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关于电力现货市场的几点思考:交易机构与调度机构关系必须厘清

信息来源:     作者:     发布时间:2018-10-16     浏览次数:83次

一、概述

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司于2017年印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,提出“随着电力体制改革全面深化,电力中长期交易规模不断扩大,亟待加快探索建立电力现货交易机制,改变计划调度方式,发现电力商品价格,形成市场化的电力电量平衡机制,逐步中长期交易和现货市场交易相结合的电力市场体系,充分发挥市场在电力资源配置中的作用,进一步释放改革红利。”明确了试点地区应围绕形成日内分时电价机制,在明确现货市场优化目标的基础上,建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。组织市场主体开展日前、日内电能量交易,实现调度运行和市场交易有机衔接,促进电力系统安全运行、市场有效运行,形成体现时间和位置特性的电能量商品价格,为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。选择了解广东、浙江等8个地区作为第一批试点,加快组织推动电力现货市场建设工作。并明确要求试点地区在2018年底前启动电力现货市场试运行。

试点地区根据国家建设电力现货市场的要求,开展了一系列推进现货市场试点建设的工作。如浙江《浙江电力体制改革综合试点方案》(浙政发〔2017〕39号)(简称《方案》)。《方案》一是明确提出浙江电力市场的目标是“建立以现货市场为主体,电力金融市场为补充的省级电力市场体系。”特别明确电力市场以建设现货市场为目标。二是明确中期市场探索可再生能源市场参与机制,推行能源绿色证书交易。可再生能源参与市场与绿色证书交易将使浙江电力市场建设更具特色,既能保证可再生能源发电的全额收购,更能促进可再生能源的持续良性发展。三是市场建设分为三个阶段,体现积极稳妥,分步实施的思想。遵循规模由大到小,交易品种逐渐增加,交易机制逐步完善,市场模式逐步优化,并分为初期市场、中期市场和目标市场三个阶段。四是市场建设时间安排上不急于求成,确保有序进行。市场建设从谋划、设计开始,到实现目标市场,其时间跨度需7年以上。争取2019年上半年实现初期电力市场试运行。到2020年,基本形成较为完备的电力市场体系,再过渡到中期电力市场。到2022年以后建成浙江目标电力市场。五是《方案》注意借鉴国内外电力市场建设与运行经验。引进了具有丰富电力市场设计运行经验的国际国内专家组成的联合咨询团队协助开展市场设计建设。目前已按期取得了咨询成果,为现货市场建设奠定了基础。

今年8月28日,广东省经济和信息化委、广东省发展改革委、南方能源监管局关于征求《南方(以广东起步)电力现货市场实施方案(稿)》(简称《方案稿》)意见的函。《方案稿》提出了与9号文相致的的总体要求,并提出了建设目标:近期(至2019年底),建立场内集中交易与场外协商交易互补、常用曲线合约与自定义曲线合约相结合的中长期电能量市场,提供多次组织的年、月、周交易品种,实现市场主体中长期合约签订、中长期电量偏差调整和价格波动风险管理。建立全电量竞价的日前、实时现货电能量市场交易机制,通过市场竞争形成有效反映电力商品时空价值的价格信号;建立调频辅助服务的市场化交易机制,初期与电能量交易市场分开独立运行;探索研究市场化的需求侧响应机制。提出了广东电力市场分为电力批发市场和电力零售市场的构架。现阶段,电力批发市场采用“电能量市场+辅助服务市场”的市场架构。建设全电量竞价的电能量现货市场,基于节点边际电价确定发用两侧电能量现货市场价格;建设调频辅助服务市场,形成市场化的调频价格。电力零售市场由售电公司与电力用户通过市场化交易形成零售合同。签约的电力用户由售电公司代理参与电力批发市场。日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。在“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的起步模式下,参与市场的发电机组在日前电能量市场中申报运行日的量价信息,参与批发市场的用户、售电公司在日前电能量市场中申报运行日的用电需求曲线,不申报价格。在“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的模式下,参与市场的发电机组在日前电能量市场中申报运行日的量价信息,参与批发市场的用户、售电公司在日前电能量市场中申报运行日的用电需求量价曲线。日前电能量市场出清结束后,根据运行日的系统负荷预测、母线负荷预测等电网运行边界条件,以社会福利最大化为优化目标,采用安全约束方法进行集中优化计算,对运行日的机组开机组合与出力曲线进行调整,确保满足运行日的电力供需平衡、电网安全运行以及清洁能源消纳需求等。实时电能量市场采用全电量集中优化出清的方式开展。发电侧采用日前电能量市场封存的申报信息进行出清,用户侧无需进行申报。根据发电侧在日前电能量市场中的申报信息,基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息,以社会福利最大化为优化目标,采用安全约束经济调度(SCED)方法进行集中优化计算,出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。初期设置调频辅助服务交易品种,与现货电能量市场分开独立运行。调频市场采用日前预出清、实时正式出清的方式开展。

