出力空间,压缩调度机构的优化调度空间。此时,可能会进一步加剧系统的阻塞问题,使得部分物理合约被削减,因此建议分解的曲线以金融模式结算。

在中长期交易电量分解的责任主体确定方面,应引导市场主体自主承担曲线分解工作。市场建设初期多数试点地区让交易中心代替市场主体分解电量,可视为一种过渡举措,保证电力市场的平稳推进。不过市场的本质是赋予每个主体自主安排交易计划的权利,未来还需由各市场主体承担曲线分解工作,这对于市场主体的培育至关重要。为此,建议试点地区要求各主体提交中长期交易电量分解的结果,初期仅作参考,后期随着市场的发展适时将其作为结算的依据。

除以电量为标的的直接交易外,还应加快建立以电力曲线为标的的交易机制,鼓励发用双方在年、月、周和多日等时间尺度自主签订电力合约。同样,电力合约选择以金融或物理模式执行可根据系统阻塞程度和成熟市场实践经验等确定。美国德州市场建设经验表明,金融合约相较于物理合约更方便高效。早期德州区域市场中电力合约多是物理性的,使得系统阻塞程度较为严重,为此在后续节点市场建设中德州采用了金融合约[30]。同样, 2003年北欧市场中长期物理合约交易比例高为70%,到2013年物理合约占比仅有10%[2]。为此,对于阻塞程度较为严重的区域,建议发用双方签订金融合约,避免签订的物理合约会对现货市场运行造成影响。

3.2 现货市场模式选择

现货市场模式的选择不仅需要考虑本试点区域的调度方式、市场主体成熟度、系统阻塞程度和调峰资源等现状,还应充分考虑与跨区电力市场的协调方式。

分散式模式采用分散调度的方式,机组开机方式、发电计划由市场主体自主决定,发用双方确定的交易计划需要物理执行。虽然分散式模式规则简单清晰,但对市场主体和电网架构的要求更高,要求电网阻塞程度较少,市场主体的市场意识较强,签订的合约能实际履行。考虑到多数试点地区市场主体的成熟度较低、现阶段调度方式为统一调度和阻塞情况较严重等因素,建议市场初期采用集中式市场,以减小市场建设对系统运行带来的影响。

此外,考虑到我国的资源负荷逆向分布的特性,现阶段我已经开展了跨省跨区电量中长期交易,未来我国将建立更大区域范围的市场体系[52]。为此,试点省份现货市场的市场模式选择还应考虑如何与跨省跨区市场间实现有序衔接。根据国外市场建设实践经验,试点省份采用分散式或集中式的市场模式均可实现与跨省跨区市场的衔接。在省内现货市场开展前,跨省跨区交易确定的交易计划可形成物理合约作为省内交易组织的边界条件。若试点省份采用分散式模式,跨区交易确定的物理合约与发用双方自主签订的合约相同,在现货市场开展前将物理曲线提交给省内调度机构,提交曲线与实际的偏差通过省内实时市场的平衡机制解决。若试点省份采用集中式市场模式,跨区交易确定的物理合约需要耦合到集中出清模型中。对于电力送端省份,在市场集中出清时可将外送电力当作必用负荷,报价设为最大值;对电力受端省份,在市场集中出清时可将外来电力当作基荷机组,报价设为最小值。

3.3 现货市场定价机制设计

现货市场定价机制的选择与系统的阻塞情况、市场主体的成熟度以及社会公平性等紧密相关。若系统阻塞程度较为严重,发电侧可采用节点电价;若系统阻塞频繁地发生在部分传输线上,发电侧可采用区域电价;若系统阻塞程度较小,发电侧可采用统一电价。对于用户侧,为避免经济发达与欠发达地区出现电价差异较大的情况,在一定程度上保证市场主体间的公平性,对于市场用户或售电公司可以采用全系统所有节点或区域电价的加权平均。

