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浙江电力现货市场突围(下)

作者:姜黎 陈仪方 来源:南方能源观察 发布时间:2019-07-13 浏览:
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只是这一次再不是“排头兵”了——就在全国几乎所有省区都放开售电侧、引入售电公司时,浙江迟迟没有动作。

一位当地市场主体告诉eo,这并不等于浙江不搞市场了。部分电量的中长期直接交易实现了改革红利向终端用户的释放,但并没有改变原来的计划调度模式,引入的售电公司也只是分成电厂出让的红利,充当改革的布道者,向用户科普电力交易,这样放开零售侧对终端能源服务的培育作用有限。

“现货市场启动后,售电公司几乎都要从头来过,重新参与市场,重新定位角色,重构商业模式。”上述人士说:“尽管放开更早,该经历的还是要经历。”

就在直接交易进行到一定时间时,诸多省区开始遇到了很具体的问题:计划与市场电量偏差难以处理,价差空间不断收窄,煤电企业亏损面扩大,售电公司盈利模式单一等等。市场“升级”迫在眉睫。

浙江省发改委能源局相关负责人在培训研讨会上提到,早在2016年5月,浙江省政府层面就打定主意着手推动电力现货市场建设了,但市场设计正式启动后半年,推进陷入了停滞。

“大概停了有三四个月。”知情人士透露:“对比之后形成的第五版和第六版市场设计,诸多条款发生了变化。”

浙江原计划通过五期所有市场主体参与的研讨会议,确定现货市场的建设思路和关键机制。前四期研讨会分别对整体市场设计原则、市场参与范围、市场交易定价模式、市场成员职责划分等关键内容进行了公开讨论。

但是,在此期间,浙江省政府和电网企业在外来电参与、市场交易组织和结算等方面分歧较大,开放式推进难以维持。浙江决定适当调整市场设计工作计划,在这些分歧内容达成一致之前,原定于2018年5月底召开的第五期讨论会暂缓召开,推迟发布市场详细设计方案报告,市场规则编制方式也暂转为由项目组与电改办内部讨论形成初稿。

争论的其中一个焦点问题是市场运营主体。浙江省政府提出应由交易中心来担任市场运营主体,负责设计、建设和运营电力市场;电力公司则明确应由调度中心来担任市场运营主体,交易中心负责开展中长期电力交易和组织合约市场交易等。

在9号文的框架下,调度留在了电网,保障电力系统安全稳定运行,电力交易机构相对独立,参与市场建设,保证市场有序运行。交易机构的“前台”性质和调度中心的“后端”定位此时就已基本定调。

第八期培训研讨会上发布的《市场详细设计》坦言,将交易中心和调度中心之间的角色和职责分离一直是争论的焦点。但组织和管理机制、调度和交易的职责划分是省政府政策决定的问题,不是市场设计应解决的问题。

有国际电力市场的资深从业者认为,最理想和有效的市场运作方式是市场运营与系统调度合二为一,但并不意味着其他方式就不可行。一位本轮现货市场建设的核心参与者认为,两者分立,反而能够相互监督、相互促进。

市场结算主体是另一个争论焦点。浙江省政府认为市场结算主体应由交易中心或第三方机构来担任,将原来由电网企业承担的结算业务与其他业务分开,实现市场结算的相对独立。电力公司则明确应由其负责市场结算工作。

有业内专家曾建议,现货市场结算由专门设立的独立结算公司负责,但这并非一蹴而就的方案。

前两个问题的核心或许在于市场建设的体制框架,涉及市场能否公正、公平和公开,而外来电如何参与省内市场则与市场设计本身更加密切,也是迫切需要解决的问题。

浙江省政府认为,外来电也要参与省内电力现货市场的集中竞价;浙江电力公司则认为,外来电作为省内交易的边界条件,省间市场建立前,以上级调度和相关网省调度经安全校核后的送受电计划作为省内交易组织的边界条件。

相关数据显示,2017年浙江外来电力和电量分别达2723万千瓦和1305亿千瓦时,约占全省比重39%和31%。《市场详细设计》中写道,外来电直接参与浙江市场,影响市场价格并且对价格波动做出能够提高市场效率的改变。

若这部分外来电不能参与浙江市场,意味着有三分之一的电力量价与浙江市场无关,且省内现货交易价格在很大程度上将受控于处于市场外部的电力影响,浙江电力市场的代表性和开展市场竞争的意义将大打折扣。

一位资深业内人士指出,高比例外来电作为边界,其波动将对省内现货市场的价格信号产生较大影响。

但是,外来电直接参与浙江市场,一方面将对已经逐渐形成的“政府间购售电协议+跨省跨区市场交易”的模式造成冲击,需要重新平衡省外发电企业和省间利益;另一方面也意味着原本负责外来电机组调度的国家电力调度中心和华东电力调度中心反而要受到浙江省内市场的制约。

“浙江可以协调省内资源,但总不能协调上级调度。”前述知情人士感叹:“这种理想模式无法落地。”

