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      政策解讀 | 直面體制機制難題 多維度提出市場建設要求

      12180 4個月前

      《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2023〕813號)(以下簡稱《通知》)分為“總體要求”“進一步明確現貨市場建設要求”“進一步擴大經營主體范圍”“統籌做好各類市場機制銜接”“提升電力現貨市場運營保障能力”“強化組織保障”等六個模塊內容,共十六條?!锻ㄖ肪劢归L期以來影響電力資源優化配置的體制機制難題,在新形勢下提出了適應新型電力系統的電力現貨市場建設新要求。具體可以從以下維度理解此文件。


      維度一:加快各地電力現貨市場建設是適應新型電力系統的客觀需要


      《通知》進一步明確了電力現貨市場是新型電力系統建設的必要條件,各地現貨市場不存在要不要建的爭議,而存在怎么建的問題。各地如果自身不建設現貨市場,也要與周邊現貨市場聯合運營?!锻ㄖ分铝τ诩涌烊珖y一市場體系建設,推動構建清潔低碳、安全充裕、供需協同、靈活智能的新型電力系統,有效助力構建新型能源體系。電力現貨市場建設是新型電力系統建設不可缺少的部分,只有電力現貨市場才能發現電力的時間和空間價值,發現合理的價格信號,實現電力的經濟傳輸及使用。我國以試點開始的電力現貨市場建設存在進程不統一、規則標準不一致等問題,在計劃模式與市場模式并存、現貨運行與未運行地區共存的情況下,無法充分發揮現貨市場在更大范圍內的價格發現功能,也會出現市場間銜接不暢等問題。因此只有進一步加快電力現貨市場建設,才能盡快發現相關問題,促進省間送電進一步優化,促進省內主體充分響應電價信號,才能實現以價格信號引導優化電力資源流動、促進大范圍的電力保供,也會促進實現更為靈活的市場化調整機制。如果沒有現貨電價信號,依托于此的負荷側響應等相關機制無法找到準確的錨,無法實現高效經濟合理的調用,也無法實現更大范圍的新能源經濟性消納。因此,脫離電力現貨市場的新型電力系統建設是無法達到應有效果的。


      維度二:有序實現電力現貨市場全覆蓋的明確目標


      《通知》明確推動符合條件的試點地區轉入正式運行,不再按二批試點和非試點的方式提要求,全面無差別推動各地區現貨市場建設;明確現貨“結算”的重要性,以及各省級試點和南方區域市場現貨“結算”試運行的目標任務。電力現貨市場建設是推動能源高質量發展的重要舉措,是促進價格信號引導的頂峰壓谷、削峰填谷的必要手段。當前,面對新型能源體系建設的重大任務,作為全國統一大市場的有機組成部分,以現貨全覆蓋推動全國統一電力市場體系建設,推動電力資源在更大范圍共享互濟和優化配置,加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系,是《通知》提出的明確目標。同時,《通知》提出充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用,更好發揮政府作用,進一步激發各環節經營主體活力,助力規劃建設新型能源體系。具體來說,市場配置電力資源體現在電力規劃、市場運營等方面,現貨市場的全覆蓋會充分形成全時空價格信號,可以發現存量的規劃不合理、運營不經濟等問題,也會推動基于價格信號的增量電力規劃,進一步提升市場運營效率,充分發揮主體自主性,政府只要完善規則、做好監管即可。截止目前,現貨第一、二批試點已全部完成結算試運行,部分省份已實現長周期結算試運行;非試點地區已有多個地區開展模擬試運行或調電試運行;省間電力現貨市場試運行已逾一年,基本具備轉正式運行條件。在現有成果基礎上,《通知》提出連續運行一年以上,并依據市場出清結果進行調度生產和結算的省/區域、省間現貨市場,可按程序轉入正式運行。明確福建應完善市場方案設計,真正實現全電量優化,并在2023年底長周期結算試運行;浙江須加快市場建設并在2024年6月前啟動現貨市場連續結算試運行;四川須加強豐枯期銜接,妥善解決豐枯期競價主體機制不同的不協同問題。同時,不再明確區分二批試點和非試點,要求遼寧、江蘇、安徽、河南、湖北、河北南網、江西、陜西等力爭在2023年底前開展長周期結算試運行;對于其他區域(除西藏外)也明確2023年底前力爭具備結算試運行條件。進一步對區域電力市場建設提出新任務,要求南方區域電力現貨市場在2023年底前啟動結算試運行,以“真金白銀”的結算試運行激發市場創新活力,進一步促進南方市場更快更好的發展;同時堅持118號文“貫徹京津冀協同發展、長三角一體化等國家區域重大戰略,鼓勵建設相應的區域電力市場”要求,2023年底前要建立長三角電力市場一體化合作機制,力爭2024年6月前啟動京津冀電力市場模擬試運行。


