推动构建适应新型电力系统的市场体系

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议明确提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”，同年11月24日，中央全面深化改革委员会审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确了能源电力领域发展方向、发展目标和发展路径。

 

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：洪绍斌）

 

实现碳达峰、碳中和目标，需要不断推进电力市场建设和体制机制创新，不断完善电力市场机制、运行机制、价格机制，发挥好市场配置资源的决定性作用，加快建设适应新能源快速发展的统一开放、竞争有序的电力市场体系。在推动构建适应新型电力系统的市场体系过程中，需要重点做好三方面的工作，即充分发挥售电公司在电力市场建设中的作用，建设适应新能源的新型电力市场和积极平稳推进电力现货市场建设。

 

充分发挥售电公司在电力市场建设中的作用

 

“中发9号文”中一个最大的特点是“管住中间、放开两头”，从而增加了售电公司这一角色，彻底打破了电网公司长期在售电领域的垄断地位。通过这种方式确实引进了竞争的主体，但是从这几年的实践情况看，当前我国售电公司主要面临两个方面的问题。

 

一是技术水平参差不齐、抗风险能力差。据不完全统计，在全国已成立的上万家售电公司中，有60%的售电公司未进入市场，没有开展过实际业务。个别售电公司冲动入市，缺乏专业人员和技术能力，抗风险能力差，经不起市场的“风吹草动”。尤其是2021年，受煤炭价格持续高位运行影响，年度交易价格“批零倒挂”，售电公司亏损严重。截至2021年12月，江苏省已有19家售电公司退市。

 

二是售电公司业务模式过于单一，同质化竞争严重。目前售电公司主营业务是电力销售，收入来源于购售电差价，电力增值服务远未形成有效的商业模式，甚至引发了通过降价来获取市场的恶性竞争。以江苏省为例，除了海澜电力等极少数售电公司在综合能源服务领域进行全面布局，其他售电公司基本停留在电力销售业务层面，同质化竞争严重，2018～2021年平均签约价差逐年降低。

 

充分发挥售电公司在电力市场建设中的作用，要注重引导售电公司向综合能源服务商转型，更好地发挥其在规避市场风险、提高市场效率、引导节能服务、促进新能源发展等方面的积极作用。

 

一是帮助用户规避市场风险。随着电力市场建设的深入推进，电力交易种类、频次不断增多，对市场参与者提出了更高要求。单个电力用户由于缺乏专业性，直接参与批发市场将面临价格波动，其伴随的盈亏和市场风险极大。售电公司要利用专业优势，深入研究规则、供需关系等相应的市场特性，做好价格预测，发挥好风险控制的作用，通过代理多个电力用户有效对冲电力市场中的价格波动风险，通过现货、中长期合同和金融衍生品的组合，有效控制用户价格水平。

 

二是引导用户提高用能水平。据初步估计，2022年市场用户数量将从不到50万户跃增到约5000万户，增长百余倍，个性化增值服务的需求将大大增加。售电公司一方面要通过用电管理服务，统计用户历史负荷数据，分析电能消耗水平，制定合理的用电方案，满足工商企业等大型用户的需求；另一方面，要根据中型用户及小型家庭用户的用电习惯，细分客户群体特点及消费规律，为用户提供季节性、时段性、定制式电价套餐，帮助用户节省用电支出。引导用户错峰用电，促进用户改进用电曲线，实现用户侧节能降耗，资源优化配置。用户个性化增值服务需求增加将给售电公司带来广阔的机遇，引导用户提高用能水平是下一步售电公司在竞争上最重要的体现。

 

三是促进市场竞争效率。在零售市场侧，售电公司之间为争取更多的市场份额，会积极优化自身售电业务，主动为用户提供各项电力服务，形成售电市场竞争，最终提升电力用户的用能体验。在批发市场侧，售电公司会加快交易价格的收敛速度，倒逼发电企业积极进行能效改造，为市场中的高效机组带来更多的机会，提高发电效率和产能利用水平，促进发电市场的竞争。

