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电力现货市场的本质及对其它电改任务的影响

2018-5-15 10:03| 发布者: crystal| 查看: 569| 评论: 0|来自: 能源研究俱乐部

       新一轮电力体制改革已经开始三年,电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开、增量配电业务放开齐头并进,基本达到了第一阶段的预想,启发市场主体观念的工作基本完成。新一轮电改各项工作中唯一仍在筹备状态的就是电力现货市场建设。通过第一阶段各项工作的探索,越来越多的人逐渐认识到电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开等工作的深入需要以电力现货市场建设为基础,电力现货市场建设将成为新的市场运营机制(电力系统运行机制)能否发生质变的“门槛”。下一阶段,推动电改各项工作的深化关键就在于电力现货市场建设能否有质的突破。

  一、电力现货市场的本质

  电力现货市场用于发现电力价格并引导电力资源配置观念被大多数人认同。通俗地讲,电力现货市场的本质是电力调度机制(电力系统运行机制)的革命。将电力现货市场视为仅开展电力现货交易平台的看法是狭隘的,因为电力现货市场环节形成的电能量是能够使用电能量的全部,并非通常所讲的“补充”,电力现货市场形成的电能量有两类,一是中长期合同的现货交割(实物或财务责任),二是中长期合同没有覆盖的现货电量交易。任何商品的买卖都是从现货开始,任何商品只有转化为现货才能够被使用,发挥商品的使用价值。无论用户通过中长期交易买了什么产品,都会在中长期合同中约定,什么时间和地点,进行中长期合同的现货交割。例如,餐馆购买西红柿,无论合约签订多久、购买量有多大,都要约定每天或每隔几天某一时间要送多少货到餐馆,这种“定时定量”送货的行为就是西红柿中长期交易的现货交割,只有到了餐馆的西红柿现货才能被加工成各种基于西红柿现货食材的菜肴。电力不能大规模存储和潮流在网络中分配按照物理规律的特性,使电力中长期合同覆盖电量的现货交割和没有电力中长期合同覆盖电量(电力现货交易量)的现货交割必须在电力调度的指挥下进行,需要电力调度统一指挥进行现货交割实质上是电力特殊商品属性的具体表现。

  在计划体制下,电网企业垄断购电和售电业务,发电企业将电网代理的全部用户视为“一个用户”,价格主管部门按照某一类发电企业的平均成本(时序和位置电价交叉补贴)核定上网电价,按照某一类用户的平均用电成本(时序和位置电价交叉补贴)核定销售电价,电力调度根据电力系统的需要组织发电企业进行计划机制下的“电力现货交割”,因此发电企业仅仅知道一年中自身会获得多少发电量,并不知道何时何地进行现货交割,而是由电力调度机构在满足安全约束的前提下“自由安排”交易双方的发用电行为。因此,计划模式下发电企业和用户通常从政府获得的不是电力商品,而是政府分配的“电力商品指标”。同时,计划机制产生了由于独买独卖环境下特有的辅助服务——调峰。

  在市场机制下,“多卖多买”的格局形成后,发电企业与用户(主要是售电公司)的中长期交易合同不仅需要约定电量,还要和西红柿的现货交割一样,约定现货交割的功率曲线,并且约定现货交割的地点。发电企业可以选择实物交割(自己生产)或交割财务责任(购买其他发电企业产品进行现货交割)。因为“自己的孩子自己抱走”,用户什么样的用电功率曲线,发电企业就有责任提供什么样的发电功率曲线,电力市场内就不存在调峰这种辅助服务。电力调度机构不再拥有“自由安排”电力生产的权力,而是要按照交易各方的意愿,在安全约束下组织进行中长期交易的现货交割(实物或财务责任),对于中长期合同没有覆盖的部分组织进行电力现货交易。同时在电力现货市场中,不同类型、不同效率的发电主体还会根据自身成本的情况通过市场运营机构(电力调度机构或交易所)进行替代发电。上述电力调度机构根据市场主体意愿组织电力现货交割、电力现货交易和发电替代的环节,就是电力现货市场。

  众所周知,电力调度机制是电力系统运行制度的核心,电力现货市场对电力调度机制“革命性”的影响,必然会对其他电改内容产生直接的影响。

  二、电力现货市场对其他电改任务的基础性影响

  电力现货市场机制和计划调度机制对电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开等工作提出的要求差别很大。在电力调度计划体制没有发生改变的情况下(计划运行机制的边界条件不改变),电力直接交易(发用电计划放开)、输配电价核定、售电业务放开等工作在实践中只能适应电力调度的计划体制,而无法实现适应现代电力市场的要求,造成部分工作事倍功半,甚至有可能与电力现货市场建设的要求相左。

  (一)电力现货市场对电力中长期交易的影响

  目前,各地现行的市场机制是“传统计划调度+电力直接交易+优先发电计划”,即政府分配发电计划改为分配优先发电计划和通过直接交易分配放开的发电计划,电力调度的计划机制不变。其中,优先发电计划与原有计划模式基本一致,运行部门分配指标后,发电企业与电网企业签订厂网间购售电合同;放开的发电计划通过电力直接交易(以核定电价为参考降价多者得)确定各发电主体承担的份额。目前,无论是厂网间购售电合同,还是电力直接交易合同,仅确定月度的大致电量,并不和前文提到的西红柿合同一样约定现货交割的时间地点(用户地点),由电力调度机构统一按照原有发电指标执行方式进行。建立电力现货市场后,厂网间购售电合同和电力直接交易合同作为电力中长期交易合同,主要作用都是避险或锁定收益,合同中均要约定交割时间、交割地点等现货交割方式;对于上述合同未覆盖的电量,则进行电力现货交易,以电力现货价格结算。用电量相同但用电功率曲线不同的用户将获得不同的电价,不同接入位置的用户也将获得不同电价(由于网络约束或系统约束),目前的电力直接交易仅以量定价的思维方式将发生根本的改变。同时,核定电价将不再是“影子价格”,电力现货市场价格的预期将成为电力中长期交易的参考价格。

  (二)电力现货市场模式和范围的选择对输配电价核定的影响

  按照9号文件的配套文件规定,电力现货市场在我国分为类似美国的集中式市场和类似于英国的分散式市场。美国市场通过发电侧的节点电价反映位置信号,输电价格不再考虑位置信号;英国发电侧采用区域电价,但是通过“点费率”法核定输电价反映位置信号。由于我国幅员辽阔,各地电力系统特点不一,很难全国各地选择同一种模式,因此在各地电力现货市场模式选定前,难以确定是否在输电价格中体现位置信号。其次,由于中长期交易的主要任务是锁定收益或规避风险,只要能够起到这样的作用,中长期交易的市场范围并无一定限制,但是电力现货市场的地理范围受交流网架、系统运行习惯、技术支持系统搭建难度等因素限制存在最优地理范围(经济范围)。输配电价无论按照一个市场一张网(即一票制)核定,还是分省核定,将省间联络线成本计入各省输电价,都要看该现货市场的范围包含了哪些省,而不是有线路连接就要考虑包括在内。

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