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分析 | 试点电力现货市场正式运行需迈“三道坎”
近日,记者综合各方消息了解到,自从2017年8月国家发改委、国家能源局选取广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点以来,目前已取得突破性进展。当前,各省试点正在进一步扩大结算运行的周期和规模,其中,甘肃、山西、福建电力现货市场试点均计划开展试运行至年底。
业内专家普遍认为,由于我国特殊的国情,优发优购电量在未来一段时间内将持续存在。鉴于国内现货市场试运行时间比较短,难免出现问题,需要对电力现货试点不断总结分析。
山西、甘肃新能源参与现货市场
今年以来,为加快推进电力现货市场结算试运行工作,国网系统6家电力现货试点单位全方位开展了大量工作,各试点单位均至少开展两次连续结算试运行。同时,各试点根据电源结构、用电结构、市场成熟度差异等因素,多采用“中长期差价合约+全电量集中竞价”模式。除四川丰水期外,各试点地区统调火电机组均参与现货市场。
期间,各电力现货市场试点根据各自新能源运行现状和政策要求,采取了不同的处理机制,其中,山东、浙江、四川、福建四省新能源不参与市场,将其日前预测曲线全额作为市场边界,按照实际发电结算;山西、甘肃新能源参与电力现货市场,对次日新能源预测曲线按照“以用定发”的原则进行调整,金融结算。
“从成交量看,甘肃、山西、浙江、山东试运行中日均中长期电量覆盖率在9成左右,有效避免了现货价格波动带来的风险。”一位不愿具名业内人士表示,从成交价看,山西、山东、浙江供需平衡宽松,试运行价格低于中长期价格;甘肃新能源大发且调低了出清限价,试运行价格有所下降;福建和枯水期的四川现货交易机制为小规模单边发电权交易,价格受供需关系影响小,接近中长期均价或标杆电价。
在业内专家看来,电力现货与深度调峰市场融合效果较好,其中,山西省内北部机组成本低、容量大,电量考核任务重,降低运行下限避免停机;中部机组中长期合同电量充足,通过降出力实现盈利;南部机组成本较高,中长期合同电量少,承担供热任务必须运行,通过降出力减少亏损。“11月份山西电力现货市场试运行的半个月中,火电机组在原有深度调峰能力的基础上,进一步释放了向下调节能力150万-200万千瓦,扩展了新能源消纳空间。”上述人士介绍。
优化发用电曲线管理
有助于控制不平衡资金
电力现货试运行中,不容忽视的是,由于我国特殊国情,优发优购电量在未来一段时间内将持续存在。优发优购电量不匹配产生的不平衡资金主要有两种情况,一是非市场化发、用的总电量的匹配规模不对应,即保障性优先发电量与非市场化用电量需求不匹配,或发用两侧市场化交易电量不匹配等情况,导致结算产生偏差费用。二是非市场化发、用电的总电量规模一致,但每个分时结算周期内非市场化发、用电量无法完全匹配,在现货市场分时电价机制下,结算产生偏差费用。
对此,上述人士表示,每天优发优购的曲线匹配难度比较大,不过,通过精细化发用电曲线管理,可以控制不平衡资金。“如山西采用的一个办法,尽可能将优购曲线预测准确,然后拿优发电量与之匹配,以减少不平衡资金。精细化进行曲线管理后,大幅减少了双轨制费用。从山西电力现货试运行来看,日均双轨制不平衡资金由5月份的1000多万元降到目前的约75万元。”
在另一位不愿具名的电改研究人员看来,由于在当前计划与市场并行方式下,优先发电与优先购电放开比例不对等,市场化发电量对应优先购电量的部分仍然按照目录电价结算,因此将会产生一定的双轨制不平衡费用。“建议各地在市场建设方案中规范不平衡资金分类,各项结算科目独立记录,分类明确疏导。此外,还可将不平衡资金纳入电价调整机制。”
上述研究人员还认为,我国部分现货试点省份尚未建立针对机组启停、空载费用的成本补偿机制,建议参考美国PJM市场的处理机制,在出清模型中引入机组启停和空载费用,并由电力用户按照日前和实时市场中的负荷比例进行分摊。
需重点考虑机组容量成本收回机制
截至目前,试点现货市场运行情况总体良好,交易组织流程流畅,技术支持系统运行正常,出清结果基本符合预期,验证了现货市场规则和技术支持系统的有效性。但同时,现货市场试点试运行中不同程度暴露了一些规则设计方面的问题,如中长期交易与现货市场衔接有待完善、市场力监测与防范机制尚不健全、合理的容量补偿机制还需要探索。业内专家认为,在下一步电力市场建设中,需重点考虑机组容量成本收回机制。
虽然国家能源局印发的《2020年能源工作指导意见》明确提出,今年深入推进电力现货市场连续结算试运行,具备条件的地区正式运行,但在业内人士普遍表示,电力现货正式运行仍需要一定条件。首先,要从法律上给予明确,政府部门要正式出台运行规则;其次,试运行过程中出现的问题,基本上能得到较好的解决;再次,市场主体通过试运行对市场规则有较熟悉的掌握。