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新能源参与电力市场的关键机制问题

作者:赵克斌 来源:电联新媒 发布时间:2022-08-02 浏览:

中国储能网讯:中发〔2015〕9号文发布以来,我国电力市场化改革取得了一系列有目共睹的成绩,电力价格市场形成机制不断完善。目前,全国电力市场进入了关键的攻坚克难时期,困难和挑战包括中长期市场与现货市场衔接、辅助服务市场与现货市场统筹、省内市场与省间市场协同、用户侧全面进入(现货)市场等方面。甘肃作为首批现货市场试点地区之一,敢为人先,在建设高比例可再生能源电力市场方面开展了非常有益的实践探索。

价格机制是市场机制的核心。由于煤炭价格高位运行,引起发电价格上涨并通过市场向电力用户传导。对此,仁者见仁,智者见智。笔者认为,国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号),标志着电力价格进入关键的市场“闯关”阶段。在此背景下,近期,甘肃省发改委印发《关于优化新能源发电企业参与省内电力中长期交易有关工作的复函》,引起省内新能源企业的强烈反应和业界的高度关注。下面结合甘肃电力市场实践,就新能源参与市场机制方面的有关问题进行探讨。

新能源签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用

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电力市场由中长期市场和现货市场组成。一般而言,大部分电能交易都可以通过中长期市场以双边方式自主进行。市场主体签订中长期合同的主要目的是力争锁定收益和规避现货风险。因此,制订合理的中长期交易策略以实现对中长期“仓位”的有效调控,对发电企业保障其发电收益以及电力用户控制其用电成本都是至关重要的。具体实践中,市场研判是制订交易策略的前提,而电力市场研判的核心是现货电价走势。当发电企业预测现货电价走势升高或高位运行时,其中长期合同签约量就会减少;当发电企业预测现货电价走势降低或低位运行时,其中长期合同签约量就会增加。中长期签约量价多少与高低是市场主体的自愿自主行为,不应该有硬性的签约量价限制。

建立与新能源特性相适应的电力市场机制是个世界难题。从甘肃、山西等可再生能源高占比电力市场的实践来看,由于新能源发电具有随机性、波动性、不确定性高的特点,要求新能源签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用(见图)。笔者的建议是,欧美地区的PPA模式值得研究借鉴。

电力市场不应当硬性规定中长期合同签约比例

在探索电力中长期市场与电力现货市场有效衔接的实践中,一些现货试点省份强制要求电力用户与发电企业带曲线中长期合同电量不低于90%。这一规定会带来一些严重的问题与矛盾,而且已经被实践证实。

问题一:强制电力合同签约比例是违背市场规律的。电力市场“玩”的就是对现货电价走势的预判以及中长期“仓位”的调控。强制要求高比例中长期电力合同,那么年度交易后大家都高仓位,今后的中长期合同转让交易将成为空谈,反而限制了中长期合同的流动性。

问题二:现货交付时新能源将面临巨大的量价风险。强制要求不低于90%的年度中长期带电力合约量,必然造成新能源负现货电量大增,从而大幅提升新能源高价负现货损失风险,并最终导致其结算电价降低,但这个降低的钱不会传导给用户。同时,发电侧不平衡资金会因为新能源现货结算价格降低而增加,火电企业会因此“免费搭车、沾光”。

问题三:“不低于90%”的规定难以落实且不可能实现。这一规定相当于将电力用户90%的电力曲线分解到每个发电企业。在季节性发电与“鸭子曲线”特征明显的可再生能源高占比电力市场中,除非人为硬性拆分匹配,否则依靠双边市场是难以做到的。

问题四:发电企业面临“挑菜”困局。在季节性发电与“鸭子曲线”特征明显的可再生能源高占比电力市场中,这一规定会引起发电企业的“挑菜”现象。对新能源而言,下手快的挑到“好菜”,下手慢的不愿意接受“挑剩的菜”,宁愿去现货市场“裸奔”。

