我國電力現貨市場建設及發電企業應對建議

2020-01-06 09:49:24 能源新時代 作者:管中窺豹2020  點擊量: 評論 (0)
自2018年8月底廣東電力現貨市場啟動試運行開始,到2019年6月底蒙西電力現貨市場啟動模擬試運行為止,首批8個現貨試點省區均開展了試運行結...

自2018年8月底廣東電力現貨市場啟動試運行開始,到2019年6月底蒙西電力現貨市場啟動模擬試運行為止,首批8個現貨試點省區均開展了試運行結算。從市場規則設計和市場運行情況看,電力市場建設盡管取得一定成效,但還存在諸多問題和亟待完善頂層設計的地方。對發電企業而言,應對現貨市場還需加強內功修煉,深入開展研究工作,加大軟硬件投入以更好地適應電力市場競爭需要。

(來源:微信公眾號“能源新時代” ID:newenergyera 作者:管中窺豹2020)

一、現貨市場建設情況

(一)8個試點省區現貨規則主要特點

1、市場模式

從市場模式看,既有采取分散式的省區也有采取集中式的省區:

分散式:8個試點省區中采取分散式市場的有福建、蒙西,中長期交易合約電量均分解到日曲線進行物理執行。其中,福建采取固定典型曲線分解,蒙西采用負荷側典型曲線分解。

集中式:廣東、山東、浙江、甘肅、山西、四川6省區現貨市場模式采取集中式,中長期交易合約轉為金融性質,僅作為結算依據。其中,政府授權合約等優先發電電量在山西、四川、甘肅3省物理執行,其余省區采用差價合約結算。

2、現貨電能量市場

(1)市場空間:8個試點省區對省內現貨市場空間進行了規定:①中長期市場,省間交易優先組織、優先出清,結果作為省內市場的邊界條件;②現貨交易中,山西、四川、甘肅規定省內日前現貨市場預出清,確定省內開機方式和發電預計劃,在此基礎參與省間交易,省間交易優先安排并結算。

(2)申報方式:發電側均按出力區間非遞減報價;用電側福建、甘肅、蒙西不參與報量報價,其他省區僅報量均不報價。

(3)價格出清機制:8個省區均采取“集中競價、統一出清”方式,但出清模型各不相同。發電側電價出清機制在福建、蒙西、四川3省市場采取系統邊際電價出清,廣東、浙江、山東、山西4省市場采取發電側節點邊際電價。用戶側電價出清機制在山西、山東、浙江、廣東4省市場采取用戶側節點加權平均電價,福建、蒙西2省用戶不參與市場報價,四川市場用戶接受日前出清電價,甘肅市場用戶按分區邊際電價最高價進行結算。

(4)出清周期與限價:浙江市場日前采取30分鐘為一個出清時段,實時市場5分鐘為一個出清時段;其他省區日前和實時市場均以15分鐘為一個出清時段,其中,蒙西設置了4小時一個交易時段,15分鐘一個出清時段的日內市場。

8個省區均對現貨市場申報價格或出清價格進行限價。

我國電力現貨市場建設及發電企業應對建議

(5)關于新能源、水電、核電等電源類型參與方式

8個省區根據裝機結構分別對新能源、水電、核電、儲能機組和供熱機組的市場參與方式提出了規定。

8個省區各類機組參與市場情況。

 

我國電力現貨市場建設及發電企業應對建議

(注:Ο表示參與,×表示不參與,-表示無此類電源)

山西:供熱機組、必開機組最小出力以下部分不參與市場,水電、抽蓄、燃氣、煤層氣和自備機組不參與市場,新能源優先出清,只申報96點發電預測曲線不申報電價;

山東:供熱機組、單一電價儲能機組和自備機組有條件參與市場,核電參與市場;

浙江:統調水電可參與市場,新能源不參與市場;

福建:核電、水電、風光電、抽蓄、燃氣和自備機組不參與市場;

四川:棄水期,僅水電參與現貨電能量市場,非棄水期,僅火電參與現貨電能量市場;

甘肅:水電、新能源特許權及扶貧機組不參與競價,作為價格接受者參與現貨市場,不報價格優先出清;

廣東:A類機組不參與現貨市場(風、光、水、核、地調);

