安徽開展電力中長期交易的關鍵問題分析

／安徽電力交易中心有限公司 李衛(wèi)國 王海超 陳中元 陳家庚 何川 郝宇星／

安徽開展電力中長期交易的關鍵問題分析

／安徽電力交易中心有限公司 李衛(wèi)國 王海超 陳中元 陳家庚 何川 郝宇星／

2016年12月底，國家發(fā)展改革委、國家能源局加急印發(fā)了《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》（發(fā)改能源[2016]2784號）（簡稱“《基本規(guī)則》”）。為開展電力體制改革工作，之前多個省份已經出臺了各自的交易規(guī)則和管理辦法。例如，2016年11月安徽省能源局印發(fā)了《安徽省電力直接交易規(guī)則》，其中明確了安徽省開展電力直接交易的相關細則，但其中與電力市場建設相關內容的廣度與深度與《基本規(guī)則》有所差異，國家發(fā)布的政策關于中長期交易的指導意義更強，同時強調了地方政府電力管理部門應根據國家政策制訂或修訂各地交易規(guī)則[1]。

2017年2月、3月，安徽省分別開展了2017年度電力雙邊直接交易和電力集中直接交易。本次省電力交易中心共收到雙邊直接交易意向書88份，涉及23家發(fā)電企業(yè)、39家直購用戶（直接參與交易）和24家售電公司（代理用戶參與交易）。有效申報總意向電量591.34億千瓦時，其中，無中長期雙邊交易意向書的電量6.36億千瓦時，有中長期雙邊交易意向書的電量584.98億千瓦時。本次年度的雙邊直接交易規(guī)模為400億千瓦時，按照交易規(guī)則首先調減無中長期雙邊交易意向書的電量6.36億千瓦時，其次調減有中長期雙邊交易意向書的電量184.98億千瓦時，實際成交電量400億千瓦時，全部為中長期意向電量。成交均價（指發(fā)電側）為0.33067元/千瓦時，較標桿上網電價下降0.03863元/千瓦時。

一、電力用戶全電量參與市場交易是電力交易市場化的必要條件

對于電力用戶而言，如果在交易規(guī)則中未明確需要以全電量參與市場交易，電力用戶可采取較保守的市場化電量申報方式，差額部分向電網企業(yè)購買，雖然能夠降低用戶的違約風險，但是當市場交易價格走高時，用戶可以選擇按政府目錄電價向電網企業(yè)購電，不能反映發(fā)電企業(yè)成本和市場供需形勢的變化。在政策規(guī)則中要求用戶全電量進入市場，且不得隨意退出市場，并取消目錄電價。這樣市場交易價格能夠真正反映發(fā)電企業(yè)成本和市場供需形勢的變化，實現有升有降，并通過合理的價格信號引導電力投資和電力資源的優(yōu)化配置[2]。

二、中長期交易需結合多類型市場開展

從2010年在全國首批開展電力直接交易試點，到2014年國內首個大用戶直接交易平臺建成投運，到2016年安徽電力交易中心有限公司掛牌成立，作為電改重要標志的電力市場化交易工作，安徽一直走在全國前列。與此同時，2016年我國電力體制改革取得了顯著成果：輸配電價改革超預期推進、31家電力交易機構陸續(xù)組建、有序放開發(fā)用電計劃穩(wěn)步推進、配售電側改革逐步開展，很多省份將電力直接交易作為電改突破口。以致于不少人對于電改形成一個誤區(qū)，認為電改就等同于擴大電力直接交易，等同于電廠給大用戶讓利。

而中長期交易品種包括電力直接交易、跨省跨區(qū)交易、合同電量轉讓交易、輔助服務補償（交易）機制等。其中，合同電量轉讓交易主要包括優(yōu)先發(fā)電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區(qū)交易合同等轉讓交易。在中長期交易中，由于用戶用電需求存在較大不確定性，難以準確預測，在我國現階段電力市場發(fā)展體系下，需要通過多種交易類型的協調，對不同時間維度、不同交易次序維度、不同競爭維度的交易類型進行協。例如，通過合同電量轉讓交易（二級市場），來平衡電力直接交易市場（一級市場）的偏差，基于此種方式，不僅可以降低市場交易主體的違約風險，也可以實現替代發(fā)電、促進資源優(yōu)化配置[3]。

三、現貨市場開啟前需要適當的電量平衡處理機制

《安徽省電力直接交易規(guī)則》中提到結算偏差處理方式，即“有偏差即處理”的方式，但這種方式等同于事后處理的方式，還未有事中的處理機制。在發(fā)電企業(yè)合同電量與實際電量發(fā)生偏差時，在沒有電量平衡處理機制的情況下，需由調度機構來決策機組出力方式，這種方式不是電力交易市場化的表現。在現貨市場建立之前，為解決系統(tǒng)平衡，需要構建電量偏差處理機制，通過市場化的方式針對發(fā)電企業(yè)調整其發(fā)電計劃，以滿足系統(tǒng)電力電量平衡需要。

