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全国统一电力市场路线图确定,电力行业再启格局之变

本文来源于《财经》杂志 2022-01-29 20:46:37
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作者 | 《财经》记者 韩舒淋     

全国电力交易中心将打破省间壁垒,其他关键市场机制也会陆续推出

1月28日下午,国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(下称《指导意见》),为建设全国统一电力市场厘定了路线图。

《指导意见》提出,到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,2030年,全国统一电力市场基本建成,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,市场主体平等竞争、自主选择,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。值得一提的是,文件还提出研究推动适时组建全国电力交易中心。

继2021年10月允许市场电价上涨、放开市场化电量范围之后,中国的电力市场化改革再进一步。

自2015年开启新一轮电改以来,中国的电力市场化程度不断提高。2021年,全国市场化交易电量3.7万亿千瓦时,是2015年的近7倍,占全社会总用电量的44.6%。

但是,电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。28日发布的《指导意见》,标志着中国电改已进入深水区。

建设全国统一电力市场将打破省间壁垒,这将重构地方博弈,地方政府从改革的设计者变为博弈者;对于买卖双方的市场主体而言,更大范围市场化的交易,意味着更多的风险和机会,需要专业的交易人才;对工商业用户而言,将有更多购电的选择,用电价格也将不再是一成不变。

文件首次明确提出组建全国电力交易中心,这将改变当前国网、南网经营范围内的北京、广州两大国家级电力交易中心的设置,全国中心未来如何落地,也将考验改革者的智慧。

建立全国统一电力市场主要影响工商业用电。《指导意见》强调,确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。

总的来看,组建全国电力交易中心是一个远期抓手,近期更重要的是打好制度基础,首先统一市场交易规则、技术标准等“软环境”,促进省、区域电力市场逐步融合。

综合多位受访的业内人士意见,欧洲电力市场模式对于中国建设全国统一电力市场有诸多可借鉴之处。参考欧洲,让全国所有的供需方在同一个市场中、用同一套出清算法得到最优的电力买卖结果,是全国统一电力市场建设可以设想的远期场景。

具体实现路径会与欧洲有所区别。欧洲历经30余年的电力市场化改革,是一个个国家、区域的电力市场逐渐耦合而来。而《指导意见》采取了自上而下的方式推进,更为直接。

清华大学教授夏清此前对《财经》记者表示,全国统一电力市场有两个关键点,第一是统一交易规则、交易品种;第二是要给用户选择权,可以在本地买,也可以在外地买。

全国交易中心意味着什么

“研究推动适时组建全国电力交易中心”是《指导意见》中最引人注目的目标。

《指导意见》提出,根据电力基础设施建设布局和互联互通情况,研究推动适时组建全国交易中心,引入发电企业、售电公司、用户等市场主体和有关战略投资者,建立依法规范、权责分明的公司法人治理体系和运营机制;成立相应的市场管理委员会,完善议事协调和监督机制。

这一目标是电改推进至今首次提出,它的不同寻常之处在于,当前国家电网和南方电网经营范围内分别有北京电力交易中心和广州电力交易中心两个国家级电力交易中心,各自负责国网和南网经营范围内的区域电力交易。而此次新提出的全国电力交易中心或将最终取代原有的两大交易中心。它将如何落地,发挥怎样的作用,还有一系列问题需要明确。

有关人士认为,组建全国交易中心后,北京、广州两大交易中心未来将融入全国交易中心,并引入市场主体和其他背景投资者。

这是力度颇大的改革愿景。

目前,在北京、广州两大交易中心之外,各省、地区都设立了省级交易中心,各省省内的中长期交易和跨省之间的中长期交易已经常态化,参与市场的买卖双方分别以火电和工商业用户为主,省间交易主要以政府协商、电网代理的“网对网”形式展开。其中有8个地区已开展现货试点,第二批6个现货试点省份预计2022年6月底前启动试运行。现货交易由于与电网运行密切相关,一般由省级电网公司的调度部门组织。

换言之,在市场建设初期,交易中心的设置、交易的组织,依然与电网公司有着密切关系。电力市场化、电力安全运行和保障供应、促进新能源消纳,诸多不同目标的职责,目前仍需要电网公司统筹考虑。

在此背景下,推动组建全国交易中心无疑颇具雄心,但若脱离电网公司,是否能实现设计目的?全国中心是否会推动电网公司进一步改革?