      維度三:推動發用電全面參與現貨出清結算


      《通知》要求發電用電主體直接參與省間省內交易結算,真正實現權責分明、有序銜接。電力系統像一個蓄水池,發電和用電通過蓄水池實現電力實時平衡,電力現貨市場對應著的就是發電和用電均按照現貨分時價格結算,阻塞盈余按照相關機制分配,以此構建發用結算平衡、經濟關系明確的市場。實質上當下發電和用電都參與了現貨市場出清,但只要有發電或用電市場主體沒有參與現貨結算,就會出現雙軌制不平衡資金,如果相關主體以未參與現貨市場為由拒絕承擔不平衡資金,就會存在相應主體沒有承擔相關義務的問題。


      推動發用側主體全面參與現貨結算可有效解決以上經濟責任不明確及不平衡資金問題。一方面,要推動發電側全面參與現貨結算。雖然1439號文推動了燃煤發電的全面入市,系統中仍存在體量巨大且裝機規模日益上漲的新能源等其他未參與現貨結算電源,這就造成發用側各時刻按照現貨結算電量的不對等,進而產生不平衡資金問題,損害了燃煤發電利益,影響了保供能力?!锻ㄖ访鞔_暫未參與現貨的新能源發電應公平承擔不平衡費用,使山東等地的分布式等各類新能源參與現貨市場分攤有了政策依據,使暫未入市電源可以通過承擔不平衡費用完成系統責任承擔,各地均應按照《通知》要求加快推動新能源發電承擔相關不平衡費用;同時要加快放開各類電源參與電力現貨市場,特別提出分布式新能源高占比地區應推動其上網電量參與市場;強調由現貨試點地區自行制定分步實施方案,實現118號文已明確的2030年新能源全面參與市場交易。要同步推動用戶側直接參與市場交易。實際上,1439號文、809號文印發以來,用戶側已經實現可全面參與現貨市場結算(其中代理購電現貨結算偏差費用傳導至代理購電用戶,居民、農業相關損益由全體工商業用戶分攤或分享)?!锻ㄖ愤M一步提出電網企業代理購電通過場內集中交易方式(不含撮合交易)代理購電,以報量不報價等方式、作為價格接受者參與現貨市場出清結算,這也和809號文“電網企業代理購電用戶與其他用戶平等參與現貨交易,公平承擔責任義務”的要求相一致。按照809號文要求,應持續縮小代理購電范圍,推動用戶直接參與市場,同時《通知》要求加快開展用戶側參與省間現貨交易的相關問題研究,當前送端發電可以直接申報參與省間現貨交易,但受端用戶尚未直接參與,這就造成省間、省內相關經濟責任的不清晰,用戶側的直接參與有望推動這部分經濟關系的明確,省間現貨直購電交易后也有望推動省間中長期交易的進一步放開,主體的充分參與有望真正實現省間送電優化。省間經濟關系明確疊加省內發、用側參與現貨結算,有望推動徹底解決不平衡資金問題。


      維度四:完善市場機制以適應新能源全面入市


      《通知》明確中長期機制的變革是推動新能源全面入市的重點,推動適應新能源的中長期交易機制是降低新能源入市風險的客觀需要。從過去幾年的實踐經驗看,不適應新能源參與市場的不是現貨機制本身,而是中長期交易機制?!锻ㄖ诽岢鲋虚L期不間斷交易、放寬年度中長期合同比例要求,給予了新能源充分的靈活調整手段以實現避險需求。一是縮短交易周期,提高交易頻次,完善交易品種,給予中長期合同更多的市場化調整手段,并明確現貨交易地區,中長期交易需連續運營,并實現執行日前七日(D-7日)至執行日前兩日(D-2日)連續不間斷交易。在這種要求下,節假日也要實現連續開市,以適應新能源參與市場的需求。二是對新能源占比較高的省份,適當放寬年度中長期合同簽約比例。實際上,更好得促進新能源參與現貨交易結算,除了給予其更自由的簽約比例和更為靈活的合同調整手段外,可以創新中長期差價合約簽約方式,允許新能源以總電量、一口價簽約方式,以參考結算點現貨均價和中長期合約一口價作差價結算,有效降低新能源的分時隨機波動造成的偏差風險。三是明確綠電交易納入中長期交易范疇,采用相同的市場規則和現貨結算規則,進一步促進了市場公平、厘清了相關經濟關系。