中長期合同電量偏差處理方式主要通過“在發(fā)電側采用預掛牌月平衡偏差方式進行處理，通過這種方式確定提供上調服務和下調服務的機組，調度機構嚴格按合同電量安排機組的發(fā)電計劃，當系統(tǒng)需要進行偏差處理時，優(yōu)先調用價格最低的機組調整出力，實現系統(tǒng)的經濟運行，并且在結算時通過偏差考核機制確定造成偏差的責任主體，由其承擔偏差處理機制引起的費用”。

預掛牌月平衡偏差方式體現了公開、透明的原則，增發(fā)、減發(fā)補償價格均由發(fā)電主體在市場中自主報價，電力調度交易機構根據報價選擇機組進行出力調整。除此之外，還可以采用預掛牌日平衡偏差方式、等比例調整方式、滾動調整方式處理合同電量偏差，也可以根據實際探索其他偏差處理方式。

四、約定曲線的交易形式為現貨市場與中長期交易過渡的探索模式

以曲線的形式進行交易是一項重要創(chuàng)新，在此之前各省發(fā)布的交易規(guī)則中，通常都是包含交易的持續(xù)時間，例如，安徽省以年度和月度交易為主。購電主體或售電主體只需在交易周期內完成用電量及供電量的需求，電廠的供電計劃按照電網的日前計劃執(zhí)行，此前的交易模式不會約束用戶的用電時段與用電量。發(fā)電企業(yè)或者電力用戶對交易合同如何執(zhí)行、執(zhí)行多少、能否繼續(xù)執(zhí)行并不隨時掌握，由于電網是一種實時平衡的狀態(tài)，在一個長周期內完成交易電量不能夠準確地體現電量的供求關系，如：在用電負荷較高的時刻，大用戶反而在加大用電量；在負荷低估時刻，機組反而在增加出力。此前的交易模式將平衡電網電量的任務都落在了電網身上，大用戶或電廠為完成某個周期內的交易電量，可能會對電網的安全穩(wěn)定運行起到負作用。以約定曲線的形式進行交易，就是將交易電量以交易曲線的形式進行了分解（分解到日內），相當于是在現貨市場條件還未具備時，以另一種形式來反映電網的實時供求關系，增加了電源測與負荷側的協同能力。

五、輔助服務市場是未來電力市場建設中的關鍵要素

合同電量偏差處理方式以及約定曲線的交易形式，其主要目的都是為了平衡電量偏差，但前提條件是發(fā)電企業(yè)或者電力用戶有能力能夠調整該部分偏差，在預留該部分調整容量時，發(fā)電企業(yè)或電力用戶等于損失了一部分機會成本，即拿這一部分容量去參與市場交易的收益。

有償輔助服務提供者不僅包括并網發(fā)電廠，還包括電力用戶和獨立輔助服務提供者。獨立輔助服務提供者則鼓勵電儲能設備、需求側（如可中斷負荷）嘗試參與，同時，指出電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務技術要求。另外，對于輔助服務補償辦法，則按照“補償成本+合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發(fā)電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

目前很多試點省份的電力直接交易沒有體現電力的峰谷波動特性，沒有參與直接交易的計劃電力電量要承擔起系統(tǒng)的全部調節(jié)任務，則可能加大系統(tǒng)調峰壓力。在現貨市場建立之前電力直接交易電價與峰谷平電價或輔助服務費用的處理關系，一定程度上有助于減輕系統(tǒng)調峰壓力。

六、結論

電力市場的建設需針對全流程進行設計，對任何一個環(huán)節(jié)都有清晰的界定。在未來的安徽省電力市場建設過程中，需基于國家中長期交易的基本框架，結合安徽實際省情，在以上五點內容制定實施細則，推動安徽省電力市場平穩(wěn)有序的建設。

[1] 谷峰． 電力市場頂層設計與交易現實的博弈妥協——解讀電力中長期交易基本規(guī)則[J]． 中國電力企業(yè)管理, 2017(1):32-35．

[2] 葉岷． 對用戶全電量進入市場交易的幾點思考[J]． 中國電力企業(yè)管理, 2017(13):38-39．

[3] 葉岷． 基本規(guī)則架起電力市場的核心建設[J]． 中國電力企業(yè)管理, 2017(1):36-37．

2016年12月底，國家發(fā)展改革委、國家能源局加急印發(fā)了《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》（發(fā)改能源[2016]2784號）。電力中長期交易可以采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。本文主要從電力用戶需全電量參與市場交易、中長期交易需結合多類型市場開展、電量平衡處理機制建立的必要性、約定曲線的交易形式開展方式、輔助服務市場如何建設等方面進行論述。