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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)的印发,拉开了全国新一轮电力改革的帷幕。从此,随着电力改革的不断深化,电力现货市场建设在不断探索和实践中迭代发展,上有统领电力改革的推进性纲领,下有各试点不断尝试的市场运行规则,均在积极推动电力市场有序良好发展。行至8年,电改之成果数不胜数,各试点已不分前后地积极迈向电力现货市场之路。
(来源:微信公众号“电联新媒”作者:陈若曦)
当下,立足于电力体制改革的新形势、新背景、新目标,以及各试点电力改革进程均有成果和经验之时,亟需国家层面出台一部具有指引性的规则性文件,更好地总结目前电改路上的经验成果,针对各试点出现的难以解决的矛盾问题指出解决方向,为规范构建全国统一电力市场奠定总基调。
《电力现货市场基本规则》(试行)(以下简称《现货基本规则》)正是在这样的背景下应运而出,历经一年多的修改拟定及全方位征求意见,一部具有把握全国各省(区、市)/区域电力现货市场运行大方向的指导性规则出台了。
《现货基本规则》规范了电力现货市场发展形态
《现货基本规则》不但明晰了电力现货市场的建设路径,确定了电力现货市场的近期和中远期建设任务,更涵盖了电力现货市场运行的方方面面,包括:建设路径和运行要求;市场构成和价格机制;现货市场如何运营;各类市场如何与现货市场衔接(其中各类市场包括中长期、代理购电、辅助服务市场、容量补偿机制);如何计量、结算,以及风险防控等。
《现货基本规则》提出省间、省/区域市场的融合,向全国统一电力市场体系过渡等要求,全面总结目前现货试点的运行经验,确立了各省(区、市)/区域电力现货市场运行的基本规则,为实现现货市场从试点向全国推广提供了官方“解题思路”。
《现货基本规则》强调了各类市场的衔接
电力现货市场的系统化建设是构建全国统一电力市场、实现“双碳”目标的重要保障。作为电力市场体系的重要组成部分,电力现货市场的建设需要不断加强市场机制与政策的整体衔接,立足于各地区的发展形势进行探索和实践。《现货基本规则》专设第六章“市场衔接机制”,指出针对各地区电力现货市场发展中出现市场衔接矛盾的解决方向。
例如,作为电力市场的两种交易类别,电力中长期市场和现货市场各有侧重、互相配合、共同作用,以实现电力市场交易完整有序良好运行。从理论上讲,电力市场缺了它们中的任何一个都是不完整的。然而在各试点建设中长期交易市场和电力现货市场时,如何将两类市场协同运行,更好地发挥两类交易在电力市场中的互补互换作用就成了各试点电力市场发展中的突出问题和难点。对此,《现货基本规则》第六章第一节明确了解决方法:“现货市场运行地区,经营主体应通过自主协商或集中交易方式确定中长期交易合同曲线或曲线形成方式,并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素”。作为纲领性政策,《现货基本规则》为各地区电力现货发展指出了解决方向,并鼓励当地融合当前市场发展进度,进行市场运行方案修订,向电力市场统一规范有序运转奋进。
《现货基本规则》给予各地区市场建设的可发挥空间
对于电力市场建设中的关键问题,《现货基本规则》不但指明了相关发展基本框架,还给予了各地区发展建设的可发挥空间。例如,从保供层面看,实现“双碳”目标,建设以新型电力系统为核心的新型能源体系,是当前我国电力行业建设发展需要锚定的首要目标。然而由于新能源高比例接入,电力系统运行的“三高两峰”特征愈发明显,常规燃煤、燃气发电机组利用率下降,导致收益减少。同时,由于新能源出力的波动性和间歇性影响,常规能源机组在未来电力系统中仍需承担调峰等灵活调节责任。电力市场需要设计合理的容量机制,以支持建设新的常规发电容量所需的投资,并确保系统的可靠性和充足性。
对此,早在2022年初,国家发展改革委和国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(即118号文件)中明确要求,各地区根据实际情况“建立市场化的发电容量成本回收机制”,可选择的方式包括“容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等”。
在此基础上,《现货基本规则》对各试点地区在容量机制上的探索实践中提出了更加深入和具体的要求,在第六章第四节“容量补偿机制与现货市场衔接”中明确指出“各省(区、市)/区域要按照国家总体部署,结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制,用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全。开展现货市场的地区,要做好市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。具备条件时,可探索建立容量市场”。
上述内容表明了容量电价补偿机制需要得到大力推广,并且更要与现货市场协同发展,一是弥补由于可再生能源发电的不稳定性而随时顶上的煤炭发电的成本;二是在动荡的国际形势下,煤炭是我国能源发展的基石,以此规则的制定来激励对煤电的投资和发展,确保未来适配经济发展和新能源持续发展的煤电稳定的装机容量。
所以,此次规则的制定给各地区电力现货市场建设指明了发展方向,但由于目前各地区能源结构各有差异,电力市场建设进度也参差不齐,所以统一的强制性的规则条例无法全部适用。
例如,在《现货基本规则》出台之前,已有试点地区对容量补偿机制进行了探索和推进。山东省于2020年在全国率先对容量机制进行了探索。采用容量补偿机制起步,根据均衡发电企业等固定成本,确定容量补偿电价标准。容量补偿费用从用户侧收取,收取标准暂定为每千瓦时0.0991元(含税)。容量补偿机制的建立,有利于保障发电容量的充裕性和电力长期可靠供应,有效促进了发电企业合理安排检修计划、优化运行方式。南方区域于2023年6月2日印发《南方区域电力市场运营规则(试行)(征求意见稿)》,提出:根据电力发展需要,探索建立容量补偿机制(容量市场)、市场化的输电权分配和交易机制。开展风电、光伏等可再生能源、抽水蓄能和独立储能等参与电力市场试点。不同发展进程的试点地区根据自身发展形势对“容量补偿机制”进行了不同形式的探索和实践,体现了试点建设在整体大环境下的差异性和灵活性。
故此,《现货基本规则》的出台只是明确了各地区电力现货发展的大致方向,并没有设置执行的力度、进度及最后的形态目标,这点充分体现了国家纲领性文件的灵活性,以及给予各地区进行细化建设细则、制定符合本地区发展规则的可发挥性,更加有助于各地区电力现货市场的发展进程。
如今,电力现货市场的指导明灯已经点亮,各地区应遵循其指导思想全力开展电力现货市场建设,向构建全国统一电力市场的目标奋进。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件,作者系电力行业从业者。
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