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原创观点 | 广东电力市场关键问题分析及发展路径建议【上】

发布时间: 2021-08-27 浏览：184 来源:

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本文共4351字，阅读约需8分钟
作者：陈雨果 赖晓文
本文首发于公众号“清能互联”
未经许可严禁以任何形式转载


引言

经过数年的建设运行，广东目前已经基本形成了以电能量市场为核心、涵盖中长期与现货交易、计划与市场并轨运行、价差模式与顺价模式并存的电力市场体系，较好的解决了中国特色政策环境下由纯计划模式向市场模式转轨初期的关键问题，通过现货市场运行有效发现了不同供需形势下的电力商品价格，积累了较为丰富的电力市场运行结算经验，为国内电力现货市场建设推进树立了标杆和模板。

然而，随着电力市场改革政策的进一步深化，以及市场运行内外边界条件的变化，广东电力现货市场连续结算试运行中也逐步暴露出一些问题，如价差中长期与顺价现货之间的衔接问题、阻塞盈余的分配问题、发电侧市场力问题、批发零售价格联动问题等，目前的电力市场体系、市场运行规则体现出一定的局限性。后续市场化交易规模将进一步扩大，市场主体数量和种类将进一步增多，市场结算运行周期将进一步拉长，“双碳”目标下电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转型。在复杂的政策背景和市场运行约束下，亟需对目前制约广东电力市场长足发展的关键问题进行梳理分析，并提出分阶段的机制设计目标，实现市场健康有序发展。

本文立足于当前广东电力市场运行面临的主要关键问题，分析解决关键问题的内在核心逻辑及发展路径建议，希望能为国内电力市场的建设完善提供有益参考。


广东电力市场目前面临的主要问题


目前，广东电力市场运行凸显出来的问题主要体现在两个层面：

一是由计划模式（行政手段确定电量、电价）向市场模式（市场方式确定电量、电价）转轨所带来的问题，包括计划与市场双轨制运行、市场化改革造成的发电机组搁浅成本处理、不同类型电源在市场环境下的成本回收及价值体现问题。

二是市场价格风险管控的问题，包括零售市场价格风险以及批发市场价格风险。零售市场价格风险主要体现在批零价格联动、零售侧平衡结算方面，批发市场价格风险主要体现在市场限价及发电侧市场力管控方面。


(一) 计划与市场双轨制问题


计划与市场双轨制运行将是国内电力市场建设长期面临的状态，包括电量双轨制以及电价双轨制。

在电量双轨制运行方面，目前广东采取事后“以用定发”的解耦方式确保发用两侧计划、市场电量分别平衡。但是随着市场化用户规模逐步扩大，而能够进一步放开进入市场的电源种类及规模受限，发用两侧的市场电量难以自我平衡，“以用定发”的解耦模式已经表现出一定的不适用性。试结算期间部分时段发电侧出现“负基数”现象，仅具有结算平衡意义，偏离了政府分配基数电量是为了保障发电机组收益的初衷。若要继续沿用“以用定发”解耦模式，则需要突破发电侧新增电源类型入市的限制，尤其是占据广东近1/4负荷的西电；若采用不解耦模式，政府下达的基数电量刚性结算，则需要解决发用两侧的非市场化电量如何在事前代理分解曲线、发用两侧市场化电量不等造成的不平衡资金如何疏导等问题。

在电价双轨制运行方面，由于广东的现货市场为全电量优化的市场，计划电量与市场电量共同造成的阻塞将体现在现货市场价格中。在计划与市场解耦模式下，发用两侧市场化电量相等，因此广东采用了根据发电侧市场化电费倒推用户侧市场价格的方式来解决计划与市场共同造成阻塞的问题，保障了计划发用电价格不受电网阻塞情况影响，计划电量与市场电量的电费分别各自平衡。这种处理方式的局限性在于，一是没有精细划分计划电与市场电各自在全电量现货市场中造成的阻塞责任，计划电与市场电各自所拥有的输电权（或阻塞收益权）权责不清晰，不利于未来输电权市场的建设发展；二是这种方式只能在发用两侧市场化电量相等的情况下采用，即只适用于计划与市场解耦模式，若未来采用不解耦模式，需要解决市场用户如何定价、计划与市场各自造成的阻塞责任如何界定、阻塞费用如何分配等问题。


