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    完善電力市場化交易機制 縱深推進電力市場化改革

    經濟日報發布時間:2022-08-12 09:39:38

      新一輪電力體制改革以來,我國電力市場建設穩步推進,主體多元、競爭有序的電力交易市場體系初步形成。今年國務院印發《要素市場化配置綜合改革試點總體方案》提出,支持試點地區完善電力市場化交易機制,開展電力現貨交易試點,完善電力輔助服務市場。本期聚焦電力市場化改革邀請專家探討。

      主持人 經濟日報理論部主任、研究員 徐向梅

      逐步構建多層次統一電力市場體系

      主持人:我國電力市場化改革經歷了怎樣的發展階段,取得了哪些成效?

      戴俊良(國家能源局市場監管司司長):電力體制改革是我國經濟體制改革的重要組成部分,黨中央、國務院一直高度重視,電力市場化改革持續向縱深推進,經歷了“從無到有”的歷程,主要包括三個發展階段。

      第一階段:廠網分開奠定電力市場基礎。從20世紀90年代初開始,我國電力工業進行了以引入市場競爭機制為主要內容的電力管理體制與運營模式重大改革。2002年國務院發布《電力體制改革方案》,明確了“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”四大改革任務,拉開電力體制改革序幕。經過10余年發展,逐步形成發電主體多元化競爭格局。

      第二階段:新一輪電力體制改革構建電力市場體系。2014年6月,中央財經領導小組第六次會議提出“四個革命、一個合作”(即消費革命、供給革命、技術革命、體制革命,全方位加強國際合作)的基本要求。隨后,全面深入推進市場化改革、貫徹落實能源革命新戰略的新一輪電力體制改革方案逐漸醞釀成熟。2015年,《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》確定了“三放開、一獨立、三強化”的改革路徑以及“管住中間、放開兩頭”的體制架構,提出區分競爭性和壟斷性環節,在發電側和售電側開展有效競爭,培育獨立的市場主體。新一輪電力體制改革以來,我國電力市場建設穩步推進,市場化交易電量比重大幅提升,初步構建了主體多元、競爭有序的電力交易市場體系,有效促進電力資源優化配置和可再生能源規?;l展。

      第三階段:“雙碳”目標的提出開啟電力市場化改革新篇章。實現“雙碳”目標是推動能源高質量發展的內在要求,也是加快建設能源強國的必經之路,電力市場要發揮對能源清潔低碳轉型的支撐作用。2021年11月中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出,要健全多層次統一電力市場體系,加快建設國家電力市場。2022年,國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》,標志著電力市場化改革新篇章開啟。

      2015年新一輪電力體制改革以來,按照“先試驗、后總結、再推廣”的原則,我國電力市場化改革不斷深化,逐步構建了以中長期交易為“壓艙石”、輔助服務市場為“調節器”、現貨試點為“試驗田”的電力市場體系。

      一是保障電力安全穩定供應。全國市場化交易電量規模大幅提升,由2016年的1萬億千瓦時增加到2021年的3.8萬億千瓦時,占全社會用電量的45.5%。在去冬今春能源保供中,中長期市場保供應穩定、輔助服務市場保系統運行安全、應急調度交易保突發處置的市場機制發揮了重要作用。其中,中長期市場“壓艙石”作用凸顯,2021年年度、月度交易電量超95%,有效穩定了電力供需;輔助服務市場“調節器”功能進一步提升,挖掘調峰能力超9000萬千瓦,保障了電力系統安全穩定運行;應急調度支援作用有效發揮,累計開展跨省跨區應急調度200余次,支援電量近100億千瓦時。實踐證明,市場化機制是在既有系統條件下,優化配置資源、挖掘系統調節潛力的最有效手段,優先用足用好市場機制配置資源的理念形成共識。

      二是促進能源清潔低碳轉型。2021年,全國可再生能源發電裝機規模歷史性突破10億千瓦,水電、風電、光伏裝機均超3億千瓦,海上風電裝機規模躍居世界第一位,可再生能源發電量達2.48萬億千瓦時,占全社會用電量的29.8%,新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時大關。市場化機制是促進清潔能源并網消納的重要舉措,清潔能源參與市場交易規模持續增加,2021年全國通過市場化方式消納清潔能源7215億千瓦時。其中,通過輔助服務市場挖掘系統調節能力超9000萬千瓦,年均促進清潔能源增發電量1000億千瓦時,發電企業獲得收益253億元,有效促進了火電靈活性改造,為促進清潔能源消納和推動煤電轉型發展提供了關鍵支撐。