从全国来看,浙江、广东等省启动了电力现货市场建设工作,做了不少前期工作,也取得了不少成绩,但电力交易市场离真正的现货交易距离还很远。

二、关于电力现货市场建设的几点思考

电力现货市场是电力市场化的重要标志,从商品交易特性看,如果没有现货交易,算不上是完整的市场,电力既然是商品,它和其它商品一样,应当有现货交易属性。只有现货市场建设并稳定运行起来,电力市场才有生机,独立售电企业才能有获得市场份额的更大机会。但是,从9号文件印发三年多来的情况看,我国电力市场化改革进程中,稳健有余,积极不足,文件多于行动,阻力大于推力,虽未停步不前,但步履蹒跚,举步维艰。电力市场化改革越深化,碰到的问题越多,涉及利益调整的问题越突出,阻力也越大。由于现货市场建设中出现的困难和阻力不易解决,原计划今年内启动现货市场试运行的可能性只能看广东了。本人认为,要推进电力现货市场建设,以下几个问题应当引起重视。

1. 电力市场现货交易应以省(市)区域为主,跨省区域为辅

现货市场应是在中长期交易合约的基础上在交易平台上交易的电力现货电能,其电能量和电价由市场交易即时确定。在以中长期电能量交易为重点的基础上,才能较好地使市场交易各方的利益得到有效而公平的维护,才能较好控制电网可靠而安全地运行,才能较好保障电力交易系统运行平稳而有序。根据当前实际情况,省区之间电力交易受行政区域的约束和电力传输能力限制及输电经济性等影响不可忽视。从历史情况看,省区间电力交易在丰电情形下,问题不大,在缺电情形下,各省区政府一定会以行政手段调控电力交易,遵循的原则是首先保证本省区电力的供应,不能因省外电价高而大量跨省区交易而影响当地电力供应。从电网本身来看,省间500千伏联络线的输送方式一般在N-1工况下运行,一条4×400线径的500千伏输电线路通常控制在120万千瓦负荷下运行,如江浙两省电力装机容量已是1亿千瓦左右的省,500千伏省间联络线更多的是为了事故应急;交、直流特高压线路有强大的输电能力,但在电力现货市场中,其运行可靠性仍存在在不同程度的担忧,在跨省区电力调度控制上也存在协调上的困难,调度操作指挥上协调存在难处。跨省区输电与现货交易在经济上也不一定是最佳选择,远距离输电的建设与运行成本及线损影响其经济性,只有在保障电力供应为唯一目标时才具有独特的优势。

2. 辅助服务应当纳入现货交易,以保证电能质量的合格与经济

辅助服务包含了调峰、调频、备用、无功、黑启动等等。现货市场交易以当日为交易时间单位,再细分时段。辅助服务应当贯穿于整个交易日的任一时段。参与调峰是参与现货交易发电机组的首要辅助服务,尽管各市场内的峰谷差表现形式不尽相同,但电网运行的峰谷差必然存在。如浙江电网峰谷差最大时近40%,通常也在30%左右。国家能源局近几年倡导的机组灵活性改造其目的就是为了满足电网调峰的需要。系统内成百上千台机组在同步运行,机组有功输出的大小及受端负荷的变化直接影响系统频率,系统频率是否在合格范围内,也将影响到用户电气设备的运行状态。因此,电力系统调度需要通过调峰、备用等手段使有功得以平衡,电网频率在合格范围以内,其偏差尽可能的小。由于发电机组在调峰工况下运行能耗明显增大,经济性将变差,也就是说发电成本将上升。再是,电力系统中,电能包含了有功和无功两部分能量,无功对有功电能的传输具有支撑性作用,可以有效减少有功损耗,从而降低交易电能成本,这是无功的经济性作用。无功的另一重要作用是保障电力系统的安全稳定运行。无功不能远距离输送,应当就地平衡,发电机组应当具备电压自动控制能力,在系统电压变化时通过发电机功角的自动调节维持母线电压在合格水平,当系统电压明显偏高时,应当按电网调度指令进相运行。电网中的输变电设备应当根据系统运行特性配以足够的无功装置,以保障电网自身的无功平衡。用户侧也应当根据用电设备的具体情况,在供电企业的指导下配置相应的无功装置。无功也是一种能量,其目的是为了电网运行在正常的电压范围内,保护电力设备的可靠性与安全性。但是,对发电机组来说,发无功也需要消耗能量,即也需要生产成本,因此,现货电力市场对无功也应定价,买方应当支付无功费用。因此,本人认为电力现货市场仅安排调频输助服务交易是不够的。