考虑到市场的延续性和节点电价的优越性,对于拟采用区域电价的试点地区,建议市场建设初期可探讨采用节点电价模型的可行性,以减小后续市场完善带来的成本增加。以美国德州市场为例,2003年之前德州采用的是区域电价,之后由于系统阻塞的加重及阻塞费用分配困难等问题,德州市场决定重新设计节点市场,整个过程持续时间长且花费费用较多[30]。

3.4 现货市场组成及出清的物理模型选择

现货市场组成的选择可根据市场主体成熟度和系统电源种类等因素确定。日前市场与实时市场因其不同的功能定位和市场作用,现阶段已经作为首批现货试点市场建设的标配,建议试点地区在市场建设初期就引入。对于日内市场,若试点地区可再生能源比例较高,则可在日前市场和实时市场的基础上增设日内市场,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,另一方面可给可再生能源企业调整自身交易计划的机会,以减小市场的风险。

为确保系统安全稳定运行,建议试点地区现货市场,特别是日前市场出清时充分考虑系统的物理模型及机组、设备的物理参数,以提升日前市场形成的交易计划与实时运行间的契合度。若有试点地区日前市场为金融性的市场,出清时暂不考虑系统的物理模型或仅考虑部分联络线约束,则可以借鉴德州市场在日前市场结束后引入可靠性机组组合环节制定日前调度计划。此外,对于不引入日内市场的试点区域,1,根据不断更新的负荷预测、修改后的发电报价和系统的物理模型,重新计算出清结果。该结果将为调度机构提供参考,若系统容量不足时可以迅速启动部分机组,确保系统安全运行。

3.5 现货市场报价方式选择

现货市场报价方式的选择与市场主体成熟度和参与市场能力紧密相关。若用户主体了解自身用电行为,有能力参与现货报价,则可以采用双边报价,反之则采用单边报价。考虑到多数试点售电公司已经代理用户参与中长期交易并具备参与市场的能力,未来用户在现货市场报价可由专业的售电公司代理,为此建议试点地区采用双边报价。

从实际可操作性和平稳过渡的角度来说,单边报价可能更适用于市场建设初级阶段,有利于市场建设的稳步推进;从长远来看,双边报价则更符合市场建设的目标。为兼顾可操作性与市场效率,市场建设初级阶段采用“用户报量不报价”作为过渡方式为相对可行的选择。除此之外,考虑到市场发展的延续性,对于采用单边报价的试点地区来说,可将双边报价的出清模型提前设置在技术支持系统中,以避免后期改造带来较大的成本。

3.6 交易中心与调度机构职责分工确定

调度机构与交易中心的职责分工应根据市场出清方式和市场建设经验等确定。首先,根据首批试点的实践经验,建议试点地区中长期交易由交易中心组织,日以内的滚动出清和实时市场由调度机构负责。其次,市场建设初期为了保证系统的安全稳定运行,若试点地区日前市场考虑系统的物理模型出清,则建议日前市场出清由调度机构负责。反之,若部分试点地区日前市场为金融性的,出清时不考虑系统的物理模型,则可由交易中心负责。不过,日前市场结束后的调度计划制定环节由于需要充分考虑系统的实际物理模型,则需要由调度机构负责。

在日前市场出清由调度机构负责的情况下,并不意味着交易中心在日前至实时不需要开展业务,其仍需与调度机构互相协作。作为市场组织机构,交易中心将作为对接市场主体的窗口,负责与市场交易相关的工作。市场出清前,交易中心需要负责收集报价数据、组织交易及信息发布等工作;市场出清后,交易中心需要分析出清结果的价格合理性、分析市场运行经济性、提供市场结算依据、披露市场信息和定期发布市场评估报告等。

