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全国统一电力市场建设还存在哪些限制和障碍?

发布时间:2024/07/03    信息来源: 能源新媒

自习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略以来,中国能源高质量发展之路已走过十年。遵循“全方位加强国际合作,实现开放条件下能源安全”的战略要求,中国在过去十年中以互利共赢为基本原则,广泛开展了能源领域国际合作,在深度参与全球气候治理的同时,保障了国内能源的安全稳定供给。着眼未来,中国应立足能源国际合作取得的现有成果,厘清能源合作过程中的不足与挑战,明确国际合作在新型能源系统中的战略定位与作用,以构筑更加开放而稳定的能源国际合作体系。

今年各省电力现货市场建设开始提速,纷纷开始进行电力现货市场试运行工作,一批试点地区也在积极筹备转正式运行工作,目前,全国范围内约70%的省份正在运行现货市场,表明已经向建成全国统一电力市场体系迈出了一大步。

全国统一电力市场体系的建设并不是简简单单的各省区之间买电卖电就能够建成的,而是要对电力行业进行系统性的优化设计,需要克服阻碍、勇往直前,通过统筹完善市场、运行以及规划机制来促进全国统一电力市场体系的水到渠成。

什么是全国统一电力市场体系?

早在2015年8月19日,国务院常务会议开始部署发展现代流通业建设法治化营商环境,要求构建全国统一大市场旺消费促发展,揭开了全国统一大市场建设序幕;2022年1月18日,国家发展改革委、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》(发改体改〔2022〕118号),提出通过加快建设全国统一电力市场体系,实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置,解决电力市场存在的体系不完整、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,加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系;2024年3月5日,《2024年国务院政府工作报告》提出,加快全国统一大市场建设,制定全国统一大市场建设标准指引。着力推动产权保护、市场准入、公平竞争、社会信用等方面制度规则统一,深化要素市场化配置综合改革试点。

从定义中可以看出,在电力行业中所谓的建立全国统一大市场是指建立全国统一的电力市场体系,这是由于当前电力商品的特殊性决定的。一方面,电力商品需要受到电力传输设施的约束,在这个过程中电力输送会产生损耗,尽管我国高压输电技术在不断取得技术突破,但是损耗只在慢慢地减少而没有消失,当电力资源在大范围优化配置带来的红利不再高于输送电力产生的成本时,市场的最大范围边界就已经得到确定,此时如果市场再进行扩大,那么反而会降低资源配置的效率。

另一方面,我国电力行业中现货市场只是在近几年得到飞速发展,而在传统的电力系统规划中并没有考虑市场化因素,传统的电力系统规划与市场建设的矛盾较为突出,主要体现为线路“阻塞”,造成一个省内不同价格的节点较多,增大了现货市场技术支持系统的运算量,按照当前的技术水平,将全国作为一个市场来进行集中出清是不现实的,系统无法在满足市场正常运行的时间内得到出清结果,也间接证明了电力市场并非范围越大越好。

因此,在现货市场环境下,全国统一电力市场体系要求并不是要将电力市场建成一个统一的市场,而是应该根据118号文件要求,通过统一的现货市场建设发现电力商品价格体现供需,然后通过市场间的交易来实现电力资源在大范围内的优化配置。简单来说,如果把市场比作水池,通过调整水池的液面高度来实现资源的流动,那么建立全国统一电力市场体系并不是将所有的水池挖成一个大的水池,而是通过在水池之间铺设管道,在各水池液面高度(价格)的压差下,通过水的自然流动来实现对各水池液面的调整,等同于资源的更大范围内的优化配置。

限制和障碍

在电力行业中,为了使人们易于理解,通常将潮流比作水流,所以在上述的全国统一电力市场体系的建设中,为了保证各水池“液面”的一致,其中三个要素就是液面高度、管道以及水能够根据“液面差”在管道中流动,分别对应着市场价格、输电通道以及电力潮流是否能根据价格差在通道中流动,而在当前的实践经验中,这三个关键环节均存在一定限制和障碍。