3. 坚持公开透明,一视同仁的原则在交易平台上进行现货交易

现货市场的根本特点是由买卖双方在交易平台上实时交易电能,由市场需求状况定价,不受其他条件的影响,特别是应当限制人为因素(电网应急事故处理除外)的影响。交易的电能应当包括煤电、气电、核电、可再生能源发电和辅助服务等。以中长期合约为主的电力市场中,现货市场交易的电能量占整个社会用电量的比例是不大的,因此对电力系统运行的影响也不会有大的不良影响。考虑核电运行的安全性,如果在日前交易中明确量与价,调度机构在当日运行方式的安排中予以优化,则不影响核电机组的安全运行。另外,国家要求对可再生能源实施保障性收购,随着技术的进步,发电成本的降低,国家补贴政策的变化,与煤电标杆电价等价上网的条件日趋成熟。近日,国家能源局综合司发布了征求“关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知”意见的函,意味着风电、光伏平价上网的条件已基本满足,可以参与电力现货市场交易。如果政府补贴单独按交易电量支付,则风电、光伏发电参与市场的条件更好,尤其是光伏发电都处于电网运行高峰时段,更具有其市场竞争力。对跨省区电力也应参与现货交易,至少是部分参与。这样的现货电力市场才有活力与生气,才显得公平,才能不断扩大市场。在电力现货市场中,如果仅有火电的现货交易,那么随着煤电发展的限制,电力现货市场也有可能随之萎缩。

4. 交易机构与调度机构的关系必须厘清

根据2011年1月8日《国务院关于废止和修改部分行政法规的决定》修正的《 电网调度管理条例》规定电网调度机构负责保障电网的安全、优质、经济运行,对电网运行进行的组织、指挥、指导和协调。电网调度应当符合社会主义市场经济的要求和电网运行的客观规律。 中华人民共和国境内的发电、供电、用电单位以及其他有关单位和个人,必须遵守条例。任何单位和个人不得违反电网调度条例干预调度系统的值班人员发布或者执行调度指令;电网调度系统的值班人员依法执行公务,有权拒绝各种非法干预。

9号文件规定“电力交易机构主要负责市场平台的建设、运行和管理,负责交易组织,提供结算依据和服务,汇总用户与发电企业自主签订的双边合同,负责市场主体注册和相应管理,披露和发布市场信息等。”

从上述表述看,对电网的作用,调度机构明显大于电力交易机构,如果按市场交易的结果去调度电网运行,不是一个简单的事。因此,电力现货市场建设中两者之间的不协调性是必然会产生的。现在的突出争议在于交易机构认为调度机构应按照交易结果进行调度,使交易电力电量在电网上按交易结果输配到市场主体。而调度机构认为电力调度有自己的调度规程,首要任务是保障电网安全运行,交易机构应当根据当日调度结果去清算交易。尽管目前交易和调度机构同属电网企业,但也各执一词,较难调和。如果电力交易机构实现了完全的独立,两者之间的行为必须以法规的形式予以界定,否则必然争论不休,难以运作。从电力市场角度看,电力调度机构执行交易结果进行调度不至于对调度安全带来风险,其前提是双方必须建立可靠的行为规范制度,加强交流联络,实施信息共享。再是在电网出现应急的情况下调度有权按事故应急处置规定调度电网运行,暂时中断交易,应急处置事故,待系统运行恢复正常后再进行市场交易。处理交易与调度的关系,更多的应是电力调度机构转变观念,改进调度方式,在一般情况下应按交易机构的交易结果调度电力。最重要的的是政府必须加快组织对电网调度规程作出相应修改完善,以适应电力交易市场建设的需要。