蒙西:水電、抽蓄、自備電廠不參與現貨市場。

3、輔助服務市場

8個試點省區除了蒙西外均開展了輔助服務市場,市場主要交易品種有調頻、深度調峰、備用。山東、福建、甘肅區域調峰市場優先出清,作為省內市場邊界。

調頻:除蒙西外,各省調頻市場均采用“集中競價、統一出清”方式。山西、山東在運行日機組組合確定后單獨開展調頻市場,且規定參與調頻市場的機組不能參與能量市場(含深度調峰);

浙江采取省內調頻、短期備用與現貨市場聯合優化出清方式;四川、甘肅與電能量市場分別優化、獨立出清;廣東與電能量市場分開出清,調頻市場出清后修改機組出力范圍,參與電能量市場。福建調頻市場單獨開展,實時平衡市場系統平衡由調頻機組負責,調頻機組不參與實時平衡市場交易。

深度調峰:山西、甘肅和福建設置了深度調峰市場,采用“集中競價、統一出清”方式,山西風火深度調峰與現貨市場聯合優化出清,需啟動深調市場時,依據日前市場出清結果安排火電依次深調,新能源等比例增發;甘肅則分別優化、獨立出清,火電機組50%出力以下部分參與深調市場競價,減少出力按照現貨價格與增出力新能源發電權交易。福建為“集中競價、獨立出清”方式,深度調峰僅火電機組參與,按照60%出力以下按報價與下調容量乘積給予補償,啟停調峰有火電、單機5萬千瓦及以上水電機組參與,滿足啟停次數要求后根據日前啟停調峰報價按臺次補償。

備用:浙江、四川設置了備用市場。浙江短期備用市場與現貨市場聯合優化出清,交易品種有10分鐘備用和30分鐘備用;四川特指燃煤火電短期備用市場,與電能量市場分別優化、獨立出清,根據日前報價競爭結果,按PAB方式結算。

4、交易結算

8個試點省區主要交易結算方式根據交易類型確定,基數電量(優先電量)均根據政府批復的上網電價結算;

山西、山東、四川、甘肅、廣東、蒙西:①中長期交易按照合同約定價格結算;②日前市場出清曲線與中長期交易曲線之間的偏差,按照日前市場出清結算;③實際執行曲線與日前交易曲線之間的偏差,按照實時市場價格結算。

福建的交易結算具有一定特殊性:①中長期交易按照合同協商價格結算,同時,進入現貨市場的基數日分解電量與實際交易電量之間的差量根據批復上網電價和現貨市場交易價格的差價進行結算。②實時平衡機制結算,機組調節服務根據實際上調(下調)電量與上調(下調)邊際價格結算,還需要減去考核費用和分攤費用。

(二)各省區現貨市場首次試運行情況

1、廣東:廣東電力現貨市場運行按照模擬運行、結算試運行、正式運行三個階段推進。2018年8月31日啟動南方(以廣東起步)電力現貨市場模擬運行;2019年5月和6月,開展了兩次電力現貨結算試運行。平均出清價格約0.3元/千瓦時,比煤機標桿上網電價低0.15元/千瓦時。

試結算情況:10月18-19日開展現貨環境下中長期市場交易和21-27日開展為期一周的現貨結算試運行,發電側最高申報價格0.8元/千瓦時、最低申報價格0元/千瓦時、平均申報價格0.428元/千瓦時。但由于結算試運行期間電力供需寬松,大部分電量已由中長期合同鎖定等原因,出清價格普遍偏低。日前、實時最高出清價格分別為0.895元/千瓦時、0.92元/千瓦時(低于出清價格上限1元/千瓦時)、最低出清價格均為0.07元/千瓦時、平均出清價格分別為0.256元/千瓦時、0.247元/千瓦時,明顯低于煤機標桿上網電價0.453元/千瓦時(含脫硫、脫硝價格)。

2、山西:在8月份開展了調電不結算試運行;9月1日開展了日結算試運行;9月18-24日,開展連續7天現貨市場結算試運行。

結算試運行情況:發電側火電企業日均報價271.08-290.60元/兆瓦時;日前市場出清價格范圍0-300元/兆瓦時,平均價格165.34元/兆瓦時;實時市場出清價格范圍0-330元/兆瓦時,平均價格169.12元/兆瓦時,日均價在153.35-189.02元/兆瓦時。