 

四是促进新能源发展。由于新能源特别是风力发电的出力曲线难以控制，单个新能源电站参与市场存在极大的风险，利益得不到保证，不利于新能源发展。通过售电公司可以聚合多个新能源电站参与市场，有效地平抑单条出力曲线的不可控性，甚至可以通过售电公司实现“火风”搭配、“水风”搭配，基本实现新能源出力可控，从而规避市场风险。售电公司通过管理风险获得收益，更重要的是，新能源的利益得到了保障，有了发展的动力，才能促进以新能源为主体的新型电力系统建设。

 

五是促进以分布式光伏为起点的综合能源利用。目前，分布式光伏已经成为实现碳达峰、碳中和目标的重要手段，从沿海部分发达省市的“十四五”规划看，分布式项目几乎占据了可再生能源开发规划容量的半壁江山。分布式光伏作为个体发电单位，往往面临着资金缺乏、技术落后等方面的短板，作为专业的电力服务方，售电公司有足够的资金和技术支持，可在资金上以参股的方式参与分成，以技术咨询的方式参与施工建设，甚至直接控股开发运营。总之，售电公司社会资本进入分布式光伏市场，将极大促进分布式光伏项目的发展。

 

建设适应新能源发展的新型电力市场

 

近年来，新能源发电装机与发电量占比不断攀升，截至2020年底，新能源装机占比达到24.31%，同比提高近4%，发电量占比9.54%，同比提高近1%。从目前开展现货的甘肃、内蒙古、山东、山西的情况来看，新能源占比都非常高，分别为45.05%、34.87%、32.63%、31.91%，但新能源的随机性、波动性等发电特性，也加剧了现货市场的价格波动，经常触及地板价和天花板价。

 

当前，新能源进入电力市场面临的主要问题有：一是政策方面，现存的政策体系和电力市场体系相互之间存在矛盾，可再生能源保障性收购无法很好地执行，保障利用小时数逐年降低，新能源项目的收益得不到合理保障。二是消纳责任权重上，可再生能源电力消纳保障机制没有落到实处，目前存在与绿电交易机制、绿证交易市场多头发力的问题。三是结算偏差风险方面，现货市场价格下，经常出现正现货电量低电价、负现货电量高电价的现象，对新能源中长期带曲线合同起不到保收益、避风险的作用。

 

建设适应新能源发展的新型电力市场体系，需要从以下四个方面发力：

 

第一，推动政府授权合约应用，保障新能源消纳。对新能源实行保障性收购仍是促进新能源发展的重要措施，需要做好新能源消纳与既有保障政策的衔接。同时，对于没有直接参与市场的新能源电量，可将保障性收购政策转换为政府授权合同的形式，由政府授权电网企业或保底购电企业与新能源企业签订长期政府采购合同，固定收购价格或者明确价格调整机制，保障新能源企业的合理收益，实现与市场的衔接。

 

第二，建立用户强制配额制度，促进开展各类绿色电力交易。出台用户强制配额制度，政府确定用户用电量中新能源配额比例，进一步压实用户（售电公司）可再生能源消纳权重责任，通过市场手段鼓励电力需求侧主动消纳可再生能源。推动绿色电力“证电分离”，开展绿证交易并与自愿绿证交易配合开展。合理衔接清洁能源价格补贴机制和绿证交易机制，推动清洁能源与其他类型的电源同台竞争，从“能量价值+绿色价值”两个方面体现其价值。

 

第三，做好中长期市场与现货市场的衔接。鼓励新能源企业自主确定年度、月度交易电量比例，允许新能源以聚合商的形式参与市场。完善带电力负荷曲线交易机制，实现中长期交易市场连续开市，提高交易频率，缩短市场出清时间间隔，增加流动性强的交易品种，促进新能源企业灵活调整中长期合同。电力市场运营机构应提升新能源的预测能力，规避新能源企业参与市场的风险。

 