一是市场价格信号反映不准确。一方面,虽然近两年里电力现货市场建设进入深水区,但是目前真正处于正式运行的仅有山西、广东两个省份,处于常态连续结算运行的省份也并不多,更多的省份处于不同周期的结算甚至调电试运行状态中,所以真正能够反映出来价格信号的省份并不多。另一方面,我国由于电力系统阻塞原因,各省份均选取集中式的市场模式,全电量集中参与优化出清,但是在市场实践中,即便省/区域市场转为正式运行,依然存在部分省份用户侧代理购电未参与市场、发电侧风、光伏、水电、核电未完全参与市场的现象,特别是近几年大规模发展起来的,通过租赁农户屋顶来冒充户用分布式光伏的“全额上网”的分布式光伏,本质上实际为集中式光伏,但是由于资本“绑架”农户的收益,一边享受着“不配储、不分摊、不调峰”等优惠政策,一边以户用光伏的名义不接受市场价格。发用两侧市场经营主体参与市场的部分空缺,使得市场内整体的供需关系发生了改变,供需关系的改变使得市场出清价格偏离实际,造成价格信号不准现象。

二是省间交易市场化不足。在当前的跨省跨区交易中,主要沿用计划体制下固定的跨省跨区送电计划,大多数省间交易通过政府间进行协议确定送电量,然后再将送电计划分解到电厂进行落实,联络线根据两端合同进行物理送电安排。在电力市场建设之前,电价主要围绕电煤价格浮动,送受两端能够形成比较稳定的电价差以及明确的送电方向,这种做法是没问题的,但是在市场化环境中,电力商品的定价方式已经由“成本加成”转为“供需定价”,每时每刻的电价都不相同,原有的省间物理送电方式已经难以适应市场化现状,频繁出现送端高价紧张时段向低价区送电(低液面水池向高液面水池送水)以及受端新能源消纳困难时还要接受大量的外来电(高液面水池液面将要冒出)现象,虽然有省间现货市场来对两端供需进行调节,但是现货市场对于送端发电企业而言仅为增量交易,并且受端用户也不能参与,存在送端发电企业无法根据价格信号向下调整送电合同,受端用户无法根据价格信号进行电力交易,跨省跨区送电的保供、互济功能难以真正发挥实效。

三是电力系统规划制度僵化。在水池两端液面差恒定时,管道送水方向固定,流量安排也较为简单,可以根据送水量来进行管道直径、数量的铺设。同样的,在原本的电力系统输电通道的规划中也是将输电量折算成利用小时进行规划设计,利用小时高就规划新的输电通道。但是在能源结构绿色低碳转型的背景下,新能源装机规模的不断增大,出力的不确定性引起市场供需也跟随剧烈变化,送受两端的价格差也随之剧烈变化,相当于两个水池的液面在不断变化,在此情境下,输电通道的作用应由输送“电量”转化为输送“电力”,将会表现为输电通道在正向送电“阻塞”和不需送电甚至反向送电的运行状态间频繁切换,虽然输电通道送电量有所减少,但是输电通道在平衡两端供需、缓解新能源消纳与保供压力中起到的作用会更大。但是现实中事前根据利用小时规划输电通道的规划制度并不适用于当前全国统一电力市场体系的建设要求,事后根据核定价格与实际送电量计算并回收通道成本的方式与事前僵化的规划机制共同为全国统一电力市场体系的建设带来了阻碍。

完善市场体系的建议

全国统一电力市场体系的建设是庞大复杂的系统工程,涉及面广、工作量大、利益调整多,必须更加注重市场化改革的系统性、整体性、协同性,全面统筹市场建设、系统运行、规划设计,细化部署全国统一电力市场体系建设。