3、甘肅:2018年12月27日啟動試運行,2019年6月14日進行了日前現貨市場出清結果試調度,7月17日開始實時市場試調度,9月20-26日開展結算試運行調度。

結算試運行情況:所有市場主體均參與市場申報?;痣妶髢r集中在210-360元/兆瓦時,光伏報價集中在50-140元/兆瓦時,風電報價集中在50-200元/兆瓦時,日均報價110-124元/兆瓦時。日前市場出清價格范圍50-316元/兆瓦時,實時市場出清價格范圍50-360元/兆瓦時,7日均價在96-217元/兆瓦時范圍內波動。

4、浙江:2019年9月18-19日順利開展調電試運行,9月20-26日圓滿完成首次連續7天結算試運行。

試結算運行情況:7天試結算期間煤機日均報價287-331元/兆瓦時之間,燃機日均報價在679-716元/兆瓦時之間。出清價格與浙江省火電邊際發電成本接近,日前市場日平均價格在252.93-286.55元/兆瓦時之間,實時市場日平均價格在243.5-280.54元/兆瓦時之間。日前與實時市場出清價格偏差較小。

輔助服務市場情況:調頻輔助服務市場容量需求100萬千瓦,調頻日最高價格為1648.28元/兆瓦。

5、四川:2019年9月26-30日開展連續5天調電試運行,其中2天開展連續結算試運行。

受豐水期供需形勢影響,日均低谷供需比4.31、日均高峰供需比2.29,現貨市場結算試運行發電側均價偏低,水電出清價格基本為“地板價”(最低值為0元/兆瓦時,最高值為40元/兆瓦時)。

6、福建:2019年9月21-27日開展了連續結算試運行。

試結算情況:市場平均出清價格373.13元/兆瓦時(較火電標桿電價約低20元/兆瓦時),最高出清價格平均為397.86元/兆瓦時,最低出清價格平均為328.29元/兆瓦時。

7、山東:2019年9月20-26日,山東電力現貨市場組織開展了連續結算試運行。

試結算情況:發電側日均報價299.50-339.92元/兆瓦時;日前市場出清價格在67.5-462.3元/兆瓦時之間,日均價格在279.38-391.02元/兆瓦時之間;實時市場出清價格在0-504.6元/兆瓦時之間,日均價格在237.55-400.75元/兆瓦時之間。

總平均結算電價389.05元/兆瓦時,相對標桿電價394.9元/兆瓦時下降5.85元/兆瓦時,較現有中長期電力交易結算價格高1.34元/兆瓦時。

8、蒙西:2019年6月28日啟動模擬試運行,9月21-27日開展連續7天結算試運行?;痣娰u出報價主要集中在130-300元/兆瓦時,買入報價主要集中在0-175元/兆瓦時。

試結算運行情況:日前市場出清價格最高999元/兆瓦時,最低147.5元/兆瓦時,平均價格為160.71-297.72元/兆瓦時。實時市場最高出清價格1000元/兆瓦時,最低出清價格為0-260.25元/兆瓦時,平均出清價格為238.90-526.35元/兆瓦時。

發電側中長期合約平均價格235.7元/兆瓦時,試運行期間蒙西供需形勢較為緊張,現貨交易結算平均價格327.3元/兆瓦時,較中長期合約價提高91.6元/兆瓦時。21-27日現貨交易最高結算電價421.0元/兆瓦時,最低結算電價151.8元/兆瓦時。其中,日前交易最高結算電價283.8元/兆瓦時,最低結算電價150.0元/兆瓦時,平均結算電價214.3元/兆瓦時;日內及時實交易最高結算電價1000.0元/兆瓦時,最低結算電價55.7元/兆瓦時,平均電價318.2元/兆瓦時。

二、現貨市場運行存在的問題(刪節版)