可以确定的是,交易规则、技术标准的统一已经迫在眉捷。《指导意见》提出,国家发改委、国家能源局组织有关方面制定市场准入和退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则,以及统一的交易技术标准和数据接口标准。各地组织省(区、市)电力交易中心依照基本交易规则制定本地交易细则。推动交易中心之间在技术和数据标准方面有效衔接、总体一致。

不同省份的交易规则不一致一直困扰着市场主体。大唐集团市场营销部主任洪绍斌在2021年12月的中电联电力市场建设研讨会上表示,随着试点范围扩大,市场主体需要在不同省份参与交易,必须从头了解其他省份的规则,势必增加交易成本。8个现货试点省份,在市场模式、交易组织、交易结算等方面存在很大差异,统一协同难度巨大。

《指导意见》还提出推动组建电力交易中心联营体,建立完善协同机制。联营体这个新概念如何落地,未有定论,但目的同样是为了推动不同交易中心统一技术标准。

打破省间壁垒

打破省间壁垒,始终是电改的核心问题之一。2015年以来,中国新一轮电改以省为实体推动改革,这增强了各省的改革动力,但也带来了省间壁垒问题。尤其是在新能源比例不断提高之后,跨省交易的需求扩大,省间交易亟须破局。

国家电网调度中心近日在《中国电力企业管理》撰文指出,随着新能源装机规模大幅增长,高比例新能源出力的随机性和波动性,导致新能源弃电和电力供应不足现象在单一省内反复交织,成为常态。这倒逼电力平衡逐步由原有的分省、分区域平衡模式,向全网一体化平衡模式转变。2021年,跨区跨省最大交换电力占全网用电负荷的比例,最高达到23%,省级电网的电力平衡对省间电力交换需求日益增长。

北京电力交易中心相关专家在前述电力市场建设研讨会上发言中也表示,中国资源禀赋和新能源时空互补性特点,决定了需要通过扩大电力市场规模,构建全国统一电力市场,实现大范围配置资源,促进新能源消纳。

当前的省间交易组织还难以支持跨省跨区的自由交易。

目前电力交易的省间市场和省内市场并未统一,常见的组织方式是,省间交易的结果为省内交易的边界。简单理解,对于一个送电省的电厂来说,先执行外送的省间电量的交易,剩下的再在省内交易。

换言之,当前省间市场和省内市场之间并未有效衔接,有市场观点将其总结为“两级运作”。对市场主体而言,不同省份之间的电厂和用户还很难实现“点对点”的交易。此外,跨省跨区的电量一般是优先的计划电,不进入本省内的市场同台竞争,存在所谓“外来电入市难”的问题。

有业内专家指出,当前,省间、省内市场尚未形成标准化接口,两级市场存在相互影响的问题,随着新能源比例在省间交易的比例不断提升,送端新能源出力曲线与受端用电特性曲线不匹配的矛盾不断显现,省间交易变化、调整的频次将显著增加,需要进一步做好两级市场的衔接统筹。

而省间跨省跨区的交易又有计划色彩。夏清等人此前曾撰文指出,计划经济模式下,跨省跨区电力交易是国家发改委协调下地方政府之间签订输电协议,这种计划模式难以适应中国电力市场改革。市场环境下,政府不能作为市场交易的主体,否则在交易中必然考虑地方利益,限制市场成员的选择权,限制市场流动性。

因此,机制设计亟待突破。《指导意见》提出,有序推动国家市场、省(区、市)/区域电力市场建设,加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。

