电力现货市场_电力现货交易

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南方(以广东起步)电力现货市场交易规则专家研讨会暨市场监管研讨会在广东东莞召开。

国家能源局相关司、南方能源监管局有关负责人,广东省发展改革委、经济和信息化委员会相关部门负责人,中国科学院院士王锡凡、清华大学教授夏清等电力系统专家,电力调度机构、电力交易机构、电网企业相关负责人及主要电力企业、电力用户代表等130余人齐聚东莞,对拟发布征求意见的南方(以广东起步)电力市场运营规则体系进行论证,研讨现货市场环境下的市场风险防控和市场监管,共同为广东电力现货市场的有序推进出谋划策。

南方(以广东起步)电力市场运营规则体系包括广东电力市场运营基本规则及中长期交易、现货电能量市场交易、调频辅助服务市场交易、市场结算等8个实施细则。与会代表结合南方区域电力资源禀赋和广东电力行业、经济社会发展实际,对规则体系、市场风险防控和市场监管提出了意见和建议。会后南方能源监管局将对各方观点进行论证,博采众长,吸收到规则编写中。据透露,南方(以广东起步)电力现货市场交易规则即将公开征求意见,届时将成为我国发布的首个电力现货市场交易规则。

国家要求“2018年底前,启动现货交易试点;2020年全面启动现货交易市场”,并已启动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃的现货市场试点工作,目前试点地区正在积极开展试点方案和规则编制等准备工作。现货试点工作即将启动,但目前社会各界对于现货市场的模式选择、启动条件等问题仍存在较多争议。

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1.现货市场的模式

从国际经验看,现货电力市场主要存在两种模式。模式一:中长期交易采用物理双边合约,剩余部分电量参与现货交易,如英国、北欧、德国等欧洲国家普遍采用该模式。该模式的特点是,市场规则相对简单,市场价格波动风险较小,但中长期物理交易难以反映短期价格信号,竞争机制发挥的作用相对有限,且现阶段调度实施中长期物理交易校核存在困难。模式二:中长期交易采用双边差价合约(发电企业和消费者签订差价合约,合约中规定了参考电价和电量。如果现货市场价格低于合同规定的参考电价,不足部分由消费者支付发电企业,反之,发电企业返还超额收益。差价合约中的物理量不具有约束力,不需要强制执行) ,发电企业全部电量均参与现货交易,如美国、澳大利亚等国家采用该模式。该模式的特点是,市场竞争激烈,价格充分反映市场即刻的供求变化信息,资源配置效率更高,但市场规则复杂,在现货市场建设尚不完善时,价格波动、电网安全运行和用户用电安全等风险较大。

目前,我国电力市场建设处于起步阶段,电力交易以计划为主,存在部分大用户直接交易,相比而言,采用部分电量现货模式更易于与现有模式衔接,降低改革风险,适合市场力大或供需紧张、计划电量放开比例较低的省份。对于新能源占比高、市场力较小、供需宽松、市场环境成熟度高的省份可探索全电量现货模式。此外,为了实现向未来全国统一电力市场的演变,各省现货市场在起步之初其核心规则就需要统一。

2.现货市场启动需具备的条件

受电网安全、电源技术特性等约束,现货市场的运行机制和交易方式都较为复杂,需要提前做好充分准备。从国际经验看,美国加州ISO等现货市场运行都建立在扎实的前期工作基础上(美国加州ISO、得克萨斯州ERCOT现货市场建设用时均超过3年) 。从我国实际看,要实现2018年底前启动试点、2020年全面启动的改革目标任务,面临较大挑战,亟需做好以下准备工作:

一是提升市场主体的市场意识,增强其参与市场的主动性;二是制定市场规则,夯实制度基础;三是建立完善相关市场技术支持系统,包括机组组合技术、负荷预测技术、出清算法、电量分解技术、结算清算技术、机组统一调用技术等,加快工程运用;四是强化发电和用户侧的硬件基础,例如,可依托公司营销系统的改造,推动发电和用户具备每天采集96点的数据采集条件。

问题二:如何打破省间壁垒

目前,我国电力交易省间壁垒问题突出,主要表现在:一是地方政府严格控制省外购电量,尤其在经济进入新常态后,某些省份要求除国家指令性计划电量外,禁止向省外购电。二是行政干预省间交易价格,部分受端省份压低交易价格,部分送端省份抬高交易价格,致使双方协商困难,交易难以达成。

打破省间壁垒的关键是充分发挥市场机制作用,减少地方政府的行政干预,促进电力资源大范围优化配置。具体措施包括:一是放开省间发用电计划,扩大省间市场化交易空间。不同类型的计划电量可采取不同的放开方式,例如,配套电源送出交易可按照受端省发用电计划放开比例进行;政府间框架协议和历史固化形成电量交易可继续执行协商结果;点对多网的清洁能源交易可采用按照固定比例方式划分。二是促进市场主体参与交易。进一步放开用户选择权,允许用户参与省间购电。通过组织开展省间发电权交易、省间辅助服务交易等方式,建立起发电侧的激励机制,对受端利益受损的发电机组进行补偿。三是促进政府接纳省间送受电。建立省间交易利益补偿机制,省间交易产生的红利由送受端省协商(或者按照强制比例)分配,补偿受端省损失。

问题三:市场环境下如何促进新能源大范围消纳

完善市场机制特别是现货市场交易机制是促进新能源消纳的关键举措。考虑电力市场建设进度,新能源参与市场需要区分近期和中远期两个阶段。

近期,由于现货市场刚起步,新能源可在省内继续执行全额保障性收购,省间主要采取中长期交易,富余可再生能源电量可参加省间增量现货交易。省间新能源中长期交易可包括:一是省间新能源直接交易。放开用户和售电企业的省外购电权。将优先发电安排以外的输电通道容量面向市场主体全部放开,由用户通过双边协商和集中竞价等方式开展直接交易。二是发电权交易。组织送出地清洁能源企业与受入地常规能源企业开展发电权交易,扩大省间发电权交易电量。三是置换交易。鼓励负荷和发电特性具有互补性的省份开展发电置换交易。同时,为充分利用跨区域省间输电通道能力,促进可再生能源充分消纳,国家电网公司探索开展了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易,即当送端电网调节资源已经全部用尽,各类外送计划和交易全部落实的情况下,可再生能源仍有富裕发电能力,预计产生的弃水、弃风、弃光电量可参与省间现货交易。

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