视角|广东为什么坚持推动集中式现货市场？

2017-09-30 10:31:26 南方电力观察者　点击量：评论 (0)

8月28日，国家发展改革委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源﹝2017﹞1453号)，明确提出选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试

8月28日，国家发展改革委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源﹝2017﹞1453号)，明确提出选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，加快组织推动现货市场建设工作。

较早时候，南方电网印发《南方区域电力现货市场建设工作方案》，明确提出2017年底前，完成广东集中式现货市场交易规则、技术支持系统需求编制和构架搭建。2018年底前，完成技术支持系统功能开发、相关制度建设和人员配置等准备工作，现货市场具备试运行条件。

广东为什么坚持推动集中式现货市场?

今天，小编带领大家来捋一捋相关数字

现货市场主要模式

截至目前，国际社会比较成熟的现货市场主要分为两种模式：

一种是英国分散式。以中长期物理合同为主，市场主体自行确定供需要求，还有空间的，通过现货市场进行偏差调整，中长期物理合同和现货市场交易结果作为调度机构执行依据。

一种是美国PJM集中式。以中长期金融合同搭配现货市场为主，中长期金融合同作为结算依据，目的是抑制价格波动的风险，现货市场采用全电量集中竞争的方式，交易结果作为调度机构执行依据。

两种模式各有利弊。分散式以签订物理合同为主，发电计划由中长期市场约定曲线和现货市场成交曲线叠加形成，集中式以签订金融合同为主，发电计划由现货市场成交曲线形成。分散式流动性强，交易规则简单，对市场主体和电网的成熟度要求非常高，集中式效率更高，能够较好体现时间和空间价值，有利于整体经济优化调度，交易规则复杂，市场力监控难度大，价格存在大幅波动的风险。

输电阻塞根本原因

输电阻塞指市场主体需要的输送服务要求超出电网的实际的输送能力。

在集中竞争交易前，调度机构会对可能存在的输电阻塞作出详细说明，包括主要边界条件、不同方式下电网约束问题、发电企业电量上下限测算结果等。发电企业电量上下限测算结果作为交易中心撮合结果的主要依据之一，意味着发电合同电量转让、集中竞争交易将受到市场参数以外的约束。

相比江苏、浙江等省市，广东用电负荷70%集中于珠三角地区，只是环境承载能力接近极限，珠三角地区不再允许建设发电企业，更多的选择在粤东、西、北地区。此举自然带来不少问题，在经济发展相对落后的粤东、北地区，由于装机容量远远超出消纳水平，加上小水电资源丰富，大部分发电企业需要通过输电线路送往珠三角地区，经常发生送出受限也就不足为奇。在中山、珠海地区，各大发电集团相继建设一批燃气机组，由于相关配套的电网规划无法跟进，仍然可能送出受限。在经济发展相对先进的佛山、东莞、惠州地区，由于用电负荷集中和供地紧张，建设变电站和线路非常困难，相关发电企业经常网络顶峰。

经过观察者统计，2017年2-9月份，相关网络顶峰发电企业电量下限512.00亿千瓦时，剔除基数电量312.40亿千瓦时、双边协商电量169.78亿千瓦时，集中竞争所需顶峰电量85.95亿千瓦时。

例如，不考虑发电合同电量转让，某一送出受限发电企业电量上限3亿千瓦时，基数电量1亿千瓦时、双边协商电量1亿千瓦时，剩余电量上限1亿千瓦时，即使发电成本非常低，最多成交集中竞争电量1亿千瓦时。某一网络顶峰发电企业电量下限3亿千瓦时，基数电量1亿千瓦时、双边协商电量1亿千瓦时，剩余电量下限1亿千瓦时，即使发电成本非常高，最少成交集中竞争电量1亿千瓦时。

输电阻塞直接后果

(1)压榨市场电量上限

根据《广东电力市场交易基本规则(试行)》，发电企业市场电量上限=发电企业有效装机容量×市场用户需求电量/B类机组有效装机容量×(K0-K1×(发电企业煤耗-全省煤耗)/全省煤耗)，K0是供需系数，体现供需情况，K1是煤耗系数，体现节能低碳。