一是提高电力市场价格信号准确度。市场价格是市场发挥资源优化配置的基础,电力商品价格信号的准确度直接关系着资源优化配置的效率。一方面,各地应以《电力现货市场基本规则》中明确的市场框架为基础,按照各类政策文件设计的时间节点,吸取先行试点省份的市场建设经验,取长补短,加快本省/区域电力现货市场的建设,尽早推进开展长周期的结算试运行直至正式运行。另一方面,已经运行现货市场的省/区也要对市场价格机制进行完善,推动发电侧的风光水核等各电源类型参与现货市场,规范户用光伏的认定机制,对于采用集中接线的户用光伏及时明确为集中式光伏,并正常承担经济责任,完善用户侧参与市场机制,通过完整的供需关系形成真实、准确的市场价格信号,正确发挥引导供需、保障运行等作用,为电力资源在大范围内经济性流动提供准确参考。

二是释放省间交易保供互济功能。建立市场化的跨省跨区送电交易机制,首先,全面放开省间送电计划,推动省间送电由送端发电企业与受端电力用户通过市场化交易形成,通过中长期交易方式代替原本的省间优先发电计划以及政府间协议;其次,完善省间现货交易机制,既要允许电力用户参与省间市场报价,同时允许发电企业作为买方通过购买电量的方式来调减自身持仓量,在送电省份供需形势紧张或者受端省份新能源大发消纳困难出现送受两端价格倒挂时,受端电力用户或者发电企业可以通过省间交易将受端发电量交易至送端或其他高价省份,或者送端发电企业可以通过购买受端省份低价电力的方式来履行自身中长期交易合同,真正通过全国统一市场体系实现资源在更大范围内的优化配置,实现省/区域之间保供以及互济作用;最后,可以在全面放开以及政府间协议之前建立政府授权合约机制作为过渡,由两端政府按照原来的方式进行协商送电量以及送电曲线,交易电量进入双方市场并按照市场价格结算,由于送端省份是由送端地方政府进行协商的价格,因此送端政府授权合约应由送端进行保障,该部分电量在送端作为负荷时,产生的损益由送端全体工商业分摊或分享,对于受端来讲,该部分电量目的是保障所有用户的用电稳定,因此该部分电量在受端作为电源产生的损益由受端的全体工商业分摊或分享。

三是建立适应市场化发展的规划制度。在建设新型电力系统的新形势下,输电通道被赋予了省间电力保供与互济的新使命,由推动整体电量平衡转向平衡两端时段性的因新能源出力的不稳定引起的出力波动,为适应系统需要,输电通道的输电容量需求或将会增大但是总体输电量将会减小,同样输电线路的规划制度也应随着输电通道功能的变化而转变,利用小时数不再适合作为新形势下输电通道的考核评价指标,应将输电通道起到的优化资源配置效果作为新的评价指标,比如通过计算输电通道降低了两端市场电价的差值来进行量化对比,通道提升了多少新能源消纳率也可作为评价输电通道作用的指标。简单来说,就是需不需要建通道,不是依靠谁说需要“水”来判断,而是要根据两个水池的“液面差”来决定的,“液面差”越大就说明对通道的需求度越高,通道建成后“液面差”越小说明通道规划的越成功。同理,在市场环境下,市场价格信号越来越清晰,输电通道的作用效果也将越来越明显,适应的才是最好的,建立适应电力行业市场化发展的规划制度,才能更好地推动全国电力市场体系的建设。

习近平总书记曾说过:“实践发展永无止境,解放思想永无止境”,国务院常务会议在部署建设全国统一大市场工作方案时也强调要坚决打破思维定式。通过转变思想,运用市场思维,将简单地经济关系应用于复杂实际,以市场需求和资源配置为导向,建立规划在先、价格引导、经济运行的省/区域间市场化资源配置机制,推动电力资源在各省/区域间的经济性流动,更好地起到保供与互济作用,在促进我国能源结构加速绿色低碳转型背景下,建立真正的全国统一电力市场体系。


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