在耦合路径上,国网能源研究院副院长马莉等人曾在2020年底撰文认为,从市场形态来看,省间壁垒逐步打开,省间、省内市场逐步融合,通过交易机制耦合逐步形成省间、省内市场“统一申报、统一出清”模式,即各省总体购、售电需求及价格统一在省间平台申报,省间综合考虑全网电力平衡、输电能力等因素,开展全局优化出清。

夏清等人在文中建议,推进跨省跨区交易的前提条件是,在省内电力市场相对成熟后,应培育市场主体直接参与跨区跨省交易,地方政府不得干预市场,让市场成员在逐利中推动省内外市场的均衡,形成基于市场的信用体系。

对于近期的跨省跨区交易进一步放开的问题,《指导意见》也提出,按照先增量、后存量原则,分类放开跨省跨区优先发电计划,推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。

换言之,文件明确鼓励“点对点”的交易。

任何改革都意味着新的利益博弈,通过构建全国统一电力市场势必会打破省间壁垒,这也不可避免地要触动此前的利益格局。对于一些省份来说,推动电改的主要动力是降电价,降低省内工商业运营成本,这与还原电力商品属性的电改初衷并不一致。

广州电力交易中心总经理钟声就曾在中电联电力市场研讨会上提醒,改革推动者的变化会带来新的矛盾:一是地方政府角色转变的矛盾,全国电力市场统一推进工作需要有国家部委牵头,各地能源主管部门由改革设计者转变为博弈方,推进方式发生较大的角色变化。

二是统一规则与发展不平衡的矛盾,国家统一的交易规则和技术标准与各地不同的资源禀赋、发展阶段之间的矛盾。

三是统一市场下整体与局部利益调整的矛盾,统一市场下资源要素自由流动,可能导致大市场内价格水平趋同,将改变原有省为实体的资源分配格局,对原有产业格局产生影响。

四是地方政府的减费让利惯性思维与推进全国电力市场的巨额投资需求之间的矛盾。

对标欧洲电力市场

综合《财经》记者采访的各方观点来看,欧洲电力市场有诸多可借鉴之处。

欧洲电力市场已能实现日前现货市场耦合(SDAC,Single Day-Ahead Coupling),这意味着欧洲不同国家、地区的电厂、用户、市场主体可以在不同交易所提交日前市场报价,数据互相打通,通过同一套算法,在考虑供需、价格、输电网容量等多重因素后,得到一个最优交易结果,实现整个欧洲区域的价格耦合,从而以市场方式在全欧洲范围优化电力资源配置。

根据欧洲输电系统运行商网络(ENTSO-E)的数据,欧洲电力市场已覆盖欧盟98.6%的区域,17分钟就可以算出最优的出清结果,每天的交易量达到2亿欧元,每年耦合出清的电量达到1530亿度。

可以设想,若构想中的全国电力交易中心落地,则未来有可能在全国交易中心实现统一报价和出清。

以欧洲电力市场为例,目前其市场并没有国内交易和跨国交易这样的区分。路孚特首席电力与碳交易分析师秦炎对《财经》记者介绍,欧洲电力市场有多个交易所,其中覆盖区域最大的是北欧电力交易所(Nordpool)和欧洲电力交易所(EPEX SPOT)两个交易所,这两个交易所开展业务的国家也有不少重叠;

开展交易时,电厂和用户可以选择在任何的交易所去报价交易,日前电力市场的耦合,就是让交易所之间能够打通,交易所也可以在更多国家开展业务,利于交易主体、发电厂和售电企业在更大规模内配置资产组合。也因此,各交易所之间也存在一定的竞争关系。

秦炎介绍,欧洲日前市场的耦合,就是各价区市场主体集中报价、拍卖联络线,计算出清结果,如果电网存在阻塞,就按照价区计算价区的出清价格。

欧洲也不存在类似《指导意见》中全国电力交易中心这样的机构,这与其电力市场演进历史有关。欧洲的电力市场是各国、各区域的电力市场逐渐耦合统一而来,有其历史沿革。各电力市场耦合之后,共同采用名为Euphemia的出清算法,计算出统一的出清价格结果。