      三是降低全社會用電成本。目前,全國已建立北京、廣州兩個區域電力交易中心和33個省(區、市)電力交易中心,形成了相對獨立、公平規范的市場交易平臺,累計注冊市場主體46.7萬家。電力供需較為寬松時期,市場機制通過有效競爭釋放優質產能,2016年以來累計為實體經濟降低用電成本4700多億元。電力供需較為緊張時期,市場機制是疏導燃料上漲成本最直接、快速的渠道,2022年一季度參與直接交易的煤電企業成交均價為0.4478元/千瓦時,較基準價上漲0.0678元/千瓦時,漲幅為17.84%,比電網企業代理購電燃煤電價漲幅提高2.5個百分點,為發電企業增收450多億元。通過公平有效的市場機制提高系統運行效率、實現經濟調度,對降低全社會用電成本發揮了重要作用。

      今年是落實“十四五”規劃以及“雙碳”目標的關鍵之年,電力市場要向“從有到優”升級,發揮對能源清潔低碳轉型的支撐作用。

      首先,加快構建全國統一電力市場體系。進一步規范各層次電力市場秩序,健全中長期、現貨交易和輔助服務交易有機銜接的電力市場體系;深化市場機制,降低市場主體制度性交易成本,打破省間壁壘,提高大范圍資源配置效率;加快電力市場標準化建設進程,建立完善的標準體系框架,統一與市場相關的名詞概念、數據口徑和技術標準。其次,進一步完善電力市場功能。持續推動電力中長期交易,發揮其平衡長期供需、穩定市場預期的基礎作用;積極穩妥推進電力現貨市場建設,引導現貨市場更好發現電力實時價格,準確反映電能供需關系;完善深化電力輔助服務市場,豐富交易品種,健全價格形成機制,更好體現靈活調節性資源的市場價值;培育多元競爭的市場主體,推動工商業用戶全部進入市場,有序推動新能源參與市場交易。再次,加強市場交易秩序監管。督促市場成員嚴格執行國家相關政策,遵守市場交易規則,完善交易組織流程,規范電網企業代理購電行為;夯實市場運營機構主體責任,加強對市場運營情況的監控分析,做好電力電量平衡和信息披露工作。

      中長期交易與現貨市場有效銜接

      主持人:電力現貨交易市場試點進展如何?解決現貨市場建設中存在的問題,國際上有哪些可借鑒經驗?

      陳啟鑫(清華大學能源互聯網智庫中心常務副主任):自2017年8月國家發展改革委、國家能源局發布第一批電力現貨交易市場試點以來,我國電力現貨市場建設穩步推進。其中,廣東、山西、山東、四川、甘肅5個試點地區已于2021年啟動現貨不間斷試運行,并持續運行至今,期間結合試運行情況對規則進行了更新迭代;浙江和蒙西近期更新了現貨市場相關規則,浙江將在新規則確定后開展現貨市場模擬與調度試運行,蒙西于2022年6月1日啟動連續結算試運行;福建自2020年啟動長周期結算試運行以來,一直以發電側單邊參與方式開展,近期正修訂市場交易規則,待通過后推動模擬與結算試運行。2021年3月,上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等第二批現貨試點名單公布。

      目前我國電力現貨市場試點共有14個,電力現貨市場建設成效顯著。其一,充分體現了現貨市場對電力資源的價格發現作用。在現貨市場機制下,市場主體提前申報供給與需求投標,并由市場運營機構統一出清,形成分時段市場出清價格,體現了電力能源不同的時間價值屬性;在系統網絡傳輸線路出現阻塞時,每個區域與節點會產生不同的電價,體現了電力能源不同的空間價值屬性。在不同時間與空間價格信號影響下,市場主體被引導更科學地用能。其二,多元市場主體有序參與并享受市場機制釋放的社會福利。目前許多試點地區已實現發電、用電雙側參與,通過雙側主體報量報價形式,共同參與資源優化配置。其三,實現了中長期合約與現貨市場交易有效銜接。一般而言,市場80%以上的交易電量在中長期交易中鎖定,以規避風險。但是很多中長期交易合約只確定了電量與價格,未就詳細電力結算曲線達成一致,與現貨市場銜接存在難題。部分試點省區已提出現貨市場標準化結算曲線等解決方案,實現了中長期交易與現貨市場高效銜接。

