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深度解析电力现货市场规则征求意见稿内容及其影响

作者:王康 来源:奇点能源 发布时间:2022-11-27 浏览:

中国储能网讯:11月25日,国家能源局通过官网,对《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》(以下简称“规则”)、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》公开征求意见。建设电力现货市场是为了形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号。根据建设全国统一电力市场的要求,规则中提出省间、省/区域市场的融合,向全国统一电力市场体系过渡等要求,是对现货市场试点经验的总结,确立了各省、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创造了条件。

一、重点内容解读

2017年,我国启动第一批8个省市电力现货市场试点以来,已走过了整5年的时光,不可否认取得了一定的成绩和经验,但在各省取得的成效差距较大,也很难说满足大家的预期。但推进现货市场建设,建立对电力商品的实时定价机制,是电力市场建设的核心。2021年,我国启动第二批6个省现货试点。2022年,国家发改委、能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》,对第一批、第二批试点以及省间现货市场试运行提出时间要求,也要求其他地区尽快开展现货市场建设工作。

此次能源局发布的规则征求意见稿,是对前期现货市场试点经验的总结,目的在于确立各省、区域电力现货市场运行的基本规则框架,为在全国范围推进现货市场试点做好准备。

1.现货市场建设任务

构建省间、省/区域现货市场,建立健全日前、日内、实时市场,推动省/区域市场逐步融合,扩大省/区域市场范围,向全国统一电力市场体系过渡。加强中长期市场与现货市场的衔接。加强现货市场与调峰辅助服务市场融合,推动与辅助服务联合出清。稳妥有序推动新能源参与电力市场。推动储能、分布式发电、负荷聚合商等新兴市场主体参与交易。推动代理购电用户、居民和农业用户的偏差电量按照现货价格结算。探索建立市场化容量补偿机制。在省间市场逐步放开各类发电企业、用户、售电公司等参与交易。

2.现货市场运行要求和构成

电力现货市场建设需循序渐进,应先开展模拟试运行、结算试运行,符合条件后进入正式运行。

现货市场一般包括日前市场、日内市场和实时市场。各地可根据实际情况选择实际构成。集中式现货市场中,日前市场根据市场主体日前交易申报,在考虑电网运行和物理约束的前提下,进行日前市场集中优化出清,形成日前出清结果。日内市场指市场运营机构在运行日,根据系统运行情况和最新预测信息,滚动优化快速启停机组的启停计划,以满足系统平衡要求。实时市场中,满足超短期负荷预测和备用需求,进行实时市场出清,形成实时市场出清结果。

3.价格机制

现货市场交易采用边际电价出清,可根据电网结构和阻塞等情况,选择节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价。市场主体具有报价权和参与定价权,但代理购电用户在现货市场中不申报价格(价格接受者),因各种原因必须维持特定出力或其他特殊原因的机组不能参与定价。发电侧价格由电能量价格、辅助服务费用等构成;用户侧用电价格由电能量价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。现货电能量和辅助服务交易均应设定市场限价,原则上随着交易接近交割时间,市场价格上限应依次非递减。

4.衔接机制

中长期与现货市场的衔接。现货市场运行地区应约定中长期交易合同的分时电量、分时价格等(即交易曲线),并根据需要确定结算参考点,曲线或曲线形成方式由市场主体自主协商或通过集中交易方式确定。提高中长期交易效率,增加交易频次、缩短交易周期。

代理购电与现货市场的衔接。根据各省实际条件,电网企业代理购电用户 与其他用户平等参与现货交易,公平承担责任义务。代理购电产生的偏差电量按照现货市场价格结算。电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电,形成分时合同。为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益,按月由全体工商业用户分摊或分享。

辅助服务市场与现货市场的衔接。通过现货市场满足系统调峰需求的,不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务市场品种。具备条件时,电能量市场与调频辅助服务市场、备用辅助服务市场联合出清。

5.市场结算

电能量批发市场可以按两种方式结算:方式一,现货市场全电量按现货市场价格结算,中长期合同电量按中长期合同价格与现货市场价格差价结算。方式二,中长期合同电量按中长期合同价格结算,实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算,并按所在节点/分区现货价格与中长期结算参考点现货价格的差值进行结算。

现货市场可采用“日清月结”的结算模式。电力市场结算不得设置不平衡资金池,每项结算项目均需独立记录,分类明确疏导,辅助服务费用、成本补偿、阻塞盈余等科目作为综合电价详细列支。电网企业负责根据电力交易机构提供的结算依据,按自然月周期向市场主体出具结算账单,并按照规定向市场主体收付款。

二、关于几个问题的理解

电力市场建设的难点,在于电力商品具有发用电实时平衡的特性,从而使电力具有很强的时空分布特点,完全实现市场化后,同一分区(节点)、同一时段的电力电量才能算是同一商品。所以电力市场设计的问题,本质上是如何通过不同交易时序、交易品种的衔接,有助于发用电瞬间的平衡,并能通过实际发用电执行结果对各类合同执行情况进行回溯并结算。个人对大家关心的现货市场相关问题理解如下:

(一)电力现货市场进行边际定价的重要性

所谓“无现货、不市场”,现货市场通过边际电价出清,准确发现不同时段、不同节点电力供需的稀缺性,反映的是边际电价而非平均电价。因为在电能量市场中,考虑最终结算价格,大部分(可能高达80%以上)的电量通过中长期合同锁定了电价,真正按照现货价格交割的电量并不多。但边际电价是最重要的价格信号,因为反映的是增量发用电平衡的成本,从而对发用电侧形成指导作用,高峰时段激励电源多发电同时促进负荷错避峰,反之促进电源少发电和刺激负荷多用电。同时,现货市场发现的电价分时规律(如山东中午时段的电价低谷)将向中长期以及终端用户传导,使中长期价格曲线以及代理售电的分时电价向现货市场趋同,如果中长期交易频率以及代理售电更新频率越高,与现货市场价格分布越接近。以上原因使现货市场价格成为最核心的价格信号。

(二)如何理解中长期+现货市场的电力平衡机制

中长期(年度、月度、月内)+现货市场(日前、日内、实时)的多层次的交易结构设计,带来了电力市场运行和理解的复杂性,但这是为了不断修正发用电预测偏差,并最终实现电力平衡的巧妙设计。

从年度、月度到月内(多日)等中长期交易,随着执行时间临近,通过连续交易、定期交易等滚动方式,在时间维度上对发用电主体之间供需进行迭代修正的过程,最终形成一个较小的偏差在现货市场上进行消除。经过日前、日内现货市场交易后,电量的最终偏差将在实时市场修正,而偏差成本也通过现货价格与中长期价格差额来体现,所以现货市场既是对电力平衡的收口,也是对偏差结果形成惩罚的机制。

图1 中长期+现货市场电力平衡示意图

如图1所示:如在每个现货市场交易时段T内,最终实际(发)用电量为QT,在集中式的现货市场中(日前全电量出清),其最终平衡是通过日前现货市场交易电量QD-s后,在执行日内再通过日内现货市场、实时现货市场进行交易获得QI&R-s实现的。尽管集中式现货市场中,中长期合同具有金融合约属性,但QD-s基础仍然可以分解成年度合约分解量(QA)、月内合约分解量(QM)、月内合约分解量(QIM)、日前现货市场增量(图片)的叠加,每个分解量的形成都是随时间临近对发用电合约进行修正的过程,而每个合约的有效执行是保证最终电力瞬间平衡的重要基础。为了使中长期交易与现货市场更有效衔接,减少现货市场平衡压力,“缩短交易周期,提高交易频次”是非常必要的。

(三)如何理解中长期的金融合同属性:作用及风险分析

1.金融合约能锁定电价

在集中式现货市场中,由于采用了日前现货市场全电量出清的方式,中长期成交电量不需要物理执行,但产生的电量偏差根据现货市场价格执行。中长期合约是一种金融合约,采用差价结算,具有锁定价格、对冲风险的作用。

假定图1表示了一个发电厂的出力曲线,假定价格形成都是同一节点(不考虑结算参考点的影响)。那么在T时段,QD-s对应的电量收入计算如下:

(四)现货市场对新能源、储能的影响

1.新能源参与现货市场的挑战

由于新能源功率预测难、调节能力差,没有其他消纳机制配套的情况下,很难适应当前电力市场规则。同时新能源几乎零边际成本的特性,带来新能源间的激烈竞争,在新能源大发阶段导致“价格踩踏”,带来巨大的收益风险。当前在山东以及西部省份,新能源部分电量已参与了电力市场交易,但其交易电价普遍大幅低于煤电标杆上网电价,所以运营商一般视市场化交易为“洪水猛兽”。如何让中长期+现货市场机制与新能源特性进行一定程度匹配,不损害新能源投资的积极性,也是电力市场设计的重大难题。

尽管《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》中提出:通过市场手段充分体现新能源的环境价值。提出在“保障新能源合理收益”的前提下,鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场,从而锁定价格水平。但根据以上分析,由于现货市场价格会向中长期侧的传导,以及差价合同也面临偏差风险,仍无法从根本上解决新能源参与电力市场交易的问题。同时,当前绿电市场限于中长期交易,在与其他交易品种在定价、出清以及执行衔接方面存在一定矛盾,加上全国性的环境市场仍远未健全,绿电市场对于体现新能源的环境效益效果仍难体现。

实现新能源参与电能量交易,需与其他新能源的保障性消纳机制相衔接。使市场化成为新能源的长效发展机制,仍有很长的道路要走。

2.对储能的影响

至于现货市场对于新型储能能否形成成熟商业模式,也存在不确定因素。一是现货市场下的平均峰谷电价差不一定上升;二是现货市场中峰谷电价发生时段和时长很难及时判断,对新型储能形成收益风险;三是现货市场电价曲线下,储能很多时候只能做到“一充一放”,降低了利用频次。如果储能不能快速降低成本,上述原因将导致新型储能也难在现货市场获利。

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