不难看出，发电企业市场电量上限主要受到自身检修计划和K0的影响，其中K0是交易中心优先出清顶峰电量、热电联产强制成交电量和剔除受限电量，通过控制竞争强度推算而来。但是，经过双边协商市场的放大作用，集中竞争市场的竞争强度远比想象激烈，这是统一出清价差曾经低至-145.5、-189.45厘/千瓦时的原因之一。

在政府部门意识到问题的严重性后，2017年4月份，开始通过控制竞争强度推算K0，K0相比1.25自然降低不少，部分发电企业市场电量上限也就被压榨很多。

(2)差别调整基数电量

根据《广东电力市场交易基本规则(试行)》，在集中竞争交易前，调度机构需要根据非市场用户需求电量和A类机组基数电量，对B类机组基数电量分月计划进行等比例调整，确保基数电量和非市场用户需求电量相匹配。

随着迎峰度夏用电负荷的节节攀升，局部薄弱环节出现网络顶峰和送出受限的情况就会更加严重，甚至存在集中竞争需求电量无法满足顶峰电量和强制成交电量的可能，导致集中竞争交易不能顺利开展，短期可以预见的是偏差结算、用户结算、偏差考核无法实施。

2017年7月份，市场用户需求电量104.20亿千瓦时，其中双边协商电量76.00亿千瓦时，集中竞争需求电量28.20亿千瓦时。发电企业集中竞争所需顶峰电量19.72亿千瓦时，由于恒运、东塘乙等8家发电企业集中竞争电量上限无法满足供热所需电量，选择以强制成交的方式参加交易，强制成交电量3.80亿千瓦时，剔除顶峰电量和强制成交电量，实际供需比高达1.65，统一出清价差回落至-115厘/千瓦时。

为解决顶峰电量过于突出的问题，调度机构发布《2017年8月份广东中调机组基数电量计划》、《2017年9月份广东中调机组基数电量计划》，对集中竞争所需顶峰电量较大的发电企业，予以适当倾斜基数电量。

(上述数据不考虑瑞明、达兴等)

(3)控制集中竞争市场

根据《广东电力市场交易基本规则(试行)》，发电企业顶峰电量允许参加市场报价和排序，即无论申报-450厘/千瓦时，还是申报-45厘/千瓦时，交易中心都会优先出清顶峰电量，按照统一出清价差进行结算。

2017年5月份，需要相关网络顶峰发电企业26家，电量下限42.36亿千瓦时，剔除基数电量、双边协商电量，集中竞争所需顶峰电量9.93亿千瓦时，还有强制成交电量1.49亿千瓦时，合计电量11.42亿千瓦时，占到集中竞争需求电量30.8%，然而，出局比例只有33.6%。在此情况下，一旦相关发电集团稍加操作，基本可以控制集中竞争市场。

随后，省经济和信息化委印发《关于明确2017年集中竞争交易有关事项的通知》(粤经信电力函﹝2017﹞104号)，明确2017年6月份，对于发电企业顶峰电量部分，不允许参加市场报价，优先出清，对于集中竞争电量上限超出顶峰电量部分，允许参加市场报价。

(4)难以体现三公调度

根据《广东电力市场交易基本规则(试行)》，发电企业发电计划由基数电量、双边协商电量、发电合同电量转让和集中竞争电量等组成，调度机构必须严格按照调度规则进行执行，将发电计划完成进度控制在合理水平。

只不过，由于用电负荷稳定性差、经常收到台风等极端影响、西电东送规模大和输电阻塞严重，安全校核边界条件不确定因素较多，导致安全校核结论与完成进度存在一定偏差。换句话说，即使通过安全校核，完成进度也可能相差甚远。

经过观察者统计，2017年1-8月份，B类机组发电计划完成进度普遍介于86.9-108.3%，其中1月份偏高主要是阳江核电推迟投产，5月份偏低主要是西南水电增送较多。另外，最高完成进度和最低完成进度的差距高达62.7%，难以体现三公调度。