      電力現貨市場有序發展,但仍存在部分問題有待解決:各地電力現貨市場建設進展和交易規則尚存差異,給建設全國統一電力市場帶來一定挑戰;電力現貨市場試點機制對高比例新能源考慮尚不完善,新型電力系統下的市場運行存在不確定因素;部分地區電力現貨市場開放程度有待提升,參與門檻和交易限制需進一步放寬,以加強資源優化配置的廣度與深度。

      我國擁有世界上規模最大的電力系統,在實踐中探索形成了獨具特色的電力現貨市場組織模式,在保障電力能源安全穩定供給基礎上實現資源優化配置。因此解決電力市場存在的問題,需因地制宜探索解決方案。不過對于一些電力市場發展的共性問題,仍能從國際成熟市場中獲取經驗。

      多層次市場協同方面,近年來歐洲與美國均出現了跨區域、大范圍電力現貨協同市場,以應對高比例新能源帶來的挑戰,對我國建設全國統一電力市場體系有一定參考價值。在未來電力現貨市場建設過程中,建議設計多層次市場協同架構與統一標準現貨市場規則體系,對跨省區與省區內交易時序、交易出清與結算模式機制給出指導意見,以兼容多個省區現貨市場的運行機制。

      新型電力系統適配機制方面,歐洲、美國加州等具有高比例可再生能源的地區,普遍開始探索面向高比例新能源的市場機制,對現有機制進行修正。例如,出臺激勵市場主體提供靈活爬坡等新型輔助服務機制,為火電等提供系統可靠性支撐的電源提供容量補償或組織容量市場,針對高比例新能源引起的能量價格信號消失問題提供稀缺性價格機制等。

      市場有序運行方面,近兩年能源價格存在較大波動,美國加州、得州以及澳大利亞等地區在不同時間出現缺電、限電或暫停市場事件。受益于穩健的電力現貨市場機制,我國電力市場價格始終保持在較為穩定的水平。不過,市場準入門檻過高、僅允許單邊主體參與等約束,也在一定程度上限制了資源優化配置效率,建議在維護市場秩序前提下盡可能提高資源優化配置效率。

      多維度推動可再生能源規?;l展

      主持人:新能源參與電力市場化交易情況如何?在保供穩價的同時,如何促進新能源高效消納?

      韓放(中國電力聯合會規劃發展部副主任):一直以來,我國對新能源主要采用“保量保價”的保障消納政策,有力促進新能源發展的同時,也為實現能源轉型和“雙碳”目標打下了良好基礎。截至2022年6月,風、光新能源裝機達到6.8億千瓦,占總裝機的27.82%,裝機規模穩居全球首位,技術與成本優勢日益凸顯,除海上風電外已進入平價發展新階段。從市場體制機制建設來看,可再生能源配額制的實施,以中長期、現貨、輔助服務為主的市場化交易體系的完善,以及綠色消費機制的建立都對促進新能源消納、穩定行業預期發揮了積極作用。

      隨著新能源裝機增加和電力體制改革深入,西部、東北地區部分省份,如甘肅、內蒙古、山西、吉林、遼寧、河北等采用“保障性消納+市場化交易”方式消納新能源,新能源參與市場交易電量比例逐年增加。

      從全國總量來看,集中式新能源電站參與市場交易比例相對較高。調研數據顯示,大型能源企業新能源交易電量占新能源總發電量的28%以上,預計2022年新能源交易電量市場化比例達到30%以上。未來以新能源為主體的新型電力系統構建中,新能源參與電力市場成為必然趨勢。從各區域來看,新能源占比低的地區以“保量保價”的保障性收購為主,新能源上網電量執行批復電價,不參與市場化交易。新能源占比較高的地區,如華北、西北、東北等多數省份以“保障性消納+市場化交易”方式消納新能源,“保量競價”電量參與電力市場,新能源自主參與各類市場化交易,由市場形成價格。部分省份新能源可自行選擇是否進入市場,根據電網季節性消納能力變化選擇是否通過市場交易減少棄電量。