      維度五:推動實現與現貨交易有效銜接的輔助服務市場


      《通知》指出輔助服務需要與現貨做好協調及銜接,進一步明確了其“輔助”定位。輔助服務市場可能影響現貨出清優化,兩種機制在現貨模式下可能出現重復設置,因此需要加強銜接?!锻ㄖ芬蠹訌姮F貨與輔助服務有序協調,在交易時序、市場準入等方面做好銜接。當前各試點在日前市場中按照省內現貨市場預出清、省間現貨市場和區域輔助服務市場正式出清、省內現貨市場和輔助服務市場正式出清的時序開展,省間、省內市場運行時序和交易流程嚴密配合,單一時序延誤可能影響后續整個交易流程。因此須進一步做好省間、省內現貨市場與區域輔助服務市場的銜接融合。同時應明確輔助服務對于電能量市場的“輔助”作用,電力現貨開展后可以充分實現的系統調節功能,不應再開設相應的輔助服務市場。


      維度六:完善電力市場價格體系以保障中長期、輔助服務與現貨的協同銜接


      《通知》規范了現貨市場限價新要求,進一步強化了機制間的銜接,更加符合1439號文的相關價格政策。一方面要求現貨市場出清價格上限設置應滿足鼓勵調節電源頂峰需要并與需求側響應價格相銜接。一直以來,我國的需求響應等價格機制與現貨限價并不銜接,比如某試點用戶削峰價格最高為4.5元/千瓦時,是現貨市場價格上限的3倍,在這種情況下實施需求側響應,以支付高額補償的形式讓用戶放棄用電,會產生“誰引起,誰受益”的不合理結果?!锻ㄖ穼⒉煌膬r格信號進行了統一,避免出現不同價格機制導致的市場出清混亂問題。規范價格上限后可有效激勵發電頂峰發電、用戶削峰用電且不會出現需求響應價格等的不協同導致的過激勵或激勵不足問題。另一方面提出價格下限設置可參考當地新能源平均變動成本。以新能源考慮補貼后的變動成本設置下限后,下限價格會變為負價,為山東現貨負價提供了政策依據,同時這種下限設置辦法也是對全國各地的新要求。


      同時,《通知》落實燃煤發電“上網側”中長期交易價格機制,明確中長期限價等應該在發電上網點執行,和1439號文相關要求實現了一致。1439號文限價是基于發電成本的價格浮動機制,實質針對的是發電上網電價,現在各地普遍基于用戶側限價,亟需按照《通知》要求進行修訂。同時明確了政府的職能邊界,要求不得組織專場交易,減少結算環節的行政干預,按照現貨出清結果和市場規則結算?!锻ㄖ诽岢鐾苿优l市場分時電價信號通過零售合同等方式向終端用戶傳導,充分調動終端用戶側的靈活資源,促進用電負荷的合理轉移,促進更為經濟靈活的系統調節。


      維度七:持續優化省間與省內市場價格形成機制


      《通知》提出加強省內省間銜接,致力于解決長期存在的省間經濟責任不明確問題,通過建立省間市場化調整機制或推動省間直購電交易、明確經濟責任的方式解決省間問題。2023年底前省間電力現貨市場具備連續開市能力;推動跨省跨區電力中長期交易頻次逐步提高,加強與省間現貨協調銜接,探索逐日開市、滾動交易的市場模式,進一步明確了節假日也要連續開市。省間壁壘問題是全國統一電力市場建設面臨的關鍵問題之一。一方面我國長期以來以國家指令性計劃與政府間框架協議的省間輸送電越來越不能滿足高可再生比例的新型電力系統,多地區出現了省間省內價格某些時段的嚴重倒掛,隨著各地區現貨交易的全面開展,這種問題會愈發突出,迫切需要以現貨價格信號為引導優化省間輸送電機制。另一方面省間省內機制銜接不到位,根本原因是發電與用戶的省間直購電交易比例過低,省間經濟責任承擔主體不明確,經濟關系的不明確也會導致市場機制無法充分實現省間電力資源的優化配置。因此當前擴大省間現貨比例及省間中長期直購電交易比例,是推動實現經濟關系明確的省間交易機制的客觀需要。


      維度八:探索建立容量補償機制


      《通知》對容量補償機制的推動也意味著放棄了稀缺定價機制,保障了電能量市場的相對平穩?!锻ㄖ芬笸苿娱_展各類可靠性電源成本回收測算工作,盡快明確建立容量補償機制時間節點計劃和方案。隨著可再生裝機的持續快速增長,煤電等可靠性電源年平均利用小時數持續降低,建立容量補償機制是保障系統發電容量充裕和調節資源充足的必要手段,是促進高比例可在生的新型電力系統建成的必要支撐。


      總體來看,《通知》涉及電力現貨市場建設的各方面要求,直面新型電力系統建設亟需解決的各種機制問題,多維度提出市場建設要求。相信隨著電力現貨市場的進一步發展完善,長期以來困擾市場的省間壁壘問題、不平衡資金問題、各種機制間的銜接問題等均會得到合理解決,最終實現責任明確、銜接有序的電力市場體系,以市場價格信號有效促進更合理的電力規劃和市場運營,促進更為經濟安全清潔的能源電力生態。


      本文系《中國電力企業管理》獨家稿件,作者系電力行業從業者。


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