3.7 现货市场建设的迫切性意见

除针对市场建设的6个关键问题所提建议外,现货试点试运行及试结算期间也暴露出一些亟待解决的关键问题。为此,本文结合暴露的问题提出相应的建议,主要包括以下3个方面：

合理协调不同成本机组同台竞价的收益与补偿问题。在改革初期相关配套机制不完善的情况下,由于现货市场采用统一的边际成本定价方式,若市场价格偏低,可能出现高成本机组固定成本无法回收的情况;市场价格偏高则将出现低成本机组获得高额利润的情况。为此,在现货建设中应妥善调整不同市场主体利益,合理协调高成本机组补偿和低成本机组收益问题。针对上述问题,可从成本和收益测算、成本补偿和政府授权合约设计等角度实现不同类型机组收益调整与成本补偿。一是建议合理测算不同类型机组发电的各类成本,结合现货市场价格的变化,充分分析机组的收益情况;二是建议建立合理的成本补偿机制,按照各主体收益测算情况进行合理补偿,避免出现过补偿与欠补偿的现象;三是建议可针对不同电源类型设计政府授权合约,通过设定合约量及合约价等参数保证市场主体的收入。

妥善处理计划与市场并存引起市场资金不平衡问题。现货市场建设初期,各试点地区均逐步放开发用电计划以实现市场建设的平稳过渡,为此计划与市场将长期共存。在此背景下,计划与市场发用电结算将产生不平衡资金。此外,不平衡资金还包括由于阻塞盈余、成本补偿等因素产生的偏差费用。为此,应细分每一笔偏差费用产生的来源,针对性地建立与现货市场相衔接的不平衡资金疏导机制。首先,在金融输电权引入前,建议日前市场的阻塞盈余可根据日前出清电量分配给各用户侧主体;实时市场的阻塞盈余按照实际用电量分配给各用户。其次,对于因成本补偿产生的费用,建议可根据日前、实时市场出清电量和实际用电量分摊给各市场主体。此外,对于双轨制下发用电结算产生的不平衡资金,建议可暂时由电网公司承担,而后通过调整输配电价的形式疏导给用户侧。

统筹协调电能量市场与辅助服务市场的关系。辅助服务作为保证系统安全稳定运行与电能质量的重要资源,主要分为无功、黑启动、调频、备用和深度调峰等。对于无功和黑启动等需求相对稳定的服务,建议初期现货试点通过签订长期合同获取,由双方自主协商确定价格。对于备用和调频等需求随时间变化的服务,建议通过短时集中竞价的方式获取。在备用与调频市场构建时,应视市场成熟度与技术可行性等情况按照实际需求分阶段开展。考虑到备用和调频等费用占现货市场总费用的比例较少且多数试点地区市场建设经验不足等情况,建议初期采用辅助服务市场与能量市场解耦出清的方式。在此基础上,依次探索能量市场与备用市场、能量市场与调频市场的耦合出清的方式,最终实现三者一体化交易出清,从而促进电力资源的高效利用。

4 总结

试点地区现货市场建设情况决定为我国未来电力体制改革的发展方向和着力点提供了重要参照,对于电力系统运行与管理都将产生巨大的影响,为此在现货市场建设过程中需要稳步推进且切合实际。考虑到现货市场建设的复杂性,现阶段我国现货市场建设虽然取得较大进展,但仍有诸多问题尚未得到明确地解决。定期开展不同地区市场建设方案的总结比较工作,对于试点地区市场机制设计的完善具有重要意义,也能为未开展现货试点的地区提供经验借鉴。

结合前一阶段笔者在诸多试点地区规则制定过程中重点讨论的内容,本文首先总结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六个方面。紧接着,根据试点地区发布的现货市场建设方案,本文以上述关键要点为参考比较总结不同试点地区现货市场规则的异同点。最后,结合我国网络阻塞、电源分布和市场主体成熟度等现状,本文对未来我国现货市场建设提出了相关建议,明确了上述关键要点的解决思路。希望本文能为我国下一阶段推进现货市场建设提供有益的参考。

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