上述知情人士表示,为使外来电能够公平、公正地参加省内市场竞争,规避价格波动或合同曲线偏差风险,浙江提出过专门找第三方代理机构协助的方案。

而对于分级调度的现实情况,浙江方面提出,外来电只参与日前市场报价竞争,在日前市场出清并固定下一日发电出力曲线,不对现在国家电力调度中心、华东电力调度中心和浙江电力调度中心的层级和职责做改变,也不会限制任何保证系统安全稳定运行的手段和责任。对于不同外来电种类,采用不同的中长期电力差价合约方式来落实国家能源战略和保障外来电稳定供应。

但早在电力现货市场试点启动之前,国家电网公司就提出全国统一电力市场的发展路径,目标是在全国范围内执行基本核心规则的统一,开启两级市场协同运作模式。具体到浙江,跨省跨区送受电力电量均应参与全国省间市场交易。

关键问题悬而未决,浙江几乎无望在2018年年底进入试运行。

破冰重启

在浙江市场推进陷入低迷期时,广东进入了模拟试运行阶段,全国其他试点地区有些制定了初步方案,但相关工作进展遇到各方意见分歧,而有的试点地区连初步方案都还未形成。

一时间,业界出现一些怀疑的声音,电力市场是否还能向前一步?中长期电量交易会否就是归宿?

一位资深业内人士曾透露,其实僵持阶段各方也并未放弃,浙江曾多次向国内外资深专家寻求建议。“问题总能解决的。”

对于浙江电改推进过程中遇到的困难,时任国家能源局相关负责人批示,浙江电改的主要问题并非不可解决,沟通协调,持续推动。

2018年底,国家发改委、国家能源局发布《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》来督战现货,提出试点地区原则上应于2019年6月底前开展模拟试运行,同时要以月度为周期,向相关部门报送建设有关情况。通知附件还列出了8个试点省份对口联系的司局明细。

据了解,时任国家电网公司相关负责人曾到访浙江,就浙江电力市场的关键问题与省政府相关负责人进行探讨。知情人士透露,在那次会议之后,关键问题进入到修改调整阶段。

相关资料记载,在2018年11月发布详细设计和2018年12月发布市场规则各章初稿之后,影响设计的若干关键问题在政策上有了决定。

几个关键问题的答案包括:

调度中心负责现货市场交易,交易中心负责中长期合约交易和市场管理。

由交易中心负责提供结算依据,省电力公司作为“资金结算机构”,负责批发市场所有结算资金的收取和发放,同时,省电力公司、其他配网运营商将代表所有零售商继续负责向零售用户收取电费,但零售侧的开票和收费流程应与批发结算的时间和流程相互独立。

市场启动初期,外电仍沿用现行调度方式,由国调、华东网调确定送浙江电力计划。点对网外来电作为价格接受者参与市场,不能明确送电机组的网对网外来电由浙江电网代理参与市场。此外,统调非水可再生能源机组也由电网企业代理交易。

2019年1月25日,按照浙江省政府电力体制改革专题会议要求,省发改委(能源局)组织省电改办相关成员单位和市场设计咨询团队,按照各方三点共识意见,加快修改完善《浙江电力市场运营规则(初稿)》。3月27日,包括国网公司华东分部代表在内的200余名市场主体参加了浙江电力市场规则第八期研讨会。

初生的市场

2019年5月30日,浙江电力现货市场宣布启动模拟试运行。

以美国PJM市场为蓝本,浙江采用集中式电力市场模式,发电侧采用节点电价,用户侧采用全网统一的平均电价,市场框架包括现货市场、合约市场和辅助服务市场。其中,现货市场包括日前市场和实时市场,并进行双结算;合约市场包括双边合约、政府授权合约和金融输电权,采用金融性的中长期合约管理市场风险。初期阶段政府授权的中长期差价合约比例约占90%,现货市场暴露或由市场主体双边合约覆盖的电力电量比例占约10%。

业内很快关注到一个核心问题:初期阶段,政府授权的中长期差价合约与现货市场的电力电量比例悬殊。这是否意味着浙江市场放开程度很低?90%的电力电量仍将由政府定价?甚至有评论称,政府授权合约隐含着政府将维持其“分电权”。

《市场详细设计》解释,政府授权合约是发电商和零售商之间签订的一种合约,用来覆盖非竞争性用户的用电量。它是一种过渡机制,主要目的是帮助市场主体实现由计划向市场竞争的转变,其最终形式将由浙江省政府确定并分配。

有业内人士评价,这样的设计巧妙地保障了发电机组的容量成本回收,也让非竞争性用户的成本变得稳定而可预测。此外,它能够缓解困扰浙江已久的发电市场力难题。

截至2018年底,浙能集团的发电装机容量占省内总装机容量过半,加上外来电暂不直接参与市场,浙能影响市场价格的能力更加凸显。如果其大部分电量能以这种形式解决,也就大大减小了市场因某一发电集团份额过大而使得价格被操纵的风险。