(一)現貨市場規則設計過于復雜。從規則本身看,省級特色太過明顯,國家對現貨市場規則缺乏統一頂層設計,各省區規則設計過于復雜,在雙軌制運行中差異較大。

(二)現貨市場短期試運行無法體現現貨市場真實價值,市場還有待完善。由于市場供需總體寬松,大部分發電企業為兌現中長期合同、爭取現貨市場電量,報價采取短期邊際成本,導致現貨價格大幅低于中長期合同價格。

(三)現貨市場運行相關機制不完善。

一是中長期合約曲線分解與現貨交易調節偏差的問題。

二是新能源參與市場的問題。

三是是技術支持系統不夠完善導致出清時間較長。

四是不平衡資金問題突出。

五是其他一些列問題。

(四)輔助服務市場與電能量市場、兩個細則考核間的銜接問題

一是輔助服務市場尚不能與現貨電能量市場協調銜接。

二是“兩個細則”考核是計劃體制下對輔助服務的相關補償、考核機制,與現貨市場相關規則存在交叉重復考核。

(五)擱淺成本沒有市場回收機制。

由于電力市場化不斷深入,中長期+現貨市場連續運行,通過市場優化資源配置將導致部分機組可能長期無法參與電能量市場競爭,且當前缺乏容量市場機制解決電源投資成本回收問題。

(六)現貨市場試結算運行過短,無法完全檢驗現貨市場作用。

(七)應對現貨市場的人才儲備和培養不足

三、現貨市場對發電企業的影響(刪節版)

一是現貨市場的模式對發電企業的生產經營帶來革命性的變化?,F貨模式使得發電機組的發電時間、發電出力、啟停機全部取決于日前和實時市場的出清結果。與傳統運營模式相比,機組運行方式的可預測性、計劃性均發生變化。

二是現貨市場價格嚴重偏低,影響2020年年度合同的簽訂和市場開拓?,F貨市場試運行嚴重偏低的價格,給電力用戶不準確的價格信號,導致對市場價格不合理預期,進一步加大價格下行壓力,可能導致中長期合同簽訂比例過低,削弱中長期合約對沖風險的能力。

三是輔助服務費用提高導致新能源成本分攤增加。目前,輔助服務成本過多在發電企業之間分攤,現貨市場輔助服務成本沒有完全從用戶側疏導,增加新能源企業經營壓力。

四是對發電企業的管理水平提出更高要求?,F貨市場運行模式,要求市場主體具有完善的內部管理機制和管理流程。

四、發電企業應對策略建議(刪節版)

按照連主任對現貨市場建設提出的“穩、試、清、慎”要求,發電企業應主動應對現貨市場,完善體制機制和運營模式,充實隊伍、加強研究,推動市場競爭力的不斷提升。

一是完善營銷體制機制,適應市場改革需要。隨著電力市場化改革的不斷深入,發用電計劃全面放開、電價形成機制改革,市場化交易品種逐步豐富,交易模式逐步轉變為批發、零售、服務市場以及未來的金融市場。電力市場體制的改變要求必須對營銷體制機制進行調整完善,提升競爭力。

二是參與市場交易規則的完善和銜接工作。發電企業要參與試點省區加強交易規則和省內、省間市場研究,總結試運行期間存在的問題,積極參與各省交易規則的完善修訂工作,推進市場公平有效運行。

三是做好中長期交易和現貨市場銜接和價格策略制定?,F階段要加強中長期交易合同簽訂的研究工作,價格機制要能夠彌補固定投資成本、資金成本和滿足利潤需要。做好與現貨市場報價策略的銜接和市場報價競爭。

四是積極推進容量市場的建設研究工作。開展電源固定成本的市場回收機制的研究,更貼近現貨市場以邊際成本報價、中長期交易規避風險、容量市場回收投資的市場架構。

五是高度重視市場結算和風險管理工作。未來一旦開辟金融輸電權等電力金融衍生交易,通過電網交易中心以外的場外結算業務也將出現,傳統的交易結算模式將徹底改變,結算風險和用戶違約風險將隨之上升,風險防范需從市場交易到結算到賬全流程管控。

六是建立監測數據庫,做好市場競爭支撐工作。作為優化配置各類電力資源的有效手段,應對現貨市場,需要從意識、制度、規則、人力、平臺等方方面面的支撐與探索。

原標題:關于現貨市場建設和發電企業應對建議

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責任編輯:葉雨田

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