近日，記者綜合各方消息了解到，自從2017年8月國家發(fā)改委、國家能源局選取廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅八個地區(qū)作為第一批電力現(xiàn)貨市場試點以來，目前已取得突破性進展。當前，各省試點正在進一步擴大結(jié)算運行的周期和規(guī)模，其中，甘肅、山西、福建電力現(xiàn)貨市場試點均計劃開展試運行至年底。

業(yè)內(nèi)專家普遍認為，由于我國特殊的國情，優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量在未來一段時間內(nèi)將持續(xù)存在。鑒于國內(nèi)現(xiàn)貨市場試運行時間比較短，難免出現(xiàn)問題，需要對電力現(xiàn)貨試點不斷總結(jié)分析。

（文丨本報記者 蘇南）

山西、甘肅新能源參與現(xiàn)貨市場

今年以來，為加快推進電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作，國網(wǎng)系統(tǒng)6家電力現(xiàn)貨試點單位全方位開展了大量工作，各試點單位均至少開展兩次連續(xù)結(jié)算試運行。同時，各試點根據(jù)電源結(jié)構(gòu)、用電結(jié)構(gòu)、市場成熟度差異等因素，多采用“中長期差價合約+全電量集中競價”模式。除四川豐水期外，各試點地區(qū)統(tǒng)調(diào)火電機組均參與現(xiàn)貨市場。

期間，各電力現(xiàn)貨市場試點根據(jù)各自新能源運行現(xiàn)狀和政策要求，采取了不同的處理機制，其中，山東、浙江、四川、福建四省新能源不參與市場，將其日前預測曲線全額作為市場邊界，按照實際發(fā)電結(jié)算；山西、甘肅新能源參與電力現(xiàn)貨市場，對次日新能源預測曲線按照“以用定發(fā)”的原則進行調(diào)整，金融結(jié)算。

“從成交量看，甘肅、山西、浙江、山東試運行中日均中長期電量覆蓋率在9成左右，有效避免了現(xiàn)貨價格波動帶來的風險。”一位不愿具名業(yè)內(nèi)人士表示，從成交價看，山西、山東、浙江供需平衡寬松，試運行價格低于中長期價格；甘肅新能源大發(fā)且調(diào)低了出清限價，試運行價格有所下降；福建和枯水期的四川現(xiàn)貨交易機制為小規(guī)模單邊發(fā)電權(quán)交易，價格受供需關系影響小，接近中長期均價或標桿電價。

在業(yè)內(nèi)專家看來，電力現(xiàn)貨與深度調(diào)峰市場融合效果較好，其中，山西省內(nèi)北部機組成本低、容量大，電量考核任務重，降低運行下限避免停機；中部機組中長期合同電量充足，通過降出力實現(xiàn)盈利；南部機組成本較高，中長期合同電量少，承擔供熱任務必須運行電力市場，通過降出力減少虧損。“11月份山西電力現(xiàn)貨市場試運行的半個月中，火電機組在原有深度調(diào)峰能力的基礎上，進一步釋放了向下調(diào)節(jié)能力150萬-200萬千瓦，擴展了新能源消納空間。”上述人士介紹。

優(yōu)化發(fā)用電曲線管理

有助于控制不平衡資金

電力現(xiàn)貨試運行中，不容忽視的是，由于我國特殊國情，優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量在未來一段時間內(nèi)將持續(xù)存在。優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量不匹配產(chǎn)生的不平衡資金主要有兩種情況，一是非市場化發(fā)、用的總電量的匹配規(guī)模不對應，即保障性優(yōu)先發(fā)電量與非市場化用電量需求不匹配，或發(fā)用兩側(cè)市場化交易電量不匹配等情況，導致結(jié)算產(chǎn)生偏差費用。二是非市場化發(fā)、用電的總電量規(guī)模一致，但每個分時結(jié)算周期內(nèi)非市場化發(fā)、用電量無法完全匹配，在現(xiàn)貨市場分時電價機制下，結(jié)算產(chǎn)生偏差費用。

對此，上述人士表示，每天優(yōu)發(fā)優(yōu)購的曲線匹配難度比較大，不過，通過精細化發(fā)用電曲線管理，可以控制不平衡資金。“如山西采用的一個辦法，盡可能將優(yōu)購曲線預測準確，然后拿優(yōu)發(fā)電量與之匹配，以減少不平衡資金。精細化進行曲線管理后，大幅減少了雙軌制費用。從山西電力現(xiàn)貨試運行來看，日均雙軌制不平衡資金由5月份的1000多萬元降到目前的約75萬元。”

在另一位不愿具名的電改研究人員看來，由于在當前計劃與市場并行方式下，優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購電放開比例不對等，市場化發(fā)電量對應優(yōu)先購電量的部分仍然按照目錄電價結(jié)算，因此將會產(chǎn)生一定的雙軌制不平衡費用。“建議各地在市場建設方案中規(guī)范不平衡資金分類，各項結(jié)算科目獨立記錄，分類明確疏導。此外，還可將不平衡資金納入電價調(diào)整機制。”

上述研究人員還認為，我國部分現(xiàn)貨試點省份尚未建立針對機組啟停、空載費用的成本補償機制，建議參考美國PJM市場的處理機制，在出清模型中引入機組啟停和空載費用，并由電力用戶按照日前和實時市場中的負荷比例進行分攤。

需重點考慮機組容量成本收回機制

截至目前，試點現(xiàn)貨市場運行情況總體良好，交易組織流程流暢，技術支持系統(tǒng)運行正常，出清結(jié)果基本符合預期，驗證了現(xiàn)貨市場規(guī)則和技術支持系統(tǒng)的有效性。但同時，現(xiàn)貨市場試點試運行中不同程度暴露了一些規(guī)則設計方面的問題，如中長期交易與現(xiàn)貨市場銜接有待完善、市場力監(jiān)測與防范機制尚不健全、合理的容量補償機制還需要探索。業(yè)內(nèi)專家認為，在下一步電力市場建設中，需重點考慮機組容量成本收回機制。

雖然國家能源局印發(fā)的《2020年能源工作指導意見》明確提出，今年深入推進電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行，具備條件的地區(qū)正式運行電力市場，但在業(yè)內(nèi)人士普遍表示，電力現(xiàn)貨正式運行仍需要一定條件。首先，要從法律上給予明確，政府部門要正式出臺運行規(guī)則；其次，試運行過程中出現(xiàn)的問題，基本上能得到較好的解決；再次，市場主體通過試運行對市場規(guī)則有較熟悉的掌握。

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