面对类似情况,一劳永逸的做法是将发电集团分拆重组,改变其股份结构,增加竞争强度。但这种方式往往涉及企业所有权的变化,难以在电力市场设计范畴内单独解决。

所幸在国际电力市场中,也不乏运用市场设计降低这类风险的尝试。比如,新加坡在2004年引入“限定合约”(Vesting Contract),要求三大发电商按照天然气联合循环发电机组的最高效率发电成本+合理收益发一定的电量,剩余电量才参与市场竞争。

“浙江的政府授权合约目前来看是为了解决未放开的发用电计划,但如果仍然按照上网电价结算则有失公允。”一位参与新加坡电力市场的跨国公司用户指出:“应该按照最高效燃煤机组的发电成本+合理收益核定单独的价格。这样既降低社会用电成本,也控制了市场力。”

长远来看,政府授权合约的模式或许会逐步演进,但监管体系建设不能被替代掉。十多年前的国经贸电力〔2002〕257号文便提出,发电市场监管应与发电市场建设同步进行。

在机构职能调整之后,电力监管职责也划归到了省能源局。根据浙江电力市场建设总体进度计划,省能源监管办为电力市场监管办法制定和监管系统建设的责任单位,省能源局参与。2019年2月12日下午,冯飞一行到浙江省能源监管办走访慰问,希望能监办深度参与浙江省电力、天然气体制改革和能源领域“最多跑一次”改革当中。据了解,截至目前,能监办已完成现货市场监管系统的前期调研工作。

对于诸多试点监管细则的“滞后性”,有电力市场监管研究者提出,以国有企业为主的市场,监管体系建设或许与国际电力市场的通行办法差别较大,不能一言以蔽之简单或复杂。

辅助服务方面,浙江不再保留调峰品种,原来机组参与调峰的价值将通过现货电能量市场的竞争体现。调频和备用在实时市场中与电能量市场联合优化出清。无功补偿和黑启动等通过中长期合同获得收益。

这是目前国内唯一一个将调峰等辅助服务品种与现货融合的省份。加拿大安大略省独立系统运营公司(IESO)高级专家何爱民撰文指出,能量和备用的联合优化并按出清价格补偿,反映了提供能量和备用的实际或机会成本,为市场提供了更真实的价格信号。

在关注和期待之下出生的浙江市场,收获了不少称赞,感叹其“有情怀”,但也为眼前的挑战担忧。

双边报量报价的模式虽然激发了零售侧的兴趣,但也要求售电商一步成为专业的“玩家”。

2018年7月18日,国家发改委、国家能源局联合出台《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》,明确指出2018年将全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划。而此时的浙江,除了承受市场设计和规则推进受阻的压力外,电力市场技术支持系统开发建设进展也已大幅滞后于原定工作计划方案。

“浙江对现货市场的推进速度预期并不乐观。”当地一位市场主体说:“当时为了提前培育零售市场主体,拿出了小部分电量引入售电公司。”

2019年1月23日,省发改委能源局、能监办联合发布《2019年度浙江省电力直接交易试点工作方案》(浙发改能源〔2019〕34号),拿出130亿电量,引入了售电公司。

上述市场主体透露,一些从事光伏、电力工程业务的公司当时积极地了解浙江市场,但现货设计和规则公开之后,他们反而变得谨慎。

零售商或许必须适应一个事实,目录电价已不再,一方面要给用户科普,另一方面要改变以目录电价体系为标杆的“价差”思维,树立一个新的“商品价值组合”思维。而有多少人能够迅速进入状态,还要看后期的培训与市场展现出的吸引力。

摆在浙江面前更大的隐忧来自控煤与外来电。

根据国务院印发的《关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》(国发〔2018〕22号),到2020年,上海、江苏、浙江、安徽及汾渭平原煤炭消费总量要下降5%左右,并要求逐年完成进度目标。而浙江煤炭消费总量在2017年约占80.3%,远高于全国50%的平均水平。要达到2020年下降5%的目标,省内统调4200万千瓦煤电机组的年发电利用小时要控制在4500小时以内。

电力规划设计总院近日发布的《中国电力发展报告2018》中提出,2019—2021年,仅考虑目前已明确可投产的电源,在跨省区电力流安排能够落实的前提下,浙江的电力供需属于持续偏紧或紧张的省份之一。

“万一在市场中煤电增加了发电量,但是用煤指标不够了怎么办?”一位业内人士担心。煤电机组发电在受制于煤炭消费总量控制的前提下,如何进一步修正浙江电力市场设计以适应煤炭消费总量控制的要求,以及在市场试运行时如何保持平稳是一大难题。

在控煤、需求增长这两大边界约束下,初步测算,到“十四五”末,浙江外来电力电量基本接近浙江全省总量的一半。外来清洁能源比重不断提升,目前暂行的“妥协”办法是否依然适用?

省电改办相关负责人在海宁培训会上说,市场现在就像是个襁褓中的婴儿,有一些不完美,在试运行期间,将不断修改规则,以适应现行环境。但整个框架体系不会再变。

一位国际电力市场专家指出,随着模拟试运行的逐渐推进,各种事先未曾预料到的问题和困难都会接踵而来。

“一切才刚刚开始,前面还有很长、很艰辛的路要走。”

关键字:电力现货市场

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