(二) 搁浅成本处置（利益格局平稳过渡）问题


传统模式下的电源规划是基于行政手段确定上网电价的前提来开展的，没有充分考虑现货市场环境下不同节点的电源所生产的电能商品价值、价格差异化问题。对于送出受限区域的发电机组而言，由于现货市场中发生阻塞造成节点电价降低，其中长期电量交割将产生负的中长期阻塞费用，现货电量也面临较低的结算价格，机组在中长期市场、现货市场中均丧失竞争力，由此产生相应的搁浅成本。

从市场化改革有序推进、市场各方利益格局平稳过渡的角度考虑，目前广东市场中主要采取了两个措施来处理搁浅成本问题：一是对价差合同电量占比进行限制（95%），并且在价差合同交易中限定了供需比，让所有机组都能较为平均的分配到价差合同，保障中长期电量分配格局基本不变；二是未对价差合同在现货市场中交割所产生的阻塞费用进行个体结算，采用所有市场化机组平摊的方式，保障中长期电费分配格局基本不变。

然而，这种处理方式存在一定的局限性：

一是价差中长期合同占比过高，与基于顺价模式交易的现货市场价格体系不匹配，中长期、现货价格脱节。后续需要逐步将中长期价格机制转变为顺价模式，实现中长期与现货价格机制的统一。

二是供需比限制造成中长期合约电量分配平均，与电网实际运行情况脱节，阻塞严重时将造成较大规模的现货偏差电量阻塞不平衡资金。后续需要逐步放开中长期交易供需比限制。

三是中长期阻塞费用“吃大锅饭”的方式弱化了节点电价的空间价值发现功能、未能清晰体现不同地理位置的阻塞影响，不利于后续输电权市场的建设发展。后续需要逐步实现由个体承担中长期阻塞费用，鼓励电厂与用户共同承担，并结合输电阻塞收益权（CRR）的分配机制，明确各方阻塞权责，实现阻塞费用、阻塞盈余更为合理的分摊及分配，与未来输电权市场交易接轨。


(三) 各类型电源的成本回收和价值体现问题


传统的行政手段定价虽然是针对电能量度电结算确定的价格，但实质上是反映了发电机组综合成本与综合价值的一个综合性价格。机组的固定成本、变动成本、灵活性成本、环保成本等均体现在了核定价格之中。

现阶段，广东的电力市场体系以限价较为严格的电能量市场为主，只能解决变动成本回收的问题，本不应该承载固定成本回收以及灵活性、环保性价值体现的功能。但由于市场体系尚不完整，相应的成本只能通过电能量市场回收，这就造成在电能量市场中不得不采取成本补贴等方式来实现不同电源的同台竞价，反而增加了电能量市场的复杂性，甚至出现价格扭曲的现象。

要解决此问题，需要从以下三个方面对现有的市场体系进行完善：

一是丰富交易品种。电源在电力系统中发挥的不同价值和贡献应该通过不同的市场交易品种来体现并回收相应的成本。电源装机容量对系统的充裕性保障价值应通过容量补偿机制或容量市场来体现，回收固定成本；火电机组、灵活性资源对清洁能源消纳发挥的灵活性价值应通过调频、调峰、备用等辅助服务市场来体现，回收灵活性建设、改造成本；清洁电源的清洁低碳价值应通过配额制交易、绿证市场、碳市场等来体现。不同的市场品种实现不同的价值体现及成本回收。

二是完善价格机制。辅助服务、需求侧响应等品种应逐步实现与电能量市场的联合出清，准确反映资源价值和机会成本。

三是完善费用分摊机制。应根据“谁受益、谁承担，谁贡献、谁分享”的激励相容原则，根据不同成本的引发责任主体，设计精细化的费用分摊机制，实现市场成本的准确传导。


(四) 批零电价联动传导问题


造成今年5月份现货结算试运行中售电公司亏损的原因中，除了燃料价格上涨、供需形势紧张等客观因素外，另一个主要原因是目前暂未形成有效的批零价格联动机制，造成售电公司几乎全部承担了现货市场的价格波动风险。一方面，很多售电公司与用户签订的都是履约期长达一年甚至几年的合同，合同价格早已锁定，难以与现货价格进行联动；一方面，由于去年8月现货价格偏低，很多售电公司对今年现货价格的预期也较低，在今年的售电合同签订环节并没有充分考虑价格波动风险；一方面，目前的售电市场存在非理性竞争的情况，部分售电公司为了抢用户、抢电量，给用户承诺了较低的代理价格，未充分评估自身在现货市场中的风险。

