为什么说“无现货不市场”？（值得收藏哦）

2018-09-06 17:36:56 晶见　点击量：评论 (0)

不论是国内还是国外，电力工业曾经都是在输发配一体化的体制下运营的，即发电、输电和供电是以一个统一的实体面对电力用户完成电力生产、传

不论是国内还是国外，电力工业曾经都是在“输发配”一体化的体制下运营的，即发电、输电和供电是以一个统一的实体面对电力用户完成电力生产、传输和销售。以美国为例进进行比较，国内外一体化运营的区别在于：①国内主要以行政省（区）划分的电力公司为实体；美国则是以电网结构分割形成各类电力公司（Utilities）。②国内电力系统运行对发电负荷并不完全按照全网发电成本最小化的原则进行机组组合和经济调度分配，而是兼顾新老电厂的利益分配；美国一体化电力公司则是遵循最优机组组合和等微增经济调度安排发电计划。③国内供电电价不仅完全受计划管制，并且工业、商业、农业和居民电价采用交叉补贴的电价政策；美国电力公司供电价格则是按照全网边际发电成本加核定利润额度确定用户电价，不存在交叉补贴。

电力工业作为将一次能源转换为电能的能源加工工业，其改革一体化运营体制的目标主要有三：①在发电和配售电侧引入竞争机制，大范围优化配置资源，提升电力系统的运行效率，降低单位供电的一次能源能耗水平，拉动电力下游工业发展。②建立合理的、能够比较准确地反映不同时间不同地点的供需关系的电能量批发价格机制，实现一次能源价格与电能价格正相关传导关系，正确引导电源投资和电网规划建设，促进电力工业自身的健康发展。③根据电网的构架和电源、负荷的分布，建立与电能量价格机制相协调的合理的辅助服务调用或分摊的价格或补偿机制，优化系统安全成本。

电力市场化是实现电力工业改革目标的手段。电力市场化需要构建批发售电和购电的市场主体，那必须先在体制上对输发配三个环节进行分离，也就是要进行“厂网分离”和“输配分离”。电力工业这三个环节具有经济学特征，输电环节属于规模经济，其运营的边际效益无法在短期内覆盖其固定成本投资；发电和配电环节属于非规模经济，多数市场主体的边际效益能够在合理的期限内完成投资回报。因此，对输电环节进行管制的同时放开发电和配电两侧是电力市场化的基本思路。

那么，什么样的市场模式能够实现上述电力工业改革的三个目标呢？

首先，为了实现大范围资源优化配置，就必须建立区域电力市场。所谓区域电力市场是以电网构架和电网互联的紧密程度为标准确定区域市场的范围，而不是以行政省（区）为单位来规划市场。对于我国来说，就是要打破省际垄断实现电力资源跨省（区）优化配置，充分优化火电、水电和其他清洁能源，通过市场机制实现多能互补，从而达到降低全网单位供电的能耗水平的目的。

其次，建立时间和地点两个维度的电价机制。价格是产品供需状况的信号。由于电力用户用电需求（负荷）存在多个时间周期变化的特点，因此电价肯定是随着时间变化实时变化的。另外，由于在同一个电网中电源和负荷分布不均匀，加之输电环节存在一定的瓶颈，故而不同地点（窝电地区和负荷中心）的电力供需状况不同，需要用不同的电价来反映不同地点的电力供需关系。

再次，由于电力消费的特殊性，只有发电和用电达到精准实时平衡才能维持电网运行的频率，因而为了保证电网持续稳定运行，必须建立合理的电力辅助服务调用和分摊机制，包括各类各级备用、无功补偿、黑启动等。

显而易见，只有通过电力现货交易的市场模式才能实现上述电改的三个目标。以日前和实时集中竞价为基础的现货交易是现货市场的主要模式，即通过日前市场对下一个自然日分时段有功功率的购售电双向交易形成分时段分节点成交计划，并以此为下一个自然日的调电计划，再通过实时市场完成以实时平衡为目标的增量或减量竞价交易。与此同时开展日前和实时以旋转、非旋转和调频备用为主的辅助服务单向交易。电能量和辅助服务竞价统一出清，完成机组组合、经济调度和最优潮流三个层面的优化，产生满足所有机组运行约束、网络瓶颈约束、安全约束和可调电执行的发电计划。

现货市场在以下几个方面有别于我国当前在各省区开展的各类“市场”（暂称“现行市场”）。由此我们可以理解为什么说现行市场并非真正的“市场”，即“无现货不市场”。

1.现货市场交易的标（或成交结果）是分时段（15分钟至1小时）的日前和实时的有功功率曲线；而现行市场交易的是年度、月度、周或日的电量额度。对于发电侧来说，现货市场的中标结果即为发电计划，通过中标的有功功率和市场出清电价可以准确地计算出发电变动成本和边际效益；而现行市场通过成交的电量额度无法准确计算发电成本和效益，因为同样的电量额度可能对应多种调度实现方式。也就是说，发电侧在完成一笔现行市场交易之后、调电之前，无法准确评估这笔交易的市场效益，是由于其中还存在一个非市场的电量分解调度的环节。

2.现货市场的市场出清结果可以产生时间和地点（节点）两个维度的市场电价，能够准确反映分时分地的电力供需关系；而现行市场的成交结果无法反映年度、月度等交易周期内实时电力供需关系，也无法给出窝电地区和负荷中心应有的差别电价。任何不能准确反映供需关系的市场不是真正的“市场”，对供需两侧无法形成正确的市场引导作用。

3.现货市场是以电网互联的紧密程度划分市场边界的，目的是在最大范围实现资源优化配置，尤其是水火互补；而现行市场均以行政省（区）分割划分市场，虽然也存在所谓跨省跨区电量交易，但无法真正做到在实时层面资源的充分优化配置，省（区）之间各种人为的壁垒会导致像一边火电猛发，一边水电弃水的情况发生。

4.现货市场的电价机制是在满足网络约束的前提下最后中标的一兆瓦出力的发电报价为市场出清价（节点电价）。面对这种电价机制，发电侧只有严格按照机组边际成本报价才是市场效益最大、风险最小的报价策略。换句话说，这种电价机制可以自然地驱使发电报价与发电变动成本保持高度一致。因此现货市场出清优化表面上是优化了发电报价，而实际上优化了发电成本，从而实现了优化配置资源的市场初衷。在现货市场中，因为发电侧竞争的是变动成本（燃耗+燃料价格），所以不同装机、不同燃耗水平的机组占据市场份额的差距会明显拉开，从而形成优胜劣汰的良性市场格局。回到现行市场中，由于当前特殊的零售电侧体制，占据主要电量份额的长期协商交易多半是优先在同一个发电集团内部的电厂和售电公司之间成交，电厂之间无法形成完全以变动成本为基础的竞争态势，也就不可能实现真正意义上的资源优化配置。

综上所述，我们可以看出，从现行市场走向现货市场并不是大家通常理解的简单的市场模式的升级，而是整个电力营销方式颠覆性的变革，是从“非市场、假市场”走向真正的“电力市场”。现货市场将颠覆几十年来发电侧电力营销的基本理念和思路，这必将带来发电企业经营管理模式的根本性变化。