如果简单将《指导意见》的路线图和欧洲当前的市场运行做对比,二者的目标都是构建大范围、统一的电力市场,实现资源在大范围的优化配置。但在实现路径上,欧洲是在此前比较成熟的区域市场基础上逐步耦合统一,各交易所最终采用了同样一套技术标准。中国是先有顶层设计,再由政府部门推动市场向这一目标融合。

面向新型电力系统的市场机制

除了构建全国统一电力市场,针对新能源比例越来越高的新形势,对于新能源如何参与市场,以及相应的辅助服务、调节性电源的成本回收等市场机制的设计,此次《指导意见》也有诸多首次提出的新要求。

《指导意见》明确:到2030年,新能源全面实现市场交易。并在细则中提出,建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制,引导新能源签订长期限的中长期合同,鼓励新能源报量报价参与现货市场,还首次提出对报价未中标电量,不纳入风、光消纳电量考核。

《指导意见》还提出,在新能源比例较高的地区,可探索引入爬坡等新型辅助服务。这类新型的辅助服务市场品种,最早是在新能源发展迅速的美国加州引入市场。

对于有的地区开展的调峰市场,《指导意见》提出在现货市场内推动调峰服务。有相关人士认为,这意味着文件鼓励未来开展现货市场后,将调峰市场融入现货市场,不再设立单独的调峰市场。

类似的演进已有先例,当前开展8个现货试点的省份之一山西省,此前就曾组织调峰市场,但开展现货市场之后,调峰服务就通过现货市场的价格波动来体现,调峰市场与现货市场融合。

当前,东北三省的调峰市场是比较典型的调峰市场。在运行期间,火电厂在新能源大发时可以主动降低负荷并获取收益,新能源电厂向火电支付调峰费用。这一机制的背后,意味着调峰市场的收益是火电和新能源之间的零和博弈。而如果融合到现货市场,价格的波动也会一部分传导至用户,让所有受益方来为调峰服务付费。

《指导意见》还首次提出容量成本回收机制。《指导意见》指出:建立市场化的发电容量成本回收机制,探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式,保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。

在新能源比例提高之后,电力运行面临更大的波动性,而在新能源出力不足时需要有电源起到支撑作用,这部分电源可能发电小时数较低,过去按照上网电价来回收成本的市场机制,难以让这类电源生存,而它又在维持电力运行安全稳定上至关重要。

针对这类对于系统而言起到备用保障作用的装机容量,如何让它们稳定生存,是近年来业界多次呼吁的问题。对中国而言,起到容量机组作用的也往往是煤电机组,过去一直承担了容量备用的功能,但没有市场机制让其回收容量成本。

此次《指导意见》的明确引导各地根据实际情况设立容量成本回收机制。

容量成本回收机制是国外普遍采用的市场机制,且有多种不同的设计,比较典型的包括以美国得州、澳大利亚为代表的稀缺电价机制,以北欧国家为代表的战略备用机制,以西班牙、智利、阿根廷等国为代表的容量补偿机制和以英国为代表的容量市场机制。

国家电网能源研究院张凡等人在《国家电网报》上发文建议,初期,中国宜采用容量补偿机制,待电力现货市场和金融市场相对完善后,应尽快建立容量市场。

对于各类容量成本回收机制的对比,该文认为,稀缺电价机制会对电力价格稳定性造成冲击,给市场运行带来巨大风险。战略备用机制不能对常规电源的投资行为起到正向激励作用,无法从根本上缓解中国“十四五”时期部分地区电力供需紧张形势。容量市场机制对市场基础条件的要求较高,但在保障电力系统发电容量充裕性、维持电力市场平稳运行方面具有巨大优势,适合市场成熟阶段。

国家发改委在28日发布的访谈文章中表示,一分部署,九分落实。下一步,要按照文件明确的重点任务,强化组织落实,明确责任分工,形成工作合力。

(编辑:袁鑫笛)
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