因此，亟需建立售电公司与终端用户之间的价格传导机制，促进售电公司与终端用户共担市场风险、共享市场红利。一是引导售电公司根据所代理的不同行业、不同负荷特性、不同风险承受能力的用户，形成差异化的零售代理合同，零售价格需在一定程度上与批发价格联动，并体现风险溢价因素；二是尽早发布次年的市场交易方案以及现货市场结算试运行计划，在售电公司与用户确定次年的代理关系、代理价格之前就明确相关的市场运行边界条件，提前揭示风险；三是继续加强市场培训宣贯，引导售电公司和用户建立市场风险意识，深入理解现货环境下电力市场价格与一次能源价格、电力供需形势等因素的联动机理。

此外，为保障顺价模式下市场用户相对收益与价差模式保持不变，广东采取了售电侧平衡结算机制，本质上相当于将用户侧目录电价中的“隐性”交叉补贴显性化，并进行了全额结算。短期内，该机制建议继续保留，因为一旦取消便会造成市场中的部分用户涨价，对进一步扩大市场交易规模形成制约。后续应考虑逐步缩减交叉补贴的结算比例或转变为定额平衡结算，直至取消交叉补贴，真正还原电力商品属性。


(五) 价格限制与市场力缓解问题


5月现货结算试运行中，由于供需紧张、电网阻塞严重，发电侧的市场力问题较为明显的暴露出来。无论是从行使市场力的能力（RSI指标）判断，还是从实际申报行为（勒纳指数）判断，部分供应紧张地区的机组的确“具备”并且“行使”了市场力。目前广东市场中，针对市场力的缓解措施主要体现在事前环节，即对价格上下限进行限制，从实际情况来看并未起到有效的防控效果，后续亟需对市场力缓解措施进行完善。

一般而言，市场力缓解措施分为事前、事中、事后三类。事前即广东目前采用的报价、出清价限制；事中是指在市场出清过程中对具有市场定价权、对关键阻塞断面具有较大灵敏度的机组进行动态识别，并针对性的采取替换报价的措施；事后是指在市场结算环节，对发电机组从市场中获得的超额收益进行回收。

从防控效果来看，事前限价效果并不明确，报价限值与出清价格之间并无直接关系，如果调低报价上限反而会强化供应紧缺信号，报顶价的情况更进一步加剧；由于机组所在的行政地区与电网阻塞分区并不完全匹配，根据错峰限电地区针对性限价的方式也会出现“误伤”、“漏判”的问题。事前限价准则也应尽量避免“一刀切”的统一限价方式，应根据个体属性（如不同类型机组的发电成本差异、所处节点的历史平均电价）或个体行为（如历史申报价格）有针对性的制定市场力检测标准。事后的收益回收机制本质上属于较为严格的行政干预和惩罚措施，将会对市场的正常竞争造成较大干扰，且较难清晰界定“正常收益”和“超额收益”，不宜过度使用。
         
建议尽快实现事中的市场力识别与防控，精确判断具备市场力的机组并实施针对性的价格缓解措施，实现市场力缓解与出清程序的耦合，提升市场力防控的精确性和有效性。


 小结

本文对广东电力市场未来市场发展完善所需解决的关键问题进行了总结分析。市场化改革不是一蹴而就的，应该以尊重市场实际情况、利益格局平稳过渡、技术难度由易到难为原则，逐步实现从计划模式向市场模式的转轨。在《广东电力市场关键问题分析及发展路径建议【下】》中，将对解决上述问题的核心逻辑进行总结，并提出分阶段的解决路径建议。



 作者简介



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陈雨果，清华大学电机系硕士，高级工程师，曾就职于广东电网电力调度控制中心发电调度部、现货市场管理部，现为北京清能互联科技有限公司战略咨询总监。广东电力现货交易规则核心起草人，全程深度参与广东电力现货市场建设，支撑多个省份电力现货市场方案设计、规则编写工作，在电力市场、电网调度运行、节能发电调度等方面具有丰富的理论及实践经验。近三年发表电力现货市场相关SCI、EI期刊论文17篇。曾获南方电网公司科技进步特等奖一项、中国电力科技创新奖一等奖一项。



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赖晓文，清华大学电机系博士、博士后，曾就职于广东电网调度中心，现为北京清能互联科技有限公司技术总监。2016年至今深度参与广东电力现货市场规则设计、核心算法开发与试运行，支撑多个省份电力现货市场建设相关工作。在电力市场、电力系统调度运行、分解协调优化等领域具有丰富的理论研究与工程化应用经验，所开发的智能电网调度计划优化、电力市场优化出清、现货市场仿真系统应用于全国20余省份，曾获中国电力科学技术进步一等奖、教育部科学技术进步一等奖。




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