第四，同步建设辅助服务市场。由于新能源占比提升增加的系统成本，不应由新能源企业或发电侧承担，要按照“谁受益、谁承担”的原则，向用户侧进行疏导，由所有用户共同承担。

 

积极平稳推进电力现货市场建设

 

自2017年国家推进电力现货市场建设试点以来，第一批8个试点地区已经开展了整月结算试运行，电力体制改革迈出了一大步。当然，这个过程中也存在一些问题：一是市场规则不统一。各省的交易规则各不相同，且差异很大，虽然从同一省内市场看问题不大，但随着市场范围的扩大，市场主体需要在不同省区参与交易，必须对其他省区的交易规则从头开始深入了解，增加了交易成本。8个现货市场试点省区在市场模式、交易组织、交易结算等方面都存在很大差异，统一协同难度巨大。二是限价水平不合理。“1439号”文件明确现货市场地区上网电价浮动范围不受限制，个别省区对现货交易价格实行严格限制，对应燃煤发电价格，最高限价连单位燃料成本都包不住。这些情况阻碍了现货市场发挥价格信号的作用，严重影响了发电企业的积极性。三是火电企业固定成本回收困难。目前试点省区多采用节点电价机制，对于火电企业而言，出清价格只能弥补单位变动成本，不能弥补固定成本。从8个试点省区的出清价格看，即便是在2021年煤炭价格大幅度上涨的情况下，市场整体出清的价格也仅略高于单位变动成本。

 

针对下一步积极平稳推进电力市场建设，建议从以下五个方面统筹考虑：

 

一是加强市场的顶层设计。统筹考虑各省区市场与全国统一市场的衔接路径，统筹国家层面政策调整、指导省级市场建设。按照先易后难、先简后繁的原则设计方案规则，既有利于市场主体看得明白、想得清楚、做得明确，朝着正确的方向努力，也有利于交易调度机构简单操作，促进电力系统的安全稳定运行。

 

二是出台容量补偿机制。随着新能源的快速发展，火电利用小时数将进一步下降。由于我国国情决定了采取稀缺电价机制的可能性不大，必须尽快出台容量补偿机制，既是对火电参与竞争只能获得对应单位变动成本市场出清价格的弥补，也是对火电利用小时数降低、固定成本回收不足的弥补。否则，火电生存困难，系统灵活性调节能力下降，容量可靠性充裕度不足，不利于电力系统的安全稳定运行。

 

三是合理设置限价水平。对于现货价格，根据是否建立容量补偿机制确定不同的价格限制，至少应涵盖火电机组的燃料成本、排放成本、碳成本、机会成本。目的是实现发电企业通过顶峰高电价获得合理收益，保证企业总体可持续发展。

 

四是推进用户侧参与现货市场。实现上网-输配电-售电价格的传导，促进源网荷储的互动；对进入中长期市场的电力用户，必须同时全部进入现货市场，解决发电侧全电量参与现货市场、而用户侧参与现货市场的规模少，造成现货价格不能向用户传导的问题。另外，直接参与市场的用户、售电公司和电网企业代理购电应平等参与现货交易，公平承担责任义务。

 

五是合理补偿保供热机组。为保障供热，热电机组对应部分电量不能参与市场出清，高峰时顶不上去，低谷时压不下来，暴露在现货价格下，必须进行合理补偿。当中长期电量覆盖以外的部分电量现货价格低于变动成本时，要建立补偿机制，至少能够弥补变动成本。同时，这部分的补偿成本核算要及时，对应边界参数也要及时更新。

 

未来，要进一步积极构建以新能源为主体的新型电力系统，推动构建适应新型电力系统的市场体系，大力推动新时代可再生能源大规模、高比例、高质量、市场化发展，加快实施可再生能源替代行动，着力提升新能源消纳和存储能力，健全完善有利于全社会共同开发利用可再生能源的体制机制和政策体系，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供坚强保障。

 

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年02期，作者系中国大唐集团有限公司市场营销部主任