      從參與程度來看,各省新能源參與市場交易程度不同。以西北為例,部分省份下達的保障性利用小時數較高,如陜西2021年僅有15%的新能源電量參與市場,青海則已全部參與,其他省份新能源市場化上網電量比例在15%至65%不等。

      從市場范圍和形態來看,跨區跨省和省內等市場都進行了一系列探索??鐓^跨省市場有新能源與火電打捆參與中長期交易、跨省區可再生能源現貨交易以及跨省調峰輔助服務市場;省內市場包括中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等,交易品種有電力直接交易、自備電廠替代交易、發電權交易、合同轉讓交易、綠電交易等。

      新能源如何參與市場交易是個世界難題,各國都在嘗試不同做法。例如,采用政策性激勵措施:美國新能源基于可再生能源配額制及其配套綠證機制、差價合約、VPPA及套期保值等價格激勵機制參與電力市場,德國基于溢價機制和招標機制等參與電力市場。優先促進新能源消納,依靠較低的邊際成本通過低價進入電力市場:美國、歐洲很多市場采取報量不報價的方式,獲得優先發電機會,由于新能源邊際成本較低,加上綠證收益和生產稅抵免優惠,一般發電越多收益越大。

      未來有序推動新能源參與市場交易,需要從制定政策制度、完善市場機制兩方面共同推進,采用“政策激勵+市場機制”雙支撐模式,推動可再生能源規?;l展,促進市場機制建設。

      一是發揮政策激勵作用,保障新能源發展。新能源與其他市場主體平等參與電力市場交易,同時配套建立相關政策措施,保障可再生能源發電的合理收益。具體方式包括政府授權合約加可再生能源配額制及配套綠證機制。

      推動政府授權合約應用,保障新能源消納。目前,對新能源實行保障性收購仍是主要方式,為適應電力市場環境,建議將保障性收購政策轉換為政府授權合同形式,由政府授權電網企業或保底購電企業與新能源發電企業簽訂長期政府采購合同,固定收購價格或明確價格調整機制,保障新能源企業經營收益。

      建立新能源綠色證書交易和用戶強制配額制度。綠色證書交易和用戶強制配額制度能夠有效促進可再生能源發展,是國際上比較通行的做法。2017年以來我國開始核發綠色證書,但由于未出臺針對用戶和售電公司的強制配額制度,綠證交易量很少。相較于提高終端銷售電價的方式,以購買綠證方式疏導新能源成本更易被社會大眾接受。建議出臺用戶強制配額制度,政府確定用戶用電量中新能源配額比例,用戶通過購買新能源綠證完成配額責任。強制配額比例可結合新能源實際情況和規劃目標確定,提前制定綠證保底價格,給未完成配額義務的主體提供完成配額任務的渠道。

      二是完善市場機制,適應新能源發展的物理特性。

      成立新能源聚合商。允許風、光電站按區域自愿集合形成新能源電站集群,整體參與市場,提高新能源出力預測精度和穩定性。新能源場站可與火電、水電、核電等常規電站集合參與市場,通過控制系統改造,合成曲線后參與市場交易,通過常規能源的調節減少其波動性、隨機性。此外,新能源可與售電公司集合參與交易,通過售電公司用戶側調節資源平抑其波動性。

      優化跨省區輸電工程定價機制??缡^交易是新能源參與市場的重要模式,建議對跨省區輸電工程采用兩部制電價機制,降低新能源參與市場交易門檻,減少交易成本,擴大交易范圍。

      縮短交易周期,提高交易頻率??紤]到新能源出力預測準確性低的特性,市場設計應增加新能源調整曲線的機會,中長期市場不間斷開市、縮短實時市場出清時間間隔、多周期動態優化。

      發揮區域聯網和多能互補作用,保證可靠供電。鑒于新能源隨機性、波動性、間歇性特點,在更大區域和市場范圍內開展交易有助于新能源消納,實現更大范圍資源優化配置。目前北京電力交易中心已開展綠電交易,是通過市場機制促進新能源消納的有效途徑。

      合理疏導輔助服務成本。為了疏導新增的系統調節成本,應按照“誰受益、誰承擔”的市場化基本原則,合理評估輔助服務貢獻和責任主體,建立公平合理的輔助服務市場,在用戶電價中增加輔助服務價格。

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