问题五:打击或阻碍新能源的外送消纳。2022年一季度,甘肃省外送电价大幅增加,但外送电量大幅减少。2022年一季度,跨区跨省外送电量96.00亿千瓦时,同比下降35%。送电均价350.51元/兆瓦时,提高89元/兆瓦时。其中新能源外送电量36.22亿千瓦时、同比下降34%,新能源送电均价324元/兆瓦时、同比升高130元/兆瓦时、增长高达67%。鉴于2022年跨区跨省外送电价高,同比提升幅度也大,省内新能源外送积极性很高。但强制不低于90%的年度中长期带电力合约量政策,使得新能源企业不得不考虑中长期高仓位带来的高风险,后期除非外送电价特别高,否则高仓位或者接近满仓位下,新能源企业都不敢也没有意愿签订外送电合同了,这必然会影响外送消纳,进而增加新能源弃电率(见表)。

对新能源中长期曲线合同而言,中长期连续开市或增加流动性的作用不大,提前一年与提前一个月甚至提前一周的转让、调整或流动,对新能源曲线准确性的影响甚微。所以,中长期曲线合同对新能源难以起到保障收益、规避现货风险的功能与作用。

因此,要正确理解和灵活运用中长期是“压舱石”的提法,否则结果就是一些地方强制规定电力市场的中长期签约比例。

现货市场环境下应该取消人为的分段限价政策

可再生能源高比例电力现货市场试点地区,如山西、甘肃,在现货市场运行情况下,出台了分段分时限价规定。实践证明,这样必然会带来一些严重的问题与矛盾。

问题一:目录分时电价仅适用于非现货市场环境。从本质上讲,目录分时电价是计划管制电价范畴。分时电价机制包括峰谷电价机制、季节性电价机制等。据统计,现在全国已有29个省份实施了不同的分时电价机制。制定并实施目录分时电价的目的是通过充分发挥电价信号作用,引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电,从而达到移峰填谷、缓解电力供需矛盾、保障电力安全供应等目的。

问题二:人为分段分时限价违背市场规律。在传统能源“一统天下”的情况下,现货价格曲线与负荷曲线具有高度一致性,而且不同日期的负荷曲线变化也不是太大,目录分时电价会比较准确。但在新能源高占比市场中,每日每时的电力供需和现货价格基本与新能源出力大小密切相关。人为分段分时分价难以使每天各时段的实际供需情况与现货价格保持一致,甚至常常相反。

问题三:不符合中长期与现货市场的功能定位。中长期市场与现货市场是电力市场各司其职、相互配合、不可分割的两个组成部分。中长期合同的主要目的是力争锁定收益和规避现货风险;现货市场的价值体现在实现电力实时平衡、发现电力分时与位置价格信号两个方面。因此,要充分依靠和利用现货市场的功能与机制,通过现货实时价格引导供需平衡以及各类需求响应,实现源网荷储良好互动。另外,人为的分段限价给市场主体签订中长期曲线合同的决策以及复盘分析带来困扰。对进入批发市场的用户而言,一个固定价格的差价合约本身就能够保护实时激励。

综上,现货市场运行环境下,分时段不同价格中长期合同交易不宜推广,目录分时电价适用非现货市场环境,现货市场中不应再进行人为分段限价。要解决市场化推进过程中出现的电价“多轨制”现象,就必须尽快让用户进入现货市场。

电力市场要遵循电力曲线“同质同价”原则

发改价格〔2021〕1439号文规定“将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。”这一规定留的“后门”是,当发电企业预测现货市场价格或煤炭价格走高时,势必会减少中长期合同签约电量,以期在现货市场多发电量来保障收益或减少损失。同时,一些地方包括现货试点地区规定新能源不执行火电20%涨幅的政策。在电力现货运行地区,中长期必须是带曲线合同,这种规定将导致火电与新能源的同一电力曲线合同出现“同质不同价”的现象。至于个别地方人为规定限制或大幅降低新能源中长期曲线合同电价的做法,无疑是要坚决反对并予以纠正的。

“同质同价”原则是电力市场的“灵魂”,电力市场必须遵循电力曲线“同质同价”原则,这事关电力市场政策的公平公正。正如李克强总理讲的“公平公正是市场活力和社会创造力的保障,也是市场主体对政策满意度的一杆秤,政府理应是公平公正竞争的守护者,这也是廉洁施政的重要基础”。

煤炭的大幅涨价,自然会引起电价的上涨,电价只降不涨或一味降电价的时代一去不复返了。面对市场电价的自我调整与波动要保持应有的定力与耐力,不要动辄就去人为地干预市场的正常运行。要尊重市场主体,敬畏市场规律,相信并运用好市场这个调节手段。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年6期,作者供职于大唐甘肃发电有限公司。

